IDENTIFICACIÓN Y ANÁLISIS DE PROYECTOS DE.pdf

UNIVERSIDAD PRIVADA BOLIVIANA

FACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

CARRERA DE INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA

“IDENTIFICACIÓN Y ANÁLISIS DE PROYECTOS DE

EXPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA”

Presentado por:

Fabio Dominguez Soriano

Tesis de Investigación para optar por el Título Académico de

LICENCIADO EN INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA

Tutor:

Ing. Raúl Rojas Peña

Cochabamba, Noviembre del 2013

1

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................... 21

1.1. ANTECEDENTES .................................................................................................................................. 21

1.1.1. Descripción general de la empresa Transportadora de Electricidad S.A. (1) ............................. 21

1.1.1.1. Misión ............................................................................................................................................. 22 1.1.1.2. Visión .............................................................................................................................................. 22 1.1.1.3. Valores ............................................................................................................................................ 22 1.1.1.4. Organización ................................................................................................................................... 22 1.1.1.5. Clientes ........................................................................................................................................... 23

1.1.1.5.1. Generadores .............................................................................................................................. 23 1.1.1.5.2. Distribuidores ............................................................................................................................ 24 1.1.1.5.3. Consumidores no Regulados ..................................................................................................... 24

1.1.2. Antecedentes generales del Trabajo Final de Grado ................................................................. 24 1.1.2.1. Hidroelectricidad ............................................................................................................................ 25 1.1.2.2. Hidrocarburos ................................................................................................................................. 25 1.1.2.3. Geotérmica ..................................................................................................................................... 26 1.1.2.4. Biomasa .......................................................................................................................................... 26 1.1.2.5. Eólica ............................................................................................................................................... 26 1.1.2.6. Solar ................................................................................................................................................ 26

1.2. DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA ................................................................................................................ 27

1.3. JUSTIFICACIÓN ................................................................................................................................... 28

1.4. ALCANCE ........................................................................................................................................... 28

1.5. OBJETIVOS ........................................................................................................................................ 29

1.5.1. Objetivo General ....................................................................................................................... 29

1.5.2. Objetivos Específicos ................................................................................................................. 29

2. MARCO TEÓRICO ............................................................................................................................. 31

2.1. SISTEMAS INTERCONECTADOS ............................................................................................................... 31

2.1.1. Sistema Interconectado Nacional (5) ........................................................................................ 33 2.1.1.1. Demanda de Energía Eléctrica del SIN ............................................................................................ 34

2.1.1.1.1. Demanda de energía eléctrica histórica .................................................................................... 35 2.1.1.1.2. Proyección de demanda de energía eléctrica ............................................................................ 35 2.1.1.1.3. Capacidad instalada y parque de generación ............................................................................ 37

2

2.1.2. Sistemas Aislados de Bolivia (5) ................................................................................................ 38

2.1.2.1. Proyección de demanda de los Sistemas Aislados .......................................................................... 39

2.2. FUENTES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DISPONIBLES EN BOLIVIA .................................................... 40

2.2.1. Hidroelectricidad (6) ................................................................................................................. 40

2.2.1.1. Central Hidroeléctrica de Pasada .................................................................................................... 41 2.2.1.2. Centrales con embalse .................................................................................................................... 41

2.2.2. Termoelectricidad (6) ................................................................................................................ 41 2.2.2.1. Gas Natural ..................................................................................................................................... 41 2.2.2.2. Diesel .............................................................................................................................................. 42

2.2.3. Geotérmica (7) .......................................................................................................................... 42

2.2.4. Solar (7) ..................................................................................................................................... 43

2.2.5. Eólica (7) ................................................................................................................................... 43

2.2.6. Biomasa (7) ............................................................................................................................... 43

2.3. COMPONENTES Y CARACTERÍSTICAS DE LA TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .............................................. 44

2.3.1. Subestaciones (3) ...................................................................................................................... 44 2.3.1.1. Clasificación de las Subestaciones .................................................................................................. 44

2.3.1.1.1. Por su Función ........................................................................................................................... 44 2.3.1.1.2. Por su nivel de tensión .............................................................................................................. 45 2.3.1.1.3. Según el tipo constructivo ......................................................................................................... 45

2.3.1.2. Elementos de una subestación ....................................................................................................... 45 2.3.1.2.1. Elementos principales ............................................................................................................... 45 2.3.1.2.2. Elementos secundarios .............................................................................................................. 46

2.3.1.3. Esquemas de Barra ......................................................................................................................... 46

2.3.2. Líneas de Transmisión ............................................................................................................... 47 2.3.2.1. Comparación técnica entre la transmisión AC y DC (8) .................................................................. 47 2.3.2.2. Comparación económica entre la transmisión AC y DC (8) ............................................................ 48 2.3.2.3. Torres de líneas de Transmisión (4) ................................................................................................ 50

2.3.2.3.1. Disposición de los conductores ................................................................................................. 50 2.3.2.3.2. Forma de las estructuras ........................................................................................................... 50

2.3.2.4. Conductores para líneas de Transmisión (8) ................................................................................... 52

2.3.3. Estaciones Convertidoras .......................................................................................................... 52

2.4. CÁLCULO DEL PRECIO MONÓMICO DE LA ELECTRICIDAD (5) ......................................................................... 53

2.4.1. Costo Total Anual ...................................................................................................................... 53 2.4.1.1. Costos Fijos ..................................................................................................................................... 54

2.4.1.1.1. Anualidad de Generación .......................................................................................................... 54

3

2.4.1.1.2. Costo fijo de Operación y Mantenimiento de Generación ........................................................ 55 2.4.1.1.3. Anualidad de Transmisión ......................................................................................................... 55 2.4.1.1.4. Costo fijo de Operación y Mantenimiento de Transmisión ....................................................... 56

2.4.1.2. Costos Variables .............................................................................................................................. 56

2.4.2. Costo Monómico ....................................................................................................................... 56 2.4.2.1. Costo Monómico de Generación .................................................................................................... 56 2.4.2.2. Costo Monómico de Transmisión ................................................................................................... 56

2.5. ACTUALIZACIÓN DE LOS COSTOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ........................................................ 57

2.5.1. Indexación de costos en función de Índice de Precios al Consumidor (11) ................................ 57

2.5.2. Recálculo de componentes de los proyectos de generación ..................................................... 58

2.5.3. Indexación de costos totales de generación en función de datos de Recálculo de proyectos

relacionados ............................................................................................................................................ 58

2.6. CRITERIOS DE DISEÑO DE VÍNCULOS DE INTERCONEXIÓN Y CÁLCULO ECONÓMICO DE LA TRANSMISIÓN .................. 59

2.6.1. Criterios de diseño de vínculos de interconexión ...................................................................... 60

2.6.1.1. Ruta de la línea de transmisión ....................................................................................................... 60 2.6.1.1.1. Ruta y perfil de la línea de Transmisión ..................................................................................... 60 2.6.1.1.2. Elección de la tensión de línea .................................................................................................. 61

2.6.1.2. Localización y características de las subestaciones ........................................................................ 63 2.6.1.3. Localización y características de las estaciones convertidoras ....................................................... 64

2.7. CRITERIOS PARA EL CÁLCULO ECONÓMICO DE LA TRANSMISIÓN .................................................................... 65

2.7.1. Líneas AC ................................................................................................................................... 66 2.7.1.1. Costos Unitarios referenciales de TDE ............................................................................................ 67 2.7.1.2. Costos Unitarios referenciales de EPE ............................................................................................ 68

2.7.2. Líneas DC (10) ........................................................................................................................... 69 2.7.2.1. Elección de la corriente de línea ..................................................................................................... 70 2.7.2.2. Cálculo de costos unitarios de líneas DC ......................................................................................... 71

2.7.2.2.1. Líneas DC de 300 kV .................................................................................................................. 72 2.7.2.2.2. Líneas DC de 500 kV .................................................................................................................. 72 2.7.2.2.3. Líneas DC de 600 kV .................................................................................................................. 73 2.7.2.2.4. Líneas DC de 800 kV .................................................................................................................. 73

2.7.3. Subestaciones ........................................................................................................................... 74 2.7.3.1. Modulo General de Infraestructura ................................................................................................ 75 2.7.3.2. Transformador ................................................................................................................................ 75 2.7.3.3. Módulo de Conexión al Transformador .......................................................................................... 76 2.7.3.4. Bahía de Línea ................................................................................................................................. 76

4

2.7.3.5. Interconexión de Barras .................................................................................................................. 76 2.7.3.6. Reactores de Línea .......................................................................................................................... 77

2.7.4. Estaciones Convertidoras (10) ................................................................................................... 77

2.8. CRITERIOS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS PARA LA ELECCIÓN DE LOS PROYECTOS DE EXPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

PLANTEADOS Y DE LOS PUNTOS DE INTERCONEXIÓN (9) ............................................................................................. 78

3. IDENTIFICACIÓN Y SELECCIÓN DE PROYECTOS CANDIDATOS A LA EXPORTACIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA ................................................................................................................................................ 80

3.1. CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ............................................................................................................... 80

3.1.1. Rio Grande (18) ......................................................................................................................... 80

3.1.1.1. Jatun Pampa (A1) ............................................................................................................................ 84 3.1.1.1.1. Características técnicas ye económicas ..................................................................................... 84 3.1.1.1.2. Ubicación ................................................................................................................................... 85

3.1.1.2. Seripona (C) .................................................................................................................................... 85 3.1.1.2.1. Características técnicas y económicas ....................................................................................... 85 3.1.1.2.2. Ubicación ................................................................................................................................... 86

3.1.1.3. Cañehuecal (E) ................................................................................................................................ 87 3.1.1.3.1. Características técnicas y económicas ....................................................................................... 87 3.1.1.3.2. Ubicación ................................................................................................................................... 87

3.1.1.4. Las Juntas (T) ................................................................................................................................... 88 3.1.1.4.1. Características técnicas y económicas ....................................................................................... 88 3.1.1.4.2. Ubicación ................................................................................................................................... 89

3.1.1.5. Ocampo (G1) ................................................................................................................................... 89 3.1.1.5.1. Características técnicas y económicas ....................................................................................... 89 3.1.1.5.2. Ubicación ................................................................................................................................... 90

3.1.1.6. Peña Blanca (H2) ............................................................................................................................. 91 3.1.1.6.1. Características técnicas y económicas ....................................................................................... 91 3.1.1.6.2. Ubicación ................................................................................................................................... 91

3.1.1.7. La Pesca (J) ...................................................................................................................................... 92 3.1.1.7.1. Características técnicas y económicas ....................................................................................... 92 3.1.1.7.2. Ubicación ................................................................................................................................... 93

3.1.1.8. Rositas (K) ....................................................................................................................................... 93 3.1.1.8.1. Características técnicas y económicas ....................................................................................... 93 3.1.1.8.2. Ubicación ................................................................................................................................... 94

3.1.1.9. Pirapó (K3) ...................................................................................................................................... 95 3.1.1.9.1. Características técnicas y económicas ....................................................................................... 95

5

3.1.1.9.2. Ubicación ................................................................................................................................... 95

3.1.2. Rio Madera (12) ........................................................................................................................ 96 3.1.2.1. Características Técnicas y Económicas ........................................................................................... 97

3.1.2.1.1. Casa de Máquinas ...................................................................................................................... 98 3.1.2.1.2. Vertedero .................................................................................................................................. 98 3.1.2.1.3. Presa .......................................................................................................................................... 99 3.1.2.1.4. Superficie del embalse .............................................................................................................. 99 3.1.2.1.5. Costo de Generación ............................................................................................................... 100

3.1.2.2. Ubicación ...................................................................................................................................... 100

3.1.3. Rio Beni (20) ............................................................................................................................ 101

3.2. CENTRALES TERMOELÉCTRICAS ............................................................................................................ 103

3.2.1. Gas Natural ............................................................................................................................. 103

3.2.2. Diesel (5) ................................................................................................................................. 106

3.3. GEOTÉRMICA (5) .............................................................................................................................. 106

3.4. SOLAR ............................................................................................................................................ 108

3.5. EÓLICA ........................................................................................................................................... 111

3.6. BIOMASA ........................................................................................................................................ 114

4. ANÁLISIS DE CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Y ECONÓMICAS DE LOS POSIBLES MERCADOS DE

EXPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ................................................................................................... 115

4.1. ARGENTINA ..................................................................................................................................... 118

4.1.1. Demanda de energía eléctrica ................................................................................................ 118 4.1.1.1. Demanda máxima de potencia ..................................................................................................... 119 4.1.1.2. Demanda de energía eléctrica ...................................................................................................... 119 4.1.1.3. Demanda de energía eléctrica por sector de consumo ................................................................ 120 4.1.1.4. Demanda de energía eléctrica por Regiones ................................................................................ 120

4.1.2. Potencia instalada y el parque de generación ........................................................................ 121 4.1.2.1. Evolución de la potencia instalada ............................................................................................... 121 4.1.2.2. Potencia instalada por regiones ................................................................................................... 121

4.1.3. La Quiaca ................................................................................................................................ 122

4.1.4. Precio monómico .................................................................................................................... 124

4.2. BRASIL ............................................................................................................................................ 125

4.2.1. Demanda de energía eléctrica ................................................................................................ 125 4.2.1.1. Demanda de energía eléctrica histórica por regiones (GWh) (28) ............................................... 125 4.2.1.2. Demanda de energía eléctrica por sector de consumo (GWh) (28) ............................................. 126

6

4.2.1.3. Proyección de la demanda máxima de potencia (29) ................................................................... 126 4.2.1.4. Flujo de potencia 2012 (28) .......................................................................................................... 127

4.2.2. Potencia instalada y parque de generación ............................................................................ 128 4.2.2.1. Evolución de la potencia instalada (MW) (28) .............................................................................. 128 4.2.2.2. Potencia instalada por región (28) ................................................................................................ 128 4.2.2.3. Evolución de la generación de energía eléctrica por fuente (GWh) (28) ...................................... 129 4.2.2.4. Potencia instalada futura (29) ...................................................................................................... 130

4.2.3. Precio monómico .................................................................................................................... 130

4.3. CHILE ............................................................................................................................................. 132

4.3.1. Demanda de energía eléctrica ................................................................................................ 133 4.3.1.1. Demanda máxima de potencia histórica ...................................................................................... 133 4.3.1.2. Demanda de energía anual histórica ............................................................................................ 134 4.3.1.3. Demanda de energía anual por cliente histórica .......................................................................... 135 4.3.1.4. Proyección de la demanda de energía eléctrica ........................................................................... 135

4.3.2. Potencia instalada y parque de generación ............................................................................ 135 4.3.2.1. Potencia instalada ......................................................................................................................... 135 4.3.2.2. Evolución de la generación por fuente ......................................................................................... 136

4.3.3. Precio monómico .................................................................................................................... 137

4.4. PARAGUAY ...................................................................................................................................... 137

4.4.1. Demanda de energía eléctrica ................................................................................................ 137

4.4.1.1. Demanda histórica de energía eléctrica ....................................................................................... 137 4.4.1.2. Demanda histórica de potencia máxima ...................................................................................... 138 4.4.1.3. Proyección de la demanda ............................................................................................................ 139 4.4.1.4. Destino histórico de la energía eléctrica ....................................................................................... 139

4.4.2. Potencia instalada y parque de generación ............................................................................ 140

4.4.3. Precio medio de mercado ........................................................................................................ 140

4.5. PERÚ .............................................................................................................................................. 141

4.5.1. Demanda de energía eléctrica ................................................................................................ 142 4.5.1.1. Demanda histórica de energía eléctrica ....................................................................................... 142 4.5.1.2. Demanda de energía eléctrica y potencia máxima ....................................................................... 142 4.5.1.3. Proyección de la demanda ............................................................................................................ 143

4.5.1.3.1. Energía Eléctrica ...................................................................................................................... 143 4.5.1.3.2. Potencia Máxima ..................................................................................................................... 143

4.5.2. Potencia instalada y parque de generación ............................................................................ 144

4.5.3. Precio monómico .................................................................................................................... 145

7

5. ANÁLISIS DE POSIBLES VÍNCULOS DE EXPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ................................. 147

5.1. CÁLCULO DEL PRECIO MONÓMICO DE GENERACIÓN Y PRESELECCIÓN DE LOS PROYECTOS PROPUESTOS ................ 147

5.1.1. Resumen de precios monómicos de los mercados analizados ................................................ 147

5.1.2. Actualización de costos de generación ................................................................................... 147

5.1.3. Precio monómico de generación de los proyectos planteados ............................................... 148

5.2. NODOS CANDIDATOS DE INTERCONEXIÓN .............................................................................................. 149

5.2.1. Nodos Brasil ............................................................................................................................ 149

5.2.2. Nodos Chile ............................................................................................................................. 152

5.3. DISEÑO DE LA RED DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA LA EXPORTACIÓN ......................................... 152

5.3.1. Interconexión con Brasil .......................................................................................................... 152 5.3.1.1. Centrales del Rio Grande-‐Nueva Subestación Santa Cruz ............................................................ 153

5.3.1.1.1. Cañehuecal Nueva-‐Subestación Santa Cruz ............................................................................ 153 5.3.1.1.2. Peña Blanca-‐Nueva Subestación Santa Cruz ........................................................................... 157

5.3.1.2. Nueva Subestación Santa Cruz-‐Nodos Brasil ................................................................................ 161 5.3.1.2.1. Nueva Subestación Santa Cruz-‐Nodo Corumbá ...................................................................... 161 5.3.1.2.2. Nueva Subestación Santa Cruz-‐Nodo Jauru 1 .......................................................................... 164 5.3.1.2.3. Nueva Subestación Santa Cruz-‐Nodo Jauru 2 .......................................................................... 167 5.3.1.2.4. Nueva Subestación Santa Cruz-‐Nodo Jauru 3 .......................................................................... 171 5.3.1.2.5. Nueva Subestación Santa Cruz-‐Nodo Jauru 4 .......................................................................... 174 5.3.1.2.6. Nueva Subestación Santa Cruz-‐Nodo Cuiabá .......................................................................... 177

5.3.1.3. Cachuela Esperanza-‐Nodo Porto Velho ........................................................................................ 180 5.3.1.3.1. Cachuela Esperanza-‐Nodo Porto Velho 1 ................................................................................ 180 5.3.1.3.2. Cachuela Esperanza-‐Nodo Porto Velho 2 ................................................................................ 184

5.3.2. Interconexión con Chile ........................................................................................................... 187 5.3.2.1. Laguna Colorada-‐Nodo Salar ........................................................................................................ 187 5.3.2.2. Laguna Colorada-‐Nodo Crucero .................................................................................................... 189

5.3.3. Arreglos de línea preseleccionados ......................................................................................... 191

5.4. CÁLCULO ECONÓMICO DE LOS COMPONENTES DE TRANSMISIÓN ................................................................. 192

5.4.1. Líneas AC ................................................................................................................................. 192 5.4.1.1.1. Compensación reactiva de línea .............................................................................................. 194

5.4.2. Líneas DC ................................................................................................................................. 196

5.4.3. Subestaciones ......................................................................................................................... 197

5.4.3.1. Subestación Laguna Colorada 1 .................................................................................................... 197 5.4.3.2. Subestación Laguna Colorada 2 .................................................................................................... 198

8

5.4.3.3. Subestación Pirapó ....................................................................................................................... 199 5.4.3.4. Subestación La Pesca 230 kV ........................................................................................................ 199 5.4.3.5. Subestación La Pesca 500 kV ........................................................................................................ 200 5.4.3.6. Subestación Cañehuecal ............................................................................................................... 200 5.4.3.7. Subestación Las Juntas ................................................................................................................. 201 5.4.3.8. Subestación Peña Blanca .............................................................................................................. 201 5.4.3.9. Subestación Cachuela Esperanza .................................................................................................. 202 5.4.3.10. Subestación Puerto Abapó ........................................................................................................... 202 5.4.3.11. Nueva Subestación Santa Cruz 1 ................................................................................................... 203 5.4.3.12. Nueva Subestación Santa Cruz 2 ................................................................................................... 203 5.4.3.13. Nueva Subestación Santa Cruz 3 ................................................................................................... 204 5.4.3.14. Nueva Subestación Santa Cruz 4 ................................................................................................... 204 5.4.3.15. Subestación Puerto Quijarro ......................................................................................................... 205 5.4.3.16. Subestación San José .................................................................................................................... 205 5.4.3.17. Subestación San Ignacio ............................................................................................................... 206 5.4.3.18. Subestación Guayaramerín ........................................................................................................... 206 5.4.3.19. Ampliación de la subestación Salar .............................................................................................. 207 5.4.3.20. Ampliación de la subestación Crucero .......................................................................................... 207 5.4.3.21. Costos totales de subestaciones ................................................................................................... 207

5.4.4. Estaciones Convertidoras ........................................................................................................ 208

5.5. CÁLCULO ECONÓMICO DE LOS VÍNCULOS DE INTERCONEXIÓN ..................................................................... 209

5.5.1. Costo Total de transmisión de los vínculos de interconexión .................................................. 210

5.5.2. Cálculo del precio monómico de transmisión .......................................................................... 211

5.6. COSTO MONÓMICO TOTAL DE LOS PROYECTOS PLANTEADOS ...................................................................... 212

5.6.1. Leyenda de nivel tensión de los diagramas unifilares ............................................................. 214

5.6.2. Diagrama unifilar Laguna Colorada-‐Nodo Salar ..................................................................... 214

5.6.3. Diagrama unifilar Cachuela Esperanza-‐Nodo Porto Velho ..................................................... 215

5.6.4. Diagrama unifilar centrales Rio Grande-‐Nodo Jauru .............................................................. 216

6. BENEFICIOS ECONÓMICOS PARA BOLIVIA ..................................................................................... 217

7. MEJORAMIENTO DE LA SEGURIDAD DEL ESQUEMA DE INTERCONEXIÓN ELEGIDO PARA LA

EXPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A PARTIR DE LOS PROYECTOS DEL RIO GRANDE ......................... 220

7.1. DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO DEL ESQUEMA EN ANILLO .................................................................... 221

7.2. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Y ECONÓMICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AC PLATEADAS ............................ 222

7.3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Y ECONÓMICAS DE LAS SUBESTACIONES ............................................................ 222

9

7.4. COSTO TOTAL Y MONÓMICO DE TRANSMISIÓN ........................................................................................ 223

7.5. COSTO MONÓMICO TOTAL DE LOS PROYECTOS DEL RIO GRANDE Y UTILIDAD NETA PARA BOLIVIA ...................... 224

7.6. COMPARACIÓN ECONÓMICA ENTRE EL ARREGLO DE INTERCONEXIÓN RADIAL Y EN ANILLO DE LAS CENTRALES DEL RIO

GRANDE 225

8. CONCLUSIONES ............................................................................................................................. 226

9. RECOMENDACIONES ..................................................................................................................... 229

10. BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................... 232

11. ANEXOS ......................................................................................................................................... 236

11.1. PAÍSES EXPORTADORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MUNDO (9) ............................................................... 236

11.2. CONVENIOS, ACUERDOS Y TRATADOS DE INTERCAMBIO ENERGÉTICO EN SUDAMÉRICA (44) ............................. 237

11.3. INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS INTERNACIONALES EN MEDIA TENSIÓN (SUDAMÉRICA) (23) ............................ 238

11.4. INTERCONEXIONES ELÉCTRICAS INTERNACIONALES EN ALTA TENSIÓN (SUDAMÉRICA) (23) .............................. 239

11.5. RESERVA DE GENERACIÓN PROYECTADA EN EL SIN (5) ............................................................................. 240

11.6. EVOLUCIÓN DEL BALANCE DE POTENCIA PROYECTADO EN EL SIN (5) ........................................................... 240

11.7. ESQUEMA DE SISTEMA ELÉCTRICO MODELO (4) ....................................................................................... 241

11.8. COMPARACIÓN DE ESQUEMAS DE BARRAS (3) ........................................................................................ 241

11.9. DISPOSICIÓN GENERAL DE UNA ESTACIÓN CONVERTIDORA (10) .................................................................. 242

11.10. COSTOS UNITARIOS DE LÍNEAS AC REFERENCIALES EN BRASIL (15) ........................................................ 243

11.11. DISEÑO PRELIMINAR DE LA PRESA Y LA CASA DE MÁQUINAS DE LOS PROYECTOS DEL RIO GRANDE (18) ......... 244

11.11.1. Jatun Pampa (A1) ............................................................................................................... 244

11.11.2. Seripona (C) ........................................................................................................................ 245

11.11.3. Cañehuecal (E) .................................................................................................................... 245

11.11.4. Las Juntas (T) ...................................................................................................................... 246

11.11.5. La Pesca (J) ......................................................................................................................... 246

11.11.6. Rositas (K) ........................................................................................................................... 247

11.12. PROYECCIÓN DE DEMANDA DE LAS POBLACIONES DEL NORTE DE BENI Y PANDO (12) ................................ 247

11.13. DISTRIBUCIÓN DE LA GENERACIÓN PARA LOS MERCADOS BRASILEROS Y BOLIVIANO (12) ............................ 248

11.14. TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN DE LOS PAÍSES ANALIZADOS (23) .................................................................. 249

11.15. EVOLUCIÓN TARIFAS NO SUBSIDIADAS DE EJESA (27) ......................................................................... 250

11.16. COMPORTAMIENTO MENSUAL DEL PRECIO MONÓMICO EN PESOS ARGENTINOS POR MWH (25) ................. 250

11.17. PAÍSES CON MAYORES POTENCIAS INSTALADAS DEL MUNDO (28) .......................................................... 251

10

11.18. POTENCIA INSTALADA POR REGIÓN Y UNIDAD FEDERATIVA EN BRASIL (MW) (28) .................................... 252

11.19. TARIFA MEDIA DE BRASIL POR TENSIÓN EN R$ (28) ............................................................................ 253

11.20. EVOLUCIÓN DEL PRECIO MONÓMICO DEL SING (34) .......................................................................... 254

11.21. TARIFAS MEDIA DE DISTRIBUCIÓN SIN IMPUESTOS PARAGUAY (35) ........................................................ 255

11.22. CÁLCULO DEL COSTO MONÓMICO DE TRANSMISIÓN PARA TERMOELÉCTRICAS A GN ................................... 255

11.23. DETALLE DE CÁLCULO DE COSTO MONÓMICO POR PROYECTO DE EXPORTACIÓN SELECCIONADO .................... 256

11.23.1. Cañehuecal ......................................................................................................................... 256

11.23.2. Las Juntas ........................................................................................................................... 256

11.23.3. Peña Blanca ........................................................................................................................ 257

11.23.4. La Pesca .............................................................................................................................. 258

11.23.5. Pirapó ................................................................................................................................. 258

11.23.6. Cachuela Esperanza ........................................................................................................... 259

11.23.7. Laguna Colorada ................................................................................................................ 259

11.24. PERFIL DE ELEVACIÓN DE RUTAS DE INTERCONEXIÓN EN ANILLO DE LAS CENTRALES DEL RIO GRANDE ............. 260

11.24.1. Nueva Subestación Santa Cruz-‐Las Juntas ......................................................................... 260

11.24.2. Las Juntas-‐Cañehuecal ....................................................................................................... 261

11.24.3. Cañehuecal-‐Peña Blanca .................................................................................................... 261

11.24.4. Peña Blanca-‐La Pesca ......................................................................................................... 262

11.24.5. La Pesca-‐Pirapó .................................................................................................................. 262

11.24.6. Pirapó-‐Nueva Subestación Santa Cruz ............................................................................... 263

11

Lista de Figuras

1.1: ORGANIGRAMA DE LA TDE (1) .......................................................................................................................... 23

2.1: SISTEMA INTERCONECADO NACIONAL 2013 (5) ................................................................................................... 34

2.2: EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LA DEMANDA MÁXIMA EN MW (5) ................................................................................. 35

2.3: PROYECCIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA DEL SIN POR ÁREAS (5) ............................................................................. 36

2.4: CAPACIDAD DE GENERACIÓN POR TIPO DE CENTRAL ACTUAL (5) ................................................................................ 37

2.5: PARQUE DE GENERACIÓN FUTURO DEL SIN (5) ..................................................................................................... 38

2.6: LOCALIZACIÓN DE LOS SISTEMAS AISLADOS (5) ..................................................................................................... 39

2.7: ESTRUCTURAS AUTOPORTANTES(4) .................................................................................................................... 51

2.8: ESTRUCTURAS CON CABLES TENSORES(4) ............................................................................................................. 51

2.9: ESQUEMA SIMPLIFICADO DE ESTACIÓN CONVERTIDORA DE 12 PULSOS(10) ................................................................. 53

2.10: CAPACIDAD DE CORRIENTE DEL CONDUCTOR (10) ................................................................................................ 71

2.11: COSTO UNITARIO DE LÍNEA DE 300 KV (10) ....................................................................................................... 72




3.1: LOCALIZACIÓN DEL RIO GRANDE (LÍNEA AZUL) (18) ............................................................................................... 81

3.2: UBICACIÓN DE LOS PROYECTOS DEL RIO GRANDE (18) ........................................................................................... 82

3.3: IMAGEN SATELITAL DE LA LOCALIZACIÓN DE LOS PROYECTOS DEL RIO GRANDE (18) ..................................................... 82

3.4: PERFIL DE ELEVACIÓN DEL RIO GRANDE Y LOCALIZACIÓN DE PROYECTOS (18) .............................................................. 83

3.5: IMAGEN SATELITAL DE JATUN PAMPA (19) .......................................................................................................... 85

3.6: IMAGEN SATELITAL DE SERIPONA (19) ................................................................................................................ 86

3.7: IMAGEN SATELITAL DE CAÑEHUECAL (19) ............................................................................................................ 88

3.8: IMAGEN SATELITAL DE LAS JUNTAS (19) .............................................................................................................. 89

3.9: IMAGEN SATELITAL DE OCAMPO (19) ................................................................................................................. 90

3.10: IMAGEN SATELITAL DE PEÑA BLANCA (19) ......................................................................................................... 92

3.11: IMAGEN SATELITAL DE LA PESCA (19) ............................................................................................................... 93

3.12: IMAGEN SATELITAL DE ROSITAS (19) ................................................................................................................ 94

3.13: IMAGEN SATELITAL DE PIRAPÓ (19) .................................................................................................................. 96

3.14: VISTA ISOMÉTRICA DEL VERTEDERO (12) ............................................................................................................ 98

3.15: VISTA GENERAL DE LA PRESA (12) .................................................................................................................... 99

12

3.16: SUPERFICIE DEL EMBALSE (12) ....................................................................................................................... 100

3.17: LOCALIZACIÓN DE CACHUELA ESPERANZA EN EL RIO MADERA (12) ....................................................................... 100

3.18: IMAGEN SATELITAL DE CACHUELA ESPERANZA (19) ........................................................................................... 101

3.19: UBICACIÓN GEOGRÁFICA ACERCADA DEL ANGOSTO DEL BALA (19) ....................................................................... 102

3.20: UBICACIÓN GEOGRÁFICA ALEJADA DEL ANGOSTO DEL BALA (19) .......................................................................... 102

3.21: IMAGEN SATELITAL DEL PROYECTO LAGUNA COLORADA (5) ................................................................................ 107

3.22: ESQUEMA SIMPLIFICADO DE LOS POZOS DE LAGUNA COLORADA (5) ...................................................................... 108

3.23: MAPA DE INCIDENCIA SOLAR DE BOLIVIA (21) .................................................................................................. 109

3.24: RANGOS DE CAPACIDAD DE GENERACIÓN EN FUNCIÓN DE LA INCIDENCIA SOLAR (21) ................................................ 109

3.25: MAPA MUNDIAL DE INCIDENCIA SOLAR (22) ..................................................................................................... 110

3.26: CURVA DE COSTOS DE GENERACIÓN EN FUNCIÓN DE LA RADIACIÓN SOLAR (21) ...................................................... 111

3.27: MAPA DE VELOCIDADES DE VIENTO EN BOLIVIA (21) .......................................................................................... 112

3.28: RANGOS DE VELOCIDADES DE VIENTO (21) ....................................................................................................... 112

3.29: MAPA MUNDIAL DE VELOCIDADES DE VIENTO (22) ............................................................................................ 113

3.30: COSTOS DE GENERACIÓN CON TURBINAS EÓLICAS EN SISTEMAS AISLADOS (21) ...................................................... 113

3.31: POTENCIAL DE GENERACIÓN EN BOLIVIA CON BIOMASA (MW) (21) ..................................................................... 114

4.1: MAPA DE FRECUENCIAS UTILIZADAS EN SUDAMÉRICA (23) .................................................................................... 116

4.2: PAÍSES EXPORTADORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN SUDAMÉRICA (23) ...................................................................... 116

4.3: PAÍSES IMPORTADORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN SUDAMÉRICA (23) ..................................................................... 117

4.4: COMPARACIÓN DE TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN EN PAÍSES ANALIZADOS (23) ............................................................... 118

4.5: DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA MENSUAL ARGENTINA (24) ............................................................................... 119

4.6: DEMANDA MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA ARGENTINA (24) ............................................................................... 119

4.7: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTOR DE CONSUMO ARGENTINA (24) ........................................................ 120

4.8: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIONES ARGENTINA (24) ........................................................................ 120

4.9: EVOLUCIÓN DE LA POTENCIA INSTALADA POR FUENTE ARGENTINA (25) ................................................................... 121

4.10: MAPA PROVINCIA DE JUJUY (27) ................................................................................................................... 123

4.11: IMAGEN SATELITAL DE LA QUIACA Y VILLAZÓN (19) ........................................................................................... 123

4.12: EVOLUCIÓN DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN DE EJESA (27) .............................................................................. 124

4.13: MAPA DE LAS REGIONES DE BRASIL (9) ............................................................................................................ 125

4.14: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTOR DE CONSUMO (28) ....................................................................... 126

4.15: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA DE BRASIL (29) ................................................................................ 127

4.16: FLUJO DE POTENCIA 2012 BRASIL (28) ........................................................................................................... 127

4.17: PROPORCIÓN DE FUENTES DE GENERACIÓN 2012 BRASIL (28) ............................................................................. 129

13

4.18: PROYECCIÓN DE LA POTENCIA INSTALADA BRASIL (29) ....................................................................................... 130

4.19: EVOLUCIÓN DEL PRECIO MONÓMICO DE LA TARIFA A1 BRASIL (28) ...................................................................... 131

4.20: DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA ANUAL SING (32) ......................................................................................... 133

4.21: DEMANDA DE ENERGÍA ANUAL SING (32) ....................................................................................................... 134

4.22: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR CLIENTE SING (32) ................................................................................. 135

4.23: EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN POR FUENTE SING (33) .................................................................................... 136

4.24: EVOLUCIÓN DEL PRECIO MONÓMICO DEL SING (34) ......................................................................................... 137

4.25: DEMANDA HISTÓRICA DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARAGUAY (36) ............................................................................. 138

4.26: DEMANDA HISTÓRICA DE POTENCIA MÁXIMA PARAGUAY (36) ............................................................................. 138

4.27: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA MÁXIMA PARAGUAY (37) .................................................................. 139

4.28: DESTINO HISTÓRICO DE LAS VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARAGUAY (36) .......................................................... 139

4.29: POTENCIA INSTALADA PARAGUAY (35) ........................................................................................................... 140

4.30: PROMEDIO NACIONAL DE LA TARIFA DE DISTRIBUCIÓN PARAGUAY (36) .................................................................. 141

4.31: EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA PERÚ (39) ........................................................................... 142

4.32: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y POTENCIA MÁXIMA PERÚ (39) ...................................................................... 142

4.33: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA PERÚ (40) ......................................................................... 143

4.34: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA MÁXIMA PERÚ (40) .......................................................................... 143

4.35: POTENCIA INSTALADA POR FUENTE PERÚ (39) .................................................................................................. 144

4.36: PRECIO MONÓMICO DEL ÚLTIMO AÑO PERÚ (41) .............................................................................................. 146

5.1: MAPA UNIFILAR REDUCIDO DE LOS NODOS DE RONDONIA (43) .............................................................................. 150

5.2: MAPA UNIFILAR REDUCIDO DE LOS NODOS DE MATO GROSSO (43) ........................................................................ 150

5.3: MAPA UNIFILAR REDUCIDO DE NODOS DE MATO GROSSO DO SUL (43) ................................................................... 151

5.4: LEYENDA DE MAPA DE SIN BRASIL (43) ............................................................................................................. 151

5.5: MAPA UNIFILAR REDUCIDO DEL SING (32) ........................................................................................................ 152

5.6: SEMIGEOGRÁFICO ALEJADO DE CENTRALES RIO GRANDE-‐NUEVA SUBESTACIÓN SANTA CRUZ (19) ............................... 153

5.7: SEMIGEOGRÁFICO ACERCADO DE CENTRALES RIO GRANDE-‐NUEVA SUBESTACIÓN SANTA CRUZ (19) ............................. 154

5.8: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN CAÑEHUECAL-‐LAS JUNTAS (19) .............................................................. 155

5.9: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN LAS JUNTAS-‐NODO VALLE GRANDE (19) .................................................. 156

5.10: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NODO VALLE GRANDE-‐NUEVA SUBESTACIÓN SANTA CRUZ (19) ................. 157

5.11: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN PEÑA BLANCA-‐LA PESCA (19) .............................................................. 158

5.12: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN LA PESCA-‐NODO PUERTO ABAPÓ (19) .................................................. 159

5.13: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN PIRAPÓ-‐NODO PUERTO ABAPÓ (19) ..................................................... 160

5.14: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NODO PUERTO ABAPÓ-‐NUEVA SUBESTACIÓN SANTA CRUZ (19) ................ 161

14

5.15: SEMIGEOGRÁFICO DE NUEVA SUBESTACIÓN SANTA CRUZ-‐NODO CORUMBÁ (19) ................................................... 162

5.16: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NUEVA SUBESTACIÓN SANTA CRUZ-‐NODO PUERTO QUIJARRO (19) ............ 163

5.17: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NODO PUERTO QUIJARRO-‐NODO CORUMBÁ (19) ................................... 164

5.18: SEMIGEOGRÁFICO DE NUEVA SUBESTACIÓN SANTA CRUZ-‐NODO JAURU 1 (19) ...................................................... 165

5.19: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NUEVA SUBESTACIÓN SANTA CRUZ-‐NODO SAN MATÍAS (19) .................... 166

5.20: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NODO SAN MATÍAS-‐NODO JAURU (19) ................................................. 167


5.22: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NUEVA SUBESTACIÓN SANTA CRUZ-‐NODO SAN JOSÉ (19) ......................... 169

5.23: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NODO SAN JOSÉ-‐NODO SAN MATÍAS (19) ............................................. 170

5.24: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NODO SAN MATÍAS-‐NODO JAURU (19) ................................................. 171

5.25: SEMIGEOGRÁFICO DE NUEVA SUBESTACIÓN SANTA CRUZ-‐NODO JAURU 3 ............................................................. 172

5.26: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NUEVA SUBESTACIÓN SANTA CRUZ-‐NODO COMUNIDAD MARQUITO (19) .... 173

5.27: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NODO COMUNIDAD MARQUITO-‐NODO JAURU (19) ................................ 174


5.29: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NUEVA SUBESTACIÓN SANTA CRUZ-‐NODO SAN IGNACIO (19) .................... 176

5.30: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NODO SAN IGNACIO-‐NODO JAURU (19) ................................................ 177

5.31: SEMIGEOGRÁFICO DE NUEVA SUBESTACIÓN SANTA CRUZ-‐NODO CUIABÁ (19) ....................................................... 178

5.32: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NUEVA SUBESTACIÓN SANTA CRUZ-‐NODO SAN MATÍAS (19) .................... 179

5.33: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NODO SAN MATÍAS-‐NODO CUIABÁ (19) ................................................ 180

5.34: SEMIGEOGRÁFICO DE CACHUELA ESPERANZA-‐NODO PORTO VELHO 1 (19) ............................................................ 181

5.35: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN CACHUELA ESPERANZA-‐NODO GUAYARAMERÍN (19) ................................ 182

5.36: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NODO GUAYARAMERÍN-‐NODO ABUNA (19) ........................................... 183

5.37: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NODO ABUNA-‐NODO PORTO VELHO ..................................................... 184

5.38: SEMIGEOGRÁFICO DE CACHUELA ESPERANZA-‐NODO PORTO VELHO 2 (19) ............................................................ 185

5.39: CACHUELA ESPERANZA-‐NODO ABUNA (19) ..................................................................................................... 186

5.40: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN NODO ABUNA-‐NODO PORTO VELHO (19) .............................................. 187

5.41: SEMIGEOGRÁFICO DE LAGUNA COLORADA-‐NODO SALAR (19) ............................................................................. 188

5.42: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN LAGUNA COLORADA-‐NODO SALAR (19) ................................................. 189

5.43: SEMIGEOGRÁFICO DE LAGUNA COLORADA-‐NODO CRUCERO (19) ........................................................................ 190

5.44: IMAGEN SATELITAL Y PERFIL DE ELEVACIÓN LAGUNA COLORADA-‐NODO CRUCERO (19) ............................................. 190

5.45: LEYENDA DE NIVEL TENSIÓN DE LOS DIAGRAMAS UNIFILARES ................................................................................ 214

5.46: DIAGRAMA UNIFILAR LAGUNA COLORADA-‐NODO SALAR .................................................................................... 214

5.47: DIAGRAMA UNIFILAR CACHUELA ESPERANZA-‐NODO PORTO VELHO ...................................................................... 215

15

5.48: DIAGRAMA UNIFILAR CENTRALES RIO GRANDE-‐NODO JAURU .............................................................................. 216

7.1: IMAGEN SATELITAL DE LOS TRAZADOS DE LÍNEAS DE LA CENTRALES DEL RIO GRANDE CONECTADOS EN ANILLO (19) .......... 221

7.2: DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO DEL ESQUEMA EN ANILLO ................................................................................ 221

16

Lista de Tablas

2.1: PROYECCIÓN DE DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL SIN (5) .............................................................................. 36

2.2: PROYECCIÓN DE DEMANDA DE LOS SISTEMAS AISLADOS (5) .................................................................................... 40

2.3: POTENCIAS NATURALES (MW) EN FUNCIÓN DE LA TENSIÓN DE LÍNEA (4) ................................................................... 62

2.4: CAPACIDAD DE LÍNEAS DC (10) ......................................................................................................................... 63

2.5: COSTOS UNITARIOS DE LÍNEAS DE 500 KV AC (14) ................................................................................................ 67

2.6: COSTOS UNITARIOS REFERENCIALES DE LÍNEAS AC (15) .......................................................................................... 69

2.7: PARÁMETROS TÍPICOS DE REACTIVO DE LÍNEA (17) ................................................................................................ 75

2.8: COSTO DEL MÓDULO GENERAL DE INFRAESTRUCTURA (15) .................................................................................... 75

2.9: COSTO DE TRANSFORMADORES (15) .................................................................................................................. 76

2.10: COSTO DE MÓDULO DE CONEXIÓN AL TRANSFORMADOR (15) .............................................................................. 76

2.11: COSTO DE BAHÍA DE LÍNEA (15) ...................................................................................................................... 76

2.12: COSTO DE INTERCONEXIÓN DE BARRAS (15) ...................................................................................................... 76

2.13: COSTO DE REACTORES DE LÍNEA (15) ............................................................................................................... 77

2.14: TABLA DE COSTOS UNITARIOS DE ESTACIONES CONVERTIDORAS (10) ....................................................................... 78

3.1: RESUMEN DE CARACTERÍSTICAS DE PROYECTOS DEL RIO GRANDE (18) ....................................................................... 83

3.2: COSTO DE OPORTUNIDAD DEL GAS NATURAL (5) ................................................................................................ 103

3.3: CARACTERÍSTICAS Y COSTOS DE GENERACIÓN DE GENERADORES A GN (5) ................................................................ 105

4.1: TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN POR PAÍS (23) ........................................................................................................... 117

4.2: POTENCIA INSTALADA POR REGIONES ARGENTINA (24) ........................................................................................ 122

4.3: RESUMEN DEL PRECIO MONÓMICO PROMEDIO ANUAL DE ARGENTINA (24) .............................................................. 124

4.4: DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA HISTÓRICA BRASIL (28) .................................................................................... 126

4.5: EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA BRASIL (28) ......................................................................................... 128

4.6: POTENCIA INSTALADA POR REGIÓN BRASIL (28) .................................................................................................. 128

4.7: EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR FUENTE BRASIL (28) ...................................................... 129

4.8: PRECIO MEDIO MONÓMICO POR TENSIÓN BRASIL (U$D/MWH) (28) .................................................................... 131

4.9: TIPO DE CAMBIO UTILIZADO DE R$ A U$D (30) .................................................................................................. 131

4.10: POTENCIA INSTALADA POR SISTEMA CHILE (31) ................................................................................................ 132

4.11: GENERACIÓN BRUTA Y DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA POR SISTEMA CHILE (31) ................................................... 132

4.12: DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA ANUAL SING (32) ......................................................................................... 133

4.13: DEMANDA DE ENERGÍA ANUAL SING (32) ....................................................................................................... 134

17

4.14: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (32) ................................................................................. 135

4.15: POTENCIA INSTALADA 2012 SING (31) .......................................................................................................... 135

4.16: EVOLUCIÓN PORCENTUAL DE LA GENERACIÓN POR FUENTE SING (33) .................................................................. 136

4.17: POTENCIA INSTALADA PARAGUAY (35) ............................................................................................................ 140

4.18: TARIFA MEDIA DE DISTRIBUCIÓN PARAGUAY (36) .............................................................................................. 141

4.19: POTENCIA INSTALADA POR FUENTE PERÚ (39) .................................................................................................. 144

4.20: PRECIO MONÓMICO DEL ÚLTIMO AÑO PERÚ (41) .............................................................................................. 145

5.1: RESUMEN DE PRECIOS MONÓMICOS DE LOS MERCADOS ANALIZADOS ...................................................................... 147

5.2: ACTUALIZACIÓN DE LOS COSTOS DE GENERACIÓN DE LOS PROYECTOS DEL RIO GRANDE ............................................... 148

5.3: PRECIO MONÓMICO DE GENERACIÓN DE PROYECTOS PLANTEADOS .......................................................................... 149

5.4: ARREGLOS DE LÍNEA PRESELECCIONADOS ........................................................................................................... 192

5.5: COMPARACIÓN DE COSTOS UNITARIOS DE LÍNEAS AC ANALIZADAS .......................................................................... 193

5.6: COSTOS TOTALES DE LÍNEAS AC SELECCIONADAS ................................................................................................. 194

5.7: REACTORES DE LÍNEA ELEGIDOS ........................................................................................................................ 195

5.8: COMPARACIÓN DE COSTOS UNITARIOS DE LÍNEAS DC ANALIZADAS .......................................................................... 196

5.9: COSTOS TOTALES DE LÍNEAS DC SELECCIONADAS ................................................................................................. 197

5.10: COSTOS TOTALES DE LAS SUBESTACIONES ......................................................................................................... 208

5.11: COSTO TOTAL DE ESTACIONES CONVERTIDORAS ................................................................................................. 208

5.12: RESUMEN DE LA COMPOSICIÓN DE LOS VÍNCULOS DE INTERCONEXIÓN ................................................................... 209

5.13: COSTOS TOTALES DE LOS VÍNCULOS DE INTERCONEXIÓN ...................................................................................... 210

5.14: DISTRIBUCIÓN DE COSTOS DE TRANSMISIÓN PARA LOS PROYECTOS DEL RIO GRANDE ................................................ 211

5.15: COSTOS MONÓMICOS DE TRANSMISIÓN ........................................................................................................... 212

5.16: COSTOS MONÓMICOS TOTALES ...................................................................................................................... 213

6.1: UTILIDADES NETAS POR LA VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ...................................................................................... 217

6.2: JERARQUIZACIÓN DE LOS PROYECTOS PLANTEADOS .............................................................................................. 219

7.1: CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Y ECONÓMICAS DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN PLANTEADAS ........................................... 222

7.2: CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Y ECONÓMICA DE LAS SUBESTACIONES ......................................................................... 223

7.3: COSTO TOTAL DE TRANSMISIÓN ....................................................................................................................... 224

7.4: COSTO MONÓMICO DE TRANSMISIÓN ............................................................................................................... 224

7.5: COSTO MONÓMICO TOTAL Y UTILIDAD NETA DEL ARREGLO DE INTERCONEXIÓN EN ANILLO ........................................... 225

7.6: COMPARACIÓN ENTRE LOS ARREGLOS DE INTERCONEXIÓN RADIAL Y EN ANILLO .......................................................... 225

18

19

Resumen Ejecutivo

Bolivia cuenta con un gran potencial hidroeléctrico, termoeléctrico y solar que se explota

mínimamente en algunos casos y que podría aprovecharse para la exportación de

energía eléctrica hacia países limítrofes, por lo que se planteó el objetivo de identificar y

analizar los proyectos candidatos para la exportación, además del análisis de los posibles

vínculos para este fin.

Existe una tendencia global para la interconexión eléctrica de los países debida

principalmente a los diversos alcances y limitaciones de los parques de generación y los

recursos naturales de estos países, por lo que se analizaron estas características en cada

país limítrofe con Bolivia, de manera de definir los mercados eléctricos más atractivos

económicamente para la exportación de energía eléctrica desde Bolivia.

Los mercados eléctricos recomendados para la exportación de la energía eléctrica

encontrados en este estudio son Brasil y Chile (SING), ambos países cuentan con precios

monómicos de venta de energía eléctrica significativamente mayores que los precios

monómicos de los otros mercados (Argentina, Paraguay y Perú), pero además poseen

limitaciones en sus respectivos parques de generación. Brasil tiene la demanda de energía

eléctrica más grande de Sudamérica y está entre las más grandes del mundo, donde

existe una gran dependencia de la generación hidroeléctrica, que en época seca

requiere el apoyo de otras fuentes de generación, lo que implica una reserva de

generación muy elevada, por otra parte la demanda del Sistema Interconectado del

Norte Grande en Chile está formada principalmente por clientes libres (grandes industrias

y minerías) y un parque de generación que se compone casi en su totalidad de recursos

no renovables como el carbón y el Gas Natural, los cuales son importados en gran parte.

Tras haber analizado las características técnicas y económicas de los proyectos

hidroeléctricos, geotérmicos y termoeléctricos, se plantearon distintas rutas y puntos de

interconexión para los proyectos candidatos para la exportación de electricidad, con el

objetivo de comparar y seleccionar los vínculos de exportación más económicos y por

consecuencia competitivos en los mercados eléctricos analizados.

20

Los proyectos Laguna Colorada, Cachuela Esperanza y proyectos del Rio Grande

(Cañehuecal, Las Juntas, Peña Blanca, La Pesca y Pirapó) y las interconexiones Laguna

Colorada-Nodo Salar, Cachuela Esperanza-Nodo Porto Velho y proyectos Rio Grande-

Nodo Jauru 3, fueron elegidos como los proyectos más recomendados para la

exportación de energía eléctrica.

Los proyectos de exportación de energía eléctrica elegidos en este estudio generarían un

beneficio económico anual de aproximadamente 273,5 millones de dólares americanos,

tomando en cuenta los costos de transmisión hasta el nodo de interconexión, además de

los beneficios implícitos para las empresas de generación y transmisión que participarían

en estos proyectos.

Para mejorar la seguridad de servicio de los proyectos del Rio Grande se planteó un

esquema de interconexión en anillo entre las centrales, lo que incrementa el costo

monómico de estos proyectos en 3,31 U$D/MWh y reduce la utilidad anual percibida por

Bolivia en 31,16 millones de U$D.

21

1. Introducción

Para poder introducir el tema de tesis es importante explicar la importancia del trabajo

que hace la empresa: Transportadora de Electricidad S.A. (TDE S.A.) y presentar el interés

nacional y de la empresa en el tema planteado.

1.1. Antecedentes

1.1.1. Descripción general de la empresa Transportadora de

Electricidad S.A. (1)

TDE tiene como fin principal la operación de la Red de Transmisión Eléctrica a altas

tensiones dentro el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

La Transportadora de Electricidad S.A. (TDE), fundada el 17 de julio de 1997, es agente

transmisor en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de la República de Bolivia y posee el

73 % de las líneas de transmisión en el Sistema Troncal Interconectado (STI).

Desde el año 1997 al 2002 TDE formó parte de Unión FENOSA, empresa eléctrica española.

Y de 2002 a 2012 estuvo bajo la administración de RED ELECTRICA INTERNACIONAL,

compañía filial del Grupo Red Eléctrica de España.

Desde mayo de 2012, TDE es parte de la Corporación ENDE.

La red de TDE tiene 2.190 Km de líneas: 961 Km en 230 mil voltios, 1.017 Km en 115 mil voltios

y 212 Km en 69 mil voltios y 25 subestaciones en todo el país. Su actividad es transportar la

energía generada por los productores y entregarla a los distribuidores y consumidores no

regulados, ubicados en distintos puntos de la red interconectada.

TDE cuenta con un Plan de Desarrollo de la Transmisión que permite que el Sistema Troncal

de Interconexión asegure una competencia con las mínimas restricciones de la

generación, mejore la calidad del suministro de electricidad y asegure el abastecimiento

de todos los consumos en cualquier condición de despacho de la generación.

22

1.1.1.1. Misión

"Satisfacer las necesidades de transmisión de electricidad del Mercado Eléctrico y

proporcionar un servicio que asegure su máxima eficiencia, calidad y diversificación,

mediante una gestión de mejora continua, que logre las expectativas de nuestros

accionistas, con responsabilidad social, conservación del medio ambiente, seguridad en

el trabajo y el desarrollo del personal."

1.1.1.2. Visión

Ser la empresa líder:

• Asegurando una participación creciente en el mercado.

• Siendo referentes de excelencia en la gestión empresarial.

• Logrando la satisfacción del mercado a través de un servicio con calidad.

• Ejerciendo nuestra responsabilidad social, respetando al medio ambiente y

potenciando el desarrollo del país y de las personas.

• Desarrollando el conocimiento y la tecnología para su uso eficiente y sostenible en

beneficio de la Sociedad.

1.1.1.3. Valores

• Trabajo en Equipo.

• Integridad y Transparencia.

• Responsabilidad.

• Anticipación y Proactividad.

• Calidad y Eficiencia.

• Flexibilidad y Adaptación.

• Organización basada en las personas.

1.1.1.4. Organización

La Transportadora de Electricidad se encuentra organizada en cinco gerencias de área,

bajo un enfoque de cadena de valor coherente con la gestión por procesos. El área en la

cual se está realizando el presente trabajo de investigación está dentro de la Gerencia de

23

Mercado y Operación, en la Unidad de Regulación y Administración del Mercado. La

figura 1.1 muestra el organigrama de la empresa.

1.1: Organigrama de la TDE (1)

1.1.1.5. Clientes

TDE posee entre sus clientes regulados a 9 empresas generadoras y 12 empresas

distribuidoras. También cuenta entre sus clientes a Consumidores no Regulados.

1.1.1.5.1. Generadores

• Empresa Eléctrica Corani S.A.

• Empresa Eléctrica Guaracachi S.A.

• Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A.

• Compañía Boliviana de Energía Eléctrica (COBEE) S.A.

• Compañía Eléctrica Central Bulo Bulo S.A.

• Hidroeléctrica Boliviana S.A.

• SYNERGIA S.A.

• Empresa Río Eléctrico S.A.

24

• Empresa Nacional de Electricidad S.A.

1.1.1.5.2. Distribuidores

• Cooperativa Rural de Electrificación Ltda.

• Cooperativa de Servicios Eléctricos Trinidad Ltda.

• Distribuidora de La Paz S.A.

• Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Cochabamba (ELFEC) S.A.

• Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Oruro (ELFEO) S.A.

• Compañía Eléctrica de Sucre S.A.

• Empresa de Distribución Electricidad Larecaja S.A.M.

• Servicios Eléctricos Potosí S.A.

• Servicios Eléctricos Villazón S.A.

• Servicios Eléctricos Yungas S.A.

1.1.1.5.3. Consumidores no Regulados

• Empresa Minera Inti Raymi.

• Empresa Metalúrgica Vinto.

• COBOCE.

1.1.2. Antecedentes generales del Trabajo Final de Grado

El crecimiento poblacional y el desarrollo industrial y comercial de los países tiene como

consecuencia directa un incremento de la demanda eléctrica en estos países, lo que

genera retos y oportunidades dentro y fuera de estos mercados, donde las limitaciones de

recursos naturales, las distancias entre puntos de generación y consumo de energía

eléctrica, las posiciones geográficas, la diversidad de fuentes de generación de energía

eléctrica y otros factores, afectan los costos y la capacidad de abastecimiento de

energía eléctrica. Estas condiciones dan lugar a mercados de intercambio eléctricos, que

han sido aprovechados por muchos países en el mundo, destacándose la República del

Paraguay en Sudamérica (ver Anexo 1).

A lo largo de las últimas siete décadas se han firmado tratados, acuerdos y convenios de

integración y aprovechamiento energético entre los países de Sudamérica, con el

25

objetivo de beneficiar la exportación y el abastecimiento de mercados energéticos de

estos países a través de organizaciones como el MERCOSUR, la Comunidad Andina de

Naciones (CAN) y tratados bilaterales (ver Anexo 2).

Bolivia no cuenta con Interconexiones Internacionales eléctricas en Alta Tensión (AT) en la

actualidad, por lo que no existe la posibilidad de la exportación de energía eléctrica del

Sistema Interconectado Nacional o de algún sistema aislado, hacia algún país limítrofe.

Las únicas interconexiones existentes entre Bolivia y países limítrofes son en Media Tensión

(MT), que son utilizadas para alimentar las demandas de poblaciones limítrofes (ver Anexo

3). El Ministerio de Hidrocarburos y Energía es el encargado de establecer las políticas de

precios para el mercado interno y la política de exportación de excedentes de energía

eléctrica. (2)

El Estado Plurinacional de Bolivia ha tomado en cuenta la exportación de energía

eléctrica en la elaboración de planes para el futuro del país, que en la actualidad se

encuentran en período de aprobación. Bolivia cuenta con grandes recursos energéticos

que son parcialmente aprovechados y que podrían significar una fuente importante de

ingresos económicos para el país, si se estudian y se explotan de manera sostenible y

regulada. Las fuentes energéticas estudiadas para la exportación de energía eléctrica

estudiados son:

1.1.2.1. Hidroelectricidad

El potencial hidroeléctrico con el que cuenta Bolivia es del orden de 39.900MW, del cual

solo se estaría utilizando poco más del 1%. La región que presenta el mayor potencial del

recurso hídrico se encuentra en la vertiente Este de la cordillera Oriental de los Andes,

abarcando una longitud aproximada de 350 Km y un ancho promedio de 100 Km. (2)

1.1.2.2. Hidrocarburos

Las condiciones geológicas del país han determinado que Bolivia pueda producir mayor

cantidad de gas natural que de petróleo. Las reservas de gas natural son posiblemente las

segundas más grandes de Sudamérica, después de Venezuela, pero la diferencia más

importante es que estas reservas están libres de líquidos. El sector de energía eléctrica

absorbe entorno del 63% de las reservas del país. (2)

26

1.1.2.3. Geotérmica

Los estudios de energía geotérmica en Bolivia datan de la década de 1970, cuando se

realizaron el reconocimiento de las manifestaciones geotérmicas y de pre-factibilidad de

las áreas Laguna Colorada, Empexa y el volcán Sajama, en el extremo occidental del

altiplano boliviano y en la cordillera occidental, cerca de la frontera con Chile. Estudios

posteriores estimaron un potencial de 280 a 370 MW instalables. El año 2008 el Gobierno

Boliviano y la Agencia de Cooperación Japonesa firmaron un acuerdo para realizar el

estudio de factibilidad del proyecto. Actualmente este está considerado dentro del Plan

de Expansión del sector. (2)

1.1.2.4. Biomasa

Un porcentaje muy elevado de la población boliviana depende de la biomasa como

energías para combustión, cocción de alimentos, producción de carbón y en la

producción de la industria de ladrillos. Para producción de electricidad solo se utiliza un

1%. (2)

1.1.2.5. Eólica

En la actualidad existen proyectos privados y proyectos piloto para el aprovechamiento

de la energía eólica para la generación de energía eléctrica, pero no se realizaron

estudios certificados que permitan cuantificar la capacidad de generación mediante

esta fuente.

1.1.2.6. Solar

Se desarrollaron proyectos privados e independientes mediante las Organizaciones no

Gubernamentales (ONG’s), que permitieron el abastecimiento de pequeñas viviendas y

poblaciones alejadas por medio de la generación de energía eléctrica a través del

aprovechamiento de la energía solar. Actualmente se sigue estudiando la capacidad de

generación del país mediante esta fuente.

27

1.2. Descripción del problema

El Gobierno del Estado Plurinacional de Bolivia planteó como uno de los objetivos para el

sector eléctrico, la exportación de energía eléctrica a países fronterizos, para lo cual

encomendó la planificación de estos vínculos de exportación a las instituciones y

empresas que participan y regulan el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en Bolivia. La

exportación de energía eléctrica permitirá a Bolivia incrementar los ingresos para la

población y diversificar las fuentes de exportación, que reforzarán la economía del país.

El suministro de energía eléctrica en Sudamérica presenta retos importantes debido a la

diferencia del crecimiento poblacional y económico entre los países, que por

consecuencia genera un crecimiento de la demanda de energía eléctrica, además de

las diferencias marcadas de acceso a los recursos naturales necesarios para la

generación de energía eléctrica y condiciones geopolíticas. Muchos de estos países ya

han llevado a cabo planes importantes de interconexión de sus sistemas eléctricos, que

permitieron abastecer las demandas y generar grandes ingresos económicos para los

países implicados en estas interconexiones (ver Anexo 4).

Como se puede ver en el subtítulo 1.1.2. de este documento, Bolivia cuenta con una gran

variedad y cantidad de recursos naturales apropiados para la generación de energía

eléctrica, que no son aprovechados actualmente y que podrían generar un gran

beneficio para el país y para la población. Estos recursos no fueron explotados antes

debido a diversas razones, como disposiciones políticas, falta de planes a mediano y largo

plazo, el desconocimiento o la falta de información relativa a estos proyectos, la baja

rentabilidad del proyecto en ese entonces o bien que este era demasiado grande para la

demanda de energía eléctrica del país es esa época.

Tomando en cuenta las condiciones actuales de la demanda de los países vecinos y que

el Estado Plurinacional de Bolivia cuenta con condiciones favorables para la explotación

de sus recursos naturales para la generación de energía eléctrica, este documento

plantea el análisis de vínculos y condiciones de exportación a los mercados limítrofes más

favorables.

28

1.3. Justificación

El incremento considerable de la demanda de energía eléctrica de los países limítrofes

con Bolivia, además de sus limitaciones naturales y los precios de los mercados eléctricos,

presentan la oportunidad para nuestro país, de exportar energía eléctrica a estos países,

siempre y cuando estos vínculos de exportación sean factibles y viables para Bolivia.

Mediante la planificación integrada de los actores principales de la generación,

transmisión, distribución, control y regulación de energía eléctrica en el país, se planificó el

Plan de Expansión Óptima del SIN (POES), que implicó la identificación, análisis,

actualización, simulación y optimización del relevamiento de la demanda de energía

eléctrica en el país, mediante proyectos de generación, transmisión y distribución. La

realización de este plan permitirá al país mejorar la confiabilidad del Sistema

Interconectado Nacional (SIN) y contar con un margen de reserva rotante y en frío (ver

Anexo 5), que garantizarán el suministro ininterrumpido de energía eléctrica frente al

crecimiento de la demanda o a posibles fallas (Ver Anexo 6).

Tomando en cuenta que el relevamiento de la demanda de energía eléctrica en el país

está asegurado, se presenta la oportunidad de exportar energía eléctrica a países

limítrofes, como planteó el Gobierno Nacional, lo que implica el análisis de proyectos de

generación que no son necesariamente parte del POES, vínculos de exportación y

mercados de exportación.

1.4. Alcance

El presente estudio analiza la factibilidad técnica y económica de los vínculos de

exportación de energía eléctrica, a través de una identificación de los posibles proyectos

de generación para la exportación de energía eléctrica, el análisis de las condiciones

actuales y futuras de la demanda de países fronterizos, caracterización de posibles

vínculos de exportación, análisis comparativo entre las tarifas de remuneración entre los

puntos de inyección de los países limítrofes y los costos de generación y transmisión de los

proyectos analizados.

29

La identificación de los proyectos se limita a la información disponible y confiable de

informes de estos. El análisis técnico de los vínculos de exportación no pretende ser un

diseño final del vínculo de exportación, sino brindar las características y limitaciones

básicas de estos vínculos y servir de referencia para los posibles futuros proyectos de

exportación. Las tarifas de exportación se limitan a demostrar la viabilidad o no de la

realización de estudios de factibilidad, de diseño final y la posible construcción de estos

vínculos de exportación.

La información obtenida y analizada sobre los proyectos de exportación y las condiciones

técnicas y económicas de los países limítrofes con Bolivia (Mercados Eléctricos Mayoristas

de países limítrofes), permitirán decidir la profundización y la planificación de estudios que

darán lugar a la posible construcción de estos vínculos de exportación de energía

eléctrica, por lo que este estudio servirá de referencia para las futuras decisiones sobre

exportaciones en Bolivia.

1.5. Objetivos

1.5.1. Objetivo General

Analizar la factibilidad técnica y económica de los proyectos de generación de energía

eléctrica y los vínculos de interconexión para la exportación de energía eléctrica desde

Bolivia hacia los países limítrofes.

1.5.2. Objetivos Específicos

• Identificar y revisar la información de proyectos de generación como posibles

fuentes de exportación de energía eléctrica.

• Recopilar y analizar la información disponible de la demanda eléctrica en regiones

de países fronterizos.

• Revisar las tarifas eléctricas aplicables a la importación de energía eléctrica en los

puntos identificados de exportación.

• Identificación y análisis de características de los posibles vínculos de exportación

de energía eléctrica.

30

• Analizar la factibilidad económica de la exportación de energía eléctrica en los

puntos identificados de exportación.

31

2. Marco Teórico

En este capítulo se introducirán algunos conceptos importantes sobre sistemas

interconectados, características y tipos de centrales de generación de energía eléctrica,

subestaciones y líneas de transmisión analizadas en este documento. Se explicará la

situación actual del Sistema Interconectado Nacional.

Se plantean los parámetros requeridos para la de elección posibles proyectos de

exportación de energía eléctrica en Bolivia, además de las condiciones técnicas y

económicas que justificarán un vínculo de exportación. Se exponen las características y

condiciones técnicas y económicas que deberán tener los puntos de interconexión

internacional, para plantear un vínculo de interconexión que permita la exportación de

energía eléctrica hacia este punto.

Se presentan criterios de diseño de líneas de transmisión y subestaciones para el

dimensionamiento eléctrico y la selección de ruta de interconexión. También se

introducirán los criterios de cálculo económico de centrales, líneas de transmisión AC y

DC, subestaciones y estaciones convertidoras.

Debido a que existen países limítrofes con frecuencias de 60 (Hz) en lugar de 50 (Hz), la

cual es usada en Bolivia, existe la necesidad de la inclusión estaciones convertidoras de

frecuencia en algún punto de la interconexión, por lo que se realizará una comparación

técnica y posteriormente económica (en un siguiente capítulo), entre la transmisión entre

Corriente Alterna (AC) y Corriente Continua (DC).

2.1. Sistemas Interconectados

En todos los países los sistemas eléctricos están normalmente interconectados, es decir

que una serie de centrales eléctricas se conectan entre sí y con las cargas a través de

múltiples líneas de transmisión. Inicialmente los países desarrollaron sistemas aislados que

comprendían sistemas diseñados y construidos de acuerdo a las exigencias locales de la

demanda de energía eléctrica. (3)

32

Los sistemas interconectados se organizan verticalmente mediante los siguientes niveles

(ver Anexo 7) (4)

• Generación.

• Interconexión.

• Red de Transmisión.

• Red de Subtransmisión.

• Red de Distribución.

La integración de los sistemas regionales o nacionales y de sistemas aislados, se

fundamenta principalmente en: (4)

• La posibilidad del intercambio de energía entre los diversos sistemas de acuerdo

con las disponibilidades y necesidades diferenciadas. El exceso de energía

disponible en uno de los sistemas en ciertas épocas del año es absorbido por el

otro que se encuentra temporalmente en escasez.

• La posibilidad de construir centrales más grandes o más eficientes, que las que

serían construidas en cada sistema aisladamente.

• Aumento de la capacidad de reserva global de las instalaciones de generación

para casos de falla de alguna de las centrales.

• Aumento de la confiabilidad de abastecimiento en situaciones anormales o de

emergencia.

• Posibilidad de un despacho de carga único y más eficiente, con un alto grado de

automatización y optimización.

• Posibilidad de mantenimiento de un órgano de planificación de alta categoría, en

conjunto con un prorrateo de los precios y, que consecuentemente, tendrá una

menor incidencia sobre los costos de cada sistema.

Existe una tendencia a interconectar los sistemas aislados o interconectar grandes

sistemas interconectados internamente, ya que a medida que un sistema interconectado

se hace más grande, las demandas instantáneas coincidentes se reparten más

uniformemente, debido la diversificación de fuentes de consumo, husos horarios,

características de la industria y el comercio y otros factores, lo que ocasiona que la curva

33

de carga diaria tenga picos menos pronunciado y por consecuencia requiera una

potencia instalada menor que la requeriría si los sistemas eléctricos fueran aislados entre sí.

En Bolivia, se dispone de un sistema de interconexión eléctrico denominado: Sistema

Interconectado Nacional (SIN), pero también existen sistemas eléctricos aislados que aún

no están interconectados, principalmente por la baja demanda y la lejanía con el SIN de

energía eléctrica en dichas zonas.

2.1.1. Sistema Interconectado Nacional (5)

El Sistema Interconectado Nacional (SIN) es el sistema eléctrico conformado por las

instalaciones de generación, transmisión y distribución, que suministra energía eléctrica a

los departamentos de La Paz, Oruro, Cochabamba, Santa Cruz, Potosí, Chuquisaca, Beni y

Tarija, en proceso de conexión. La demanda total en el SIN equivale aproximadamente al

90% de la demanda eléctrica del país.

El Sistema Troncal de Interconexión (STI) es la parte del SIN que comprende al sistema de

transmisión en alta tensión en la que los Agentes inyectan, transmiten y retiran energía

eléctrica.

El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) está compuesto por los Agentes que operan en el

SIN (empresas de generación, transmisión, distribución y consumidores no regulados) que

venden y compran energía eléctrica sobre la base de precios referenciales y/o precios

spot, con excepción de la transmisión.

La figura 2.1 es un esquema Semigeográfico del SIN que muestra la localización de las

líneas y subestaciones de Sistema Troncal de Interconexión en Bolivia.

34

2.1: Sistema Interconecado Nacional 2013 (5)

2.1.1.1. Demanda de Energía Eléctrica del SIN

La demanda del SIN está compuesta por la demanda de los Consumidores Regulados,

que son atendidos por las Empresas de Distribución, y por la demanda de los

Consumidores No Regulados.

Los consumidores regulados en el MEM son atendidos por las siguientes empresas

distribuidoras: CRE en Santa Cruz, DELAPAZ en La Paz, ELFEC en Cochabamba, ELFEO en

Oruro, CESSA en Chuquisaca, SEPSA en Potosí y ENDE en el Beni. El año 2013 se integrará

gradualmente el sistema de Tarija que es atendido por SETAR. El año 2014 se integrarán los

sistemas aislados de Villamontes y Yacuiba del Gran Chaco y el año 2016 el sistema

35

aislado de Misiones en Santa Cruz. Adicionalmente, la empresa distribuidora SEPSA

atiende el consumo de las demandas mineras de San Vicente en el área de Punutuma y

de San Bartolomé y Don Diego en las cercanías de la ciudad de Potosí.

Los Consumidores No Regulados son la Empresa Metalúrgica Vinto, COBOCE, la Empresa

Minera Inti Raymi y la Empresa Minera San Cristóbal.

Se prevé el ingreso de los siguientes proyectos industriales y mineros: el Proyecto de Litio,

las fábricas de cemento de ECEBOL, el Complejo Metalúrgico de Karachipampa, la

Empresa Minera Huanuni y el Ingenio Azucarero San Buenaventura y de la cementera

CEMEB el año 2014 que será atendida por la empresa distribuidora ELFEC.

2.1.1.1.1. Demanda de energía eléctrica histórica

En el período 2002 - 2012, la demanda de energía eléctrica creció al 8.4% promedio

anual. En el año 2013 se espera llegue a 7.463 GWh, que representa un incremento de

9.7% con respecto al año 2012. La evolución histórica de la demanda máxima en MW se

presenta en la figura 2.2.

2.2: Evolución histórica de la demanda máxima en MW (5)

2.1.1.1.2. Proyección de demanda de energía eléctrica

La proyección de demanda de potencia máxima se muestra en la figura 2.3.

36

2.3: Proyección de demanda de potencia del SIN por áreas (5)

La proyección de demanda de potencia y energía se puede ver en el cuadro 2.1.

2.1: Proyección de demanda de potencia y energía del SIN (5)

37

2.1.1.1.3. Capacidad instalada y parque de generación

2.1.1.1.3.1. Capacidad instalada y parque de generación actual

La capacidad de generación a octubre de 2012 en bornes de generador en el SIN, es de

1.393,4 MW, de los cuales 476,1 MW corresponden a centrales hidroeléctricas y 917,3 MW

a centrales termoeléctricas. La capacidad térmica corresponde a la temperatura máxima

probable. En la figura 2.4, se presenta la participación por tipo de tecnología.

2.4: Capacidad de generación por tipo de central actual (5)

2.1.1.1.3.2. Capacidad instalada y parque de generación futuro (5)

La evolución de la capacidad instalada se muestra en el Anexo 6 de este documento. De

acuerdo con el Plan Óptimo de Expansión del SIN, la composición del parque de

generación corresponde a la figura 2.5.

38

2.5: Parque de generación futuro del SIN (5)

2.1.2. Sistemas Aislados de Bolivia (5)

En esta categoría se encuentran las demandas de sistemas aislados representativos como

el sistema de Cobija en el departamento de Pando, Riberalta y Guayaramerín en el

departamento del Beni, San Ignacio, Chiquitos, Germán Busch, Cordillera y Valles

Cruceños en el departamento de Santa Cruz, que todavía no forman parte de la

expansión del SIN. En futuras versiones del Plan estos sistemas serán sujetos a análisis y

evaluación de alternativas técnicas y económicas para mejorar las condiciones de

suministro eléctrico local y de interconexión futura al SIN.

La ubicación de los Sistemas Aislados se puede ver en la figura 2.6.

39

2.6: Localización de los Sistemas Aislados (5)

2.1.2.1. Proyección de demanda de los Sistemas Aislados

El cuadro 2.2 muestra la proyección de demanda de energía de los Sistemas Aislados.

40

2.2: Proyección de demanda de los Sistemas Aislados (5)

2.2. Fuentes de generación de Energía Eléctrica disponibles en

Bolivia

Para la identificación de posibles fuentes de generación para proyectos de generación

de energía eléctrica se estudiaron las fuentes de generación utilizadas en el parque

actual de generación del SIN y se incluyeron las fuentes de estudios o proyectos de

generación con nuevas fuentes realizados en Bolivia. A continuación existe una breve

explicación de todas las fuentes de generación tomadas en cuenta en este estudio.

2.2.1. Hidroelectricidad (6)

Una central hidroeléctrica es una instalación que permite aprovechar la energía potencial

gravitatoria de una masa de agua para transformarla en energía eléctrica, utilizando

turbinas acopladas a los alternadores.

El costo de construcción de estas centrales es elevado pero se compensan con los bajos

gastos de explotación y mantenimiento luego la puesta en marcha de las mismas. Como

consecuencia de esto, las centrales hidráulicas son las más rentables en comparación

con los restantes tipos.

41

Estas centrales suelen ubicarse lejos de los grandes centros de consumo y el lugar de

asentamiento de las mismas está condicionado por las características del terreno.

Una clasificación global de las centrales hidroeléctricas se muestra a continuación:

2.2.1.1. Central Hidroeléctrica de Pasada

En este caso no existe embalse, el terreno no tiene mucho desnivel y es necesario que el

caudal del río sea lo suficientemente constante como para asegurar una potencia

determinada durante todo el año. Durante la temporada de precipitaciones abundantes,

desarrollan su máxima potencia y dejan pasar agua excedente. En cambio, durante la

época seca, la potencia disminuye en función del caudal, llegando a ser casi nulo en

algunos ríos en verano.

2.2.1.2. Centrales con embalse

Mediante la construcción de una o más presas que forman lagos artificiales donde se

almacena un volumen considerable de agua por encima de las turbinas.

2.2.2. Termoelectricidad (6)

Una central termoeléctrica es una instalación empleada en la generación de energía

eléctrica a partir de la energía liberada en forma de calor, normalmente mediante la

combustión de combustibles fósiles como petróleo, gas natural o carbón. Este calor es

empleado por un ciclo termodinámico convencional para mover un alternador y

producir energía eléctrica.

La proximidad a un yacimiento de carbón, o a una refinería de petróleo o a un grupo

industrial son algunos de los condicionantes del lugar donde estas centrales pueden

ubicarse.

2.2.2.1. Gas Natural

Las Centrales Térmicas de Gas pueden ser plantas de ciclo abierto, usando como

combustible únicamente gas natural, o ciclo combinado, usando el ciclo de la turbina de

gas junto con una unidad de producción de vapor. Este recurso es ampliamente utilizado

42

en nuestro país debido a las facilidades económicas y técnicas que implica su uso. Este

combustible está subvencionado para el consumo interno en nuestro país y además se

cuenta con una red de distribución extensa y una red de exportación hacia Brasil y

Argentina.

2.2.2.2. Diesel

La generación de electricidad a diesel se obtiene mediante la combustión de este

combustible en un motor o generador a diesel. Normalmente estas centrales son utilizadas

en sistemas aislados que no cuentan con otras fuentes de generación de electricidad. Los

costos de generación con motores a diesel son elevados, por lo que no son utilizados en

condiciones normales de operación en sistemas interconectados.

2.2.3. Geotérmica (7)

Se entiende por energía geotérmica a aquella que, aprovechando el calor que se puede

extraer de la corteza terrestre, se transforma en energía eléctrica.

El calor contenido en los materiales que componen el NÚCLEO y el MANTO de la tierra se

transmite paulatinamente a la CORTEZA generando un flujo ascendente de calor que

luego de atravesarla y alcanzar la superficie terrestre se disipa en la atmósfera.

Este proceso se puede corroborar cada vez que se efectúa una perforación, aunque sea

de relativa poca profundidad. Las temperaturas que se registran son siempre mayores en

los niveles más profundos.

La generación de electricidad mediante instalaciones similares a las usinas térmicas

convencionales. La diferencia radica en el origen del vapor que mueve las turbinas que

alimentan el generador eléctrico.

En una usina térmica convencional el vapor “se fabrica” quemando derivados de

petróleo, gas o carbón, mientras que en la usina o planta geotérmica no es necesario

gastar combustible pues es provisto directamente por la naturaleza.

43

2.2.4. Solar (7)

La tecnología fotovoltaica busca convertir directamente la radiación solar en

electricidad. Basada en el efecto fotoeléctrico, en el proceso emplea unos dispositivos

denominados celdas fotovoltaicas, los cuales son semiconductores sensibles a la luz solar;

de manera que cuando se expone a esta, se produce en la celda una circulación de

corriente eléctrica entre sus dos caras.

Los componentes de un sistema fotovoltaico dependen del tipo de aplicación que se

considera (conectada o no a la red) y de las características de la instalación.

Una instalación fotovoltaica aislada está formada por los equipos destinados a producir,

regular, acumular y transformar la energía eléctrica. Y que son los siguientes: celdas

fotovoltaicas, placas fotovoltaicas, regulador de carga, baterías, Inversor.

2.2.5. Eólica (7)

La energía eólica hace referencia a aquellas tecnologías y aplicaciones en que se

aprovecha la energía cinética del viento, convirtiéndola a energía eléctrica. Las

instalaciones de producción de electricidad se pueden distinguir instalaciones aisladas, no

conectadas a la red eléctrica e instalaciones conectadas, normalmente, denominadas

parques eólicos. Las instalaciones no conectadas a la red, normalmente cubren

aplicaciones de pequeña potencia, principalmente de electrificación rural. Las

aplicaciones conectadas a la red eléctrica, por otra parte, son las que permiten obtener

un aprovechamiento energético mayor, son además las que presentan las mejores

expectativas de crecimiento de mercado.

2.2.6. Biomasa (7)

La energía que se puede obtener de la biomasa proviene de la luz solar, la cual gracias al

proceso de fotosíntesis, es aprovechada por las plantas verdes mediante reacciones

químicas en las células, las que toman CO2 del aire y lo transforman en sustancias

orgánicas, según una reacción del tipo: CO2 + H2O (H-COH) + O2

44

En estos procesos de conversión la energía solar se transforma en energía química que se

acumula en diferentes compuestos orgánicos (polisacáridos, grasas) y que es incorporada

y transformada por el reino animal, incluyendo al ser humano, el cual invierte la

transformación para obtener bienes de consumo.

2.3. Componentes y características de la transmisión de

energía eléctrica

Los componentes de transmisión analizados en este documento se dividieron de la

siguiente manera:

2.3.1. Subestaciones (3)

Una “subestación eléctrica” es un conjunto de equipos de una instalación eléctrica que

nos permiten modificar parámetros eléctricos (frecuencia, tensión, corriente, etc.) y/o

modificar la configuración de un sistema eléctrico.

2.3.1.1. Clasificación de las Subestaciones

Las subestaciones se clasifican por su función, por su nivel de tensión y según el tipo

constructivo.

2.3.1.1.1. Por su Función

• Elevadoras o de generación: Son subestaciones de centrales eléctricas, cuyo

objetivo es elevar la tensión para la transmisión.

• Receptoras o de rebaje: Rebajan la tensión para la distribución.

• Interconexión: Interconectan sistemas de alta tensión a alta tensión

exclusivamente.

• Maniobra: Conectan y desconectan líneas de transmisión mediante interruptores.

• Convertidoras: Estas subestaciones pueden cambiar la frecuencia; o también

cambiar la corriente de alterna a continua o viceversa.

45

2.3.1.1.2. Por su nivel de tensión

• Media Tensión: 1 kV a 60 kV.

• Alta Tensión: 60 kV a 230 kV.

• Extra Alta Tensión: 230 kV a 700 kV.

• Ultra Alta Tensión: 700 kV a 1.500 kV.

2.3.1.1.3. Según el tipo constructivo

• A la Intemperie: Construidas al aire libre, conductores sostenidos por pórticos,

construidas con perfil alto o bajo. Económicamente representa una ventaja

aunque, requieren de mayor espacio.

• Protegidas: Construidas y/o ubicadas en lugares cerrados o al interior de un recinto

con un cierto grado de protección a agentes externos, o finalmente los equipos

son instalados en cubicales. Los cubicales son sinónimo de alta seguridad.

• GIS: Los equipos se encuentran encapsulados en gas aislante en espacios

reducidos. El gas aislante usado es el hexafloruro de azufre SF6. Se justifican en

países que tienen ciudades grandes donde el principal problema es el espacio, ya

que este tipo de construcciones tiene un costo elevado.

2.3.1.2. Elementos de una subestación

Se clasifican en elementos principales y secundarios.

2.3.1.2.1. Elementos principales

• Transformadores de potencia.

• Transformadores de medida.

• Interruptores.

• Seccionadores.

• Pararrayos.

• Equipos de compensación (reactores y capacitores).

• Tableros de mando, control y protección.

46

2.3.1.2.2. Elementos secundarios

• Estructuras metálicas.

• Barras flexibles y rígidas.

• Sistemas auxiliares (control y servicios).

• Cableado (control y potencia).

• Sistemas de puesta a tierra.

• Equipos de comunicación (telecomunicación y telemando).

• Alumbrado.

• Cercos.

2.3.1.3. Esquemas de Barra

El esquema de barras a utilizarse depende de la importancia y las condiciones de

funcionamiento y ampliación que se le desea dar a una subestación. Los criterios de

elección de un esquema de barras son los siguientes:

• Seguridad de servicio.

• Flexibilidad del esquema.

• Importancia de la subestación.

• Simplicidad operacional.

• Espacio ocupado.

• Costo.

Los esquemas de barra son los siguientes:

a) Esquema de barra simple:

- Esquema de barra simple sin by pass.

- Esquema de barra simple con by pass.

- Esquema H.

b) Esquema de barra con transferencia.

c) Esquema de barra doble:

- Esquema de barra doble con barra de transferencia (Barra Triple)

- Esquema de barra doble con doble interruptor

d) Esquema de anillo.

47

e) Esquema de interruptor y medio

La evaluación de los criterios de elección de cada esquema de barras se puede ver en el

Anexo 8.

2.3.2. Líneas de Transmisión

Son las líneas con los niveles más altos de tensión del sistema, teniendo como función

principal en transporte de energía entre los centros de generación de energía eléctrica y

los centros de consumo, como también la interconexión centrales de generación con

sistemas independientes. (4)

Actualmente a medida que la demanda de los sistemas eléctricos crece, o bien se

amplían estos sistemas y las distancias crecen considerablemente, existe una tendencia a

subir los niveles de tensión e incrementar la capacidad de transmisión, además de reducir

pérdidas de transmisión. Este incremento en el nivel de tensión a dado lugar a que se

construyan líneas de transmisión en Corriente Continua (DC), debido principalmente a

que los costos de líneas DC son menores que los costos de líneas en Corriente Alterna AC y

que las líneas DC, a un mismo nivel de tensión, tienen una capacidad de transporte mayor

que las líneas AC. La elección del tipo de corriente de una línea transmisión normalmente

se analiza en base a una comparación de los costos implicados en cada tipo de corriente

de transmisión.

Para un mejor entendimiento de las ventajas y limitaciones de cada tipo de transmisión, se

muestra en el siguiente subtítulo una comparación entre la transmisión AC y la transmisión

DC.

2.3.2.1. Comparación técnica entre la transmisión AC y DC (8)

Las principales ventajas de las líneas en DC en comparación con líneas en AC cuando

operan aisladamente o son conectadas a sistemas eléctricos son:

-‐ Líneas DC presentan pérdidas bajas de potencia.

48

-‐ Líneas DC presentan bajas sobretensiones de maniobra, y por lo tanto, requieren

menores espacios en las torres.

-‐ Líneas DC no introducen problemas de estabilidad cuando son interconectadas a

los sistemas, ya que no operan en sincronismo.

-‐ Líneas DC tienen la gran capacidad de interconectar sistemas de frecuencias

diferentes, a través de estaciones Convertidoras Back-to-Back.

-‐ Líneas DC presentan niveles reducidos de potencias cortocircuito y no contribuyen

al incremento de niveles de cortocircuito de los sistemas vecinos.

Las desventajas líneas de transmisión de DC en comparación con AC se deben a la falta

de una transformación simple de voltajes AC a voltajes DC y viceversa:

-‐ Líneas DC no pueden suministrar energía directamente a las cargas. Estas

requieren estaciones de conversión, una estación rectificadora en el extremo de

envió y una estación inversora en el extremo de recibo. Estas estaciones de

conversión son usualmente muy costosas.

- Líneas DC no pueden ser aprovechadas económicamente en subestaciones

intermedias para suministrar energía.

2.3.2.2. Comparación económica entre la transmisión AC y DC (8)

Una simple comparación económica entre AC y DC puede ser argumentada bajo las

siguientes premisas:

- Se asume que la línea AC (conductores trifásicos) y la línea DC (conductores de

dos polos) transmitirán la misma potencia.

- El voltaje DC (UDC), es igual al voltaje AC pico de línea-tierra (UAC), donde: UDC =

2× UAC

- La corriente DC en cada polo es igual a la corriente efectiva AC (RMS) en cada

uno de los conductores trifásicos, donde IDC = IAC

49

Para el sistema trifásico AC la potencia será:

PAC = 3*UAC*IAC*cos(�)

De igual forma para la línea DC, la potencia total será:

PDC = 2*UDC*IDC

La proporción entre PDC y PAC será entonces:

PDC/PAC = (2*UDC*IDC)/( 3*UAC*IAC*cos(�))

Como UDC = 2× UAC y IDC = IAC tenemos entonces:

PDC/PAC = (2× 2)/(3*cos(�))

Si el cos(�) lo tomamos igual a 0,945 la relación resulta:

PDC/PAC ≈ 1

Entonces una línea bipolar DC que tiene el mismo voltaje que el voltaje pico de fase a

tierra de una línea trifásica AC, puede transportar la misma corriente y aproximadamente

la misma potencia. Sin embargo, la línea DC requiere solo dos conductores del mismo

tamaño que los tres conductores requeridos por la línea AC equivalente. Además de eso,

una línea DC presenta pérdidas óhmicas menores entre un 25 y 35 % que una línea AC de

la misma potencia y distancia.

Entonces, a través de una comparación simple se puede ver que la línea DC requerirá

aproximadamente dos tercios de la inversión en conductores, y por consecuencia, torres y

fundaciones más ligeras, además de costos de construcción menores. Sin embargo,

debido a la atracción electroestática, la polución presenta un gran problema para la

aislación DC, lo que significa que las distancias de aislamiento requeridas son mayores

que en líneas AC. En el caso del ejemplo mencionado las distancias de fuga de la

trayectoria de una aislación DC serán aproximadamente 30% más largas que su

equivalente línea AC.

50

En general, en la práctica se ha visto que una línea DC requiere alrededor del 70% de la

inversión de su equivalente línea AC de la misma capacidad.

2.3.2.3. Torres de líneas de Transmisión (4)

Son las estructuras que permiten el sustento de los conductores de las líneas de

transmisión. Tienen tantos puntos de suspensión como los conductores e hilos de guarda

deben ser soportados. Sus dimensiones y formas dependen de diversos factores, siendo los

más importantes:

• Disposición de los conductores.

• Distancia entre conductores.

• Dimensiones y formas de aislamiento.

• Flechas de los conductores.

• Altura de seguridad.

• Función mecánica.

• Forma de resistir.

• Materiales estructurales.

• Número de circuitos.

2.3.2.3.1. Disposición de los conductores

• Disposición Triangular.

• Disposición Vertical.

• Disposición Horizontal

2.3.2.3.2. Forma de las estructuras

2.3.2.3.2.1. Estructuras autoportantes

Son estructuras que transmiten todos sus esfuerzos directamente a sus fundaciones, con

elevados momentos flectores. Las estructuras autoportantes pueden ser:

• Rígidas.

• Flexibles.

• Semirrígidas.

51

2.7: Estructuras Autoportantes(4)

2.3.2.3.2.2. Estructuras con cables tensores

Son normalmente estructuras flexibles o semirrígidas que son soportadas a través de los

cables tensores. Los cables tensores absorben parte de los esfuerzos horizontales.

2.8: Estructuras con cables tensores(4)

52

2.3.2.4. Conductores para líneas de Transmisión (8)

Los conductores para una línea de transmisión pueden ser:

• Aleaciones de Aluminio-Magnesio-Silicona.

• Acero.

• Aluminio con alma de acero.

• Cobre y aleaciones de cobre.

• Aluminio termo resistente.

Para este estudio se utilizó únicamente el conductor de Aluminio con alma de acero

(ACSR), debido a que las referencias de cálculo económico se limitan a ese tipo de

conductor.

2.3.3. Estaciones Convertidoras

Las estaciones convertidoras tienen como principal objetivo modificar la frecuencia o el

tipo de corriente (AC a DC y viceversa) de una línea de transmisión.

En la mayoría de los casos, los proyectos de exportación de energía eléctrica con

diferentes frecuencias de onda, fueron construidas con estaciones convertidoras de

frecuencia Back-to-Back, donde la estación rectificadora y la inversora se encuentran

juntas físicamente y no existe una línea de transmisión DC. (9)

Mediante la demostración simplificada de la comparación económica entre la

transmisión AC y DC presentada anteriormente, podemos ver que la transmisión DC es

significativamente más económica que la AC, por lo que en este documento se

plantearán interconexiones con líneas DC, siempre y cuando estas tengan grandes

distancias de línea o que necesariamente se requiera un cambio de frecuencia (caso

Brasil y Perú). Utilizando este arreglo de transmisión mixta (parte AC y parte DC),

necesariamente se requerirá que la estación rectificadora y la estación inversora se

encuentren al principio y al final de la línea respectivamente, por lo que se utilizarán

estaciones de conversión bipolares.

La disposición general de una estación convertidora se puede ver en el Anexo 9.

53

Debido a la limitación de información, las estaciones rectificadoras elegidas en este

estudio serán convertidores de 12 pulsos por polo. (10)

El esquema simplificado de la estación convertidora de 12 pulsos se muestra en la figura

2.9.

2.9: Esquema simplificado de estación convertidora de 12 pulsos(10)

2.4. Cálculo del Precio monómico de la electricidad (5)

Para calcular el precio monómico de la generación y transmisión de energía eléctrica se

utilizó el modelo del CNDC. A continuación se explica el procedimiento de cálculo del

costo total anual y el costo monómico.

2.4.1. Costo Total Anual

El costo total anual es:

54

CTanual = CFanual + CVanual

Donde:

CTanual: Costo total anual (Millones de U$D)

CFanual: Costo fijo anual (Millones de U$D)

CVanual: Costo variable anual (Millones de U$D)

2.4.1.1. Costos Fijos

El Costo Fijo Anual se calcula de la siguiente manera

CFanual = (AG + O&MG) + (AT + O&MT)

Donde:

AG: Anualidad de generación (Millones de U$D/año)

O&MG: Costo fijo de operación y mantenimiento de generación (Millones de U$D/año)

AT: Anualidad de transmisión (Millones de U$D/año)

O&MT: Costo fijo de operación y mantenimiento de transmisión (Millones de U$D/año)

2.4.1.1.1. Anualidad de Generación

AG = IG * FRC

Donde:

IG: Inversión total en generación (Millones de U$D)

FRC: Factor de recuperación de capital

FRC = !×(!!!)!

(!!!)!!!

Donde:

55

i: Interés anual (%)

n: Vida útil de las instalaciones

Los parámetros utilizados son:

i = 12%

n:

- Generación Térmica: 20 años

- Generación Hidroeléctrica: 50 años

- Proyectos Geotérmicos: 30 años

2.4.1.1.2. Costo fijo de Operación y Mantenimiento de Generación

O&MG = IG*0,015

2.4.1.1.3. Anualidad de Transmisión

AT = IT * FRC

Donde:

IT: Inversión total en transmisión (Millones de U$D)

FRC: Factor de recuperación de capital

FRC = !×(!!!)!

(!!!)!!!

Donde:

i: Interés anual (%)

n: Vida útil de las instalaciones

Los parámetros utilizados son:

56

i = 12%

n = 30 años (transmisión)

2.4.1.1.4. Costo fijo de Operación y Mantenimiento de Transmisión

O&MT = IT * 0,03

2.4.1.2. Costos Variables

CVanual = (O&MV * GA)/1000

Donde:

O&MV: Costo unitario variable de operación y mantenimiento (U$D/MWh)

GA: Generación Anual (GWh/año)

- O&MV = 1,0 U$D/MWh (Generación Hidroeléctrica)

- O&MV = 3,0 U$D/MWh (Generación Térmica)

- O&MV = 4,5 U$D/MWh (Generación Geotérmica)

2.4.2. Costo Monómico

CMTotal = CMG + CMT

CMTotal: Costo monómico total (U$D/MWh)

CMG: Costo monómico generación (U$D/MWh)

CMT: Costo monómico transmisión (U$D/MWh)

2.4.2.1. Costo Monómico de Generación

CMG = ((AG + O&MG + CVanual)/GA) * 1000

2.4.2.2. Costo Monómico de Transmisión

CMG = ((AT + O&MT)/GA) * 1000

57

2.5. Actualización de los costos de generación de energía

eléctrica

Para realizar un análisis de factibilidad económica es necesario contar con los costos

actualizados de los proyectos, que muchas veces tienen una procedencia de hace

muchos años o incluso décadas. Para lograr la actualización de costos se tomaron en

cuenta los siguientes métodos:

2.5.1. Indexación de costos en función de Índice de Precios al

Consumidor (11)

El IPC es un índice en el que se valoran los precios de un conjunto de productos (conocido

como "canasta familiar" o "cesta") determinado sobre la base de la encuesta continua de

presupuestos familiares (también llamada Encuesta de gastos de los hogares), que una

cantidad de consumidores adquiere de manera regular, y la variación con respecto del

precio de cada uno, respecto de una muestra anterior. Mide los cambios en el nivel de

precios de una canasta de bienes y servicios de consumo adquiridos por los hogares. Se

trata de un porcentaje que puede ser positivo, en cuyo caso índica un incremento de los

precios o negativo, que refleja una caída de los mismos.

Para el cálculo de esta indexación se debe contar con los Índices de Precios al

Consumidor históricos en función de un año base. La fórmula de indexación es la

siguiente:

𝑃𝑎 = 𝑃𝑜×𝐼𝑃𝐶

Donde:

Pa: Precio actual (U$D)

Po: Precio inicial (U$D)

IPC: Índice de precio al consumidor del año base

58

Este índice fue posteriormente descartado, ya que la actualización de costos de

generación no tiene necesariamente una relación directa con este indicador, por lo que

existe una gran posibilidad que esta actualización sea inexacta, lo que generaría una

gran incertidumbre en el presente estudio.

2.5.2. Recálculo de componentes de los proyectos de generación

Este método consiste en calcular los costos de cada componente de los proyectos de

generación con la referencia de una base de datos actualizada de todos estos ítems. Este

método es más preciso debido a que analiza el costo de los componentes por separado y

con una referencia certera.

El Recálculo es un método más complejo que implica el uso de una cantidad muy grande

de información de fuentes primarias. Normalmente esta información no está disponible de

manera directa.

Este método fue también descartado debido a que muchos de los proyectos analizados

no poseen la información exacta de los componentes de los proyectos de generación,

siendo algunos de estos proyectos, parte de estudios de prefactibilidad y no de diseño

final.

2.5.3. Indexación de costos totales de generación en función de datos

de Recálculo de proyectos relacionados

En caso de que exista una referencia de actualización de un proyecto de generación y

este posea una referencia o relación con otros proyectos en el mismo año de referencia,

se podrá hacer una indexación en función de la actualización de costos con ese estudio.

Este método fue seleccionado para la actualización de costos de generación debido a

que se cuenta con toda la información necesaria para su cálculo.

El costo de generación actualizado será:

𝐶𝐺𝑎 =𝐶𝑈𝑎×𝑃𝑐1000

59

𝐶𝑈𝑎 =𝐶𝑈𝑜×𝐶𝑈𝑟𝑎𝐶𝑈𝑟𝑜

𝐶𝑈𝑟𝑎 =𝐶𝐺𝑟𝑎 ∗ 1000

𝑃𝑐

𝐶𝑈𝑜 =𝐶𝐺𝑜𝑃𝑐

Donde:

CGa: Costo de generación actual (Millones de U$D)

CUa: Costo unitario actualizado (U$D/kW)

Pc: Potencia confiable (MW)

CUo: Costo unitario inicial (U$D/kW)

CUra: Costo unitario referencial actualizado (U$D/kW)

CUro: Costo unitario referencial inicial (U$D/kW)

CGra: Costo de generación referencial actual (Millones de U$D)

CGo: Costo de generación inicial (Millones de U$D)

2.6. Criterios de diseño de vínculos de interconexión y cálculo

económico de la transmisión

Para plantear la ruta de interconexión, así como la localización de los puntos de

interconexión, se deben tomar en cuenta aspectos técnicos, económicos, ambientales y

sociales, de manera que se proponga una ruta con el mínimo costo y mínimo impacto

ambiental y social. A continuación se plantearan algunos aspectos importantes del diseño

de una ruta de interconexión y posteriormente se plantearan los métodos de cálculo

económicos utilizados en el presente documento.

60

2.6.1. Criterios de diseño de vínculos de interconexión

2.6.1.1. Ruta de la línea de transmisión

Los siguientes criterios de diseño de la ruta de la línea de transmisión fueron tomados en

cuenta en el presente estudio: (12)

• La ruta sea la más corta y directa posible de tal modo de minimizar los costos,

intentando al mismo tiempo bordear la carretera para la facilidad de la

construcción y el mantenimiento futuro.

• Evitar cruzar zonas difíciles, implicando soluciones técnicas no estándares y más

costosas: zonas de agua, manglares, etc.

• Pasar al lado de sectores urbanizados.

• Evitar cruzar espacios protegidos: parque, reserva natural, etc.

• Evitar cruzar espacios turísticos o lugares panorámicos importantes.

2.6.1.1.1. Ruta y perfil de la línea de Transmisión

La ruta específica referencial de la línea de transmisión fue encontrada gracias al

programa Google Earth, que permite trazar rutas con N puntos referenciales. Los

resultados utilizados de este trazado son:

- Longitud horizontal de la línea (km)

- Perfil de elevación (m): Muestra los cambios de elevación, las elevaciones

máximas y mínimas y la altura relativa al nivel del mar.

- Porcentaje de inclinación positiva y negativa promedio.

Con estos datos podemos calcular la distancia real de línea:

Daprox = (Dhor2 + (Dhor*(IN+ - IN-))2)1/2

Donde:

Daprox: Distancia aproximada (km)

Dhor: Distancia horizontal (km)

61

IN+: Inclinación positiva promedio.

IN-: Inclinación negativa promedio.

Otros dato importante es la altura relativa al nivel del mar, ya que nos permite decidir el

factor de corrección del nivel de aislamiento. Este dato muy importante tomando en

cuenta la gran diversidad topográfica del país.

2.6.1.1.2. Elección de la tensión de línea

La elección de la tensión de línea está en función de la potencia transmitida y la distancia

real de la línea, pero también existen diferencias entre las líneas AC y DC, como se

planteó anteriormente, por lo cual la elección de la tensión de línea en AC y DC se

realizará independiente.

2.6.1.1.2.1. Elección de la tensión de una línea AC (4)

Para escoger la tensión de una línea AC existen métodos de cálculo semiempíricos y

tablas referentes a la potencia natural (SIL=1).

Cálculo semiempírico: Fórmula de Still

𝑈 = 5,5 0,62𝐿 + 𝑃100

(𝑘𝑉)

Donde:

U = Tensión entre fases (kV)

L = Longitud total de la línea (km)

P = Potencia media a transmitir (kW)

Para adecuar las magnitudes de la fórmula a las utilizadas en el estudio se hizo la siguiente

adaptación de la fórmula original: 1 MW = 1.000 kW

𝑈 = 5,5 0,62𝐿 + 10𝑃 (𝑘𝑉)

62

Donde:


L = Longitud total de la línea (km)

P = Potencia media a transmitir (MW)

Tablas de potencias naturales

Las tablas de potencias naturales son casi las mismas en cualquier referencia bibliográfica.

De acuerdo a este criterio cada tensión posee un valor óptimo de potencia a ser

transmitida y viceversa. Esta potencia natural plantea un SIL (Surge Impedance Loading)

igual a 1, lo que significa que la línea no tendrá compensación reactiva o esta será la

mínima.

𝑈 = 𝑃 ×𝑍𝑜 (𝑘𝑉)

Donde:


Zo = Impedancia natural de la línea (�)

P = Potencia media a transmitir (MW)

Esta fórmula da lugar a la siguiente tabla de potencias naturales (MW) en función de la

tensión de la línea:

Configuración 33 kV 66 kV 88 kV 138 kV 220 kV 345 kV 500 kV 750 kV 1 2,7 10,8 19,4 47,6 120 300 X X 2 X X 24,2 59,5 150 370 780 X 3 X X X X 170 425 890 1.750 4 X X X X 200 500 1.040 2.000

2.3: Potencias naturales (MW) en función de la tensión de línea (4)

63

2.6.1.1.2.2. Elección de la tensión de una línea DC (10)

La elección de la tensión de línea se realizó mediante tablas en función del voltaje y la

distancia de línea.

Voltaje (kV) Para 750 km Para 1500 km Para 3000 km

±300 <1.550 MW <1.100 MW <850 MW

±500 1.550 – 3.050 MW 1.100 – 2.200 MW 850 – 1.800 MW

±600 3.050 – 4.500 MW 2.200 – 3.400 MW 1.800 – 2.500 MW

±800 > 4.500 MW >3.400 MW >2.500 MW

2.4: Capacidad de Líneas DC (10)

2.6.1.2. Localización y características de las subestaciones

La localización de las subestaciones depende directamente de la función que esta

posea. Las subestaciones elevadoras de las centrales se ubicaron cerca de estas, las

subestaciones colectoras de maniobra se ubicaron en un punto intermedio o estratégico

para unir dos o más conexiones.

Las características elegidas de las subestaciones están en función a la siguiente

información:

• Función de la subestación.

• Esquema de Barras.

• Líneas de entrada.

• Líneas de salida.

• Tamaño de la subestación.

Con esta información se eligieron los siguientes elementos:

• Módulo general de la subestación (Terreno, Malla de aterramiento, sistemas de

telecomunicaciones, sistemas de control y mando, cerca, drenaje, terraplén,

64

calles, iluminación, protección contra incendios, sistema de abastecimiento de

agua, sistema para aguas residuales, accesos, edificaciones, servicios auxiliares,

transformador de puesta a tierra, reactor de barra no maniobrable en

sobretensión, etc. (13)

• Transformadores y autotransformadores.

• Módulos de conexión a transformadores y autotransformadores (Bahías de

Transformadores y Autotransformadores).

• Bahías de líneas de entrada.

• Bahías de líneas de salida.

• Interconexión de barras.

Las bahías de conexión y la conexión de barras toman en cuenta interruptores,

seccionadores, transformadores de potencial, transformadores de corriente, protecciones

y estructuras de soporte de estos componentes.

2.6.1.3. Localización y características de las estaciones convertidoras

Las estaciones convertidoras serán un componente necesario para la transmisión de

energía a países con frecuencias de 60 (Hz). Debido a que necesariamente se tendrán

que construir estaciones de conversión de frecuencia para la posible exportación a Brasil

y a Perú, se aprovechará el hecho que las líneas DC son más económicas que las líneas

AC, por lo que se plantearon rutas de interconexión DC, es decir, esquemas de

transmisión bipolares.

Las estaciones convertidoras se localizarán al principio y al final de las líneas DC y se

denominarán: Estación Rectificadora (comienzo de la línea) y Estación Inversora (final de

la línea). El lugar elegido para la estación convertidora se localizará cerca de la

subestación de interconexión.

Como se dijo anteriormente, las estaciones convertidoras serán de 12 pulsos, debido a la

limitación de información existente.

65

2.7. Criterios para el cálculo económico de la transmisión

Para el cálculo económico de transmisión se calcularon independientemente las líneas

AC, líneas DC, subestaciones y estaciones convertidoras. A continuación se presenta una

explicación de los métodos y las fuentes de cálculo de estos componentes de transmisión.

En los casos analizados posteriormente en este documento se puede ver que el costo de

transmisión implica líneas AC y DC, subestaciones y estaciones convertidoras

conjuntamente.

El costo total de transmisión será:

CTT = CTLT AC + CTLT DC + CTSub + CTCon

Donde:

CTT: Costo total de transmisión (Millones de U$D)

CTLT AC: Costo total de las líneas AC (Millones de U$D)

CTLT DC: Costo total de las líneas DC (Millones de U$D)

CTSub: Costo total de las subestaciones (Millones de U$D)

CTCon: Costo total de las estaciones convertidoras (Millones de U$D)

En el caso de que exista una interconexión que implique dos o más generadores, el costo

de transmisión parcial para cada central de generación será:

CTT parcial = CTT * FPG

Donde:

CTT parcial: Costo total de transmisión por central de generación

FPG: Factor de participación de la generadora en el vínculo de transmisión

FPG = GAparcial/GATotal

66

Donde:

GAparcial: Generación anual de la central (GWh/año)

GATotal: Generación anual de todas las centrales implicadas en este vínculo de transmisión

(GWh/año)

2.7.1. Líneas AC

El costo total de la línea AC será igual a:

CTLT AC = (CULT AC * Daprox)/1000

Donde:

CTLT AC: Costo total de la línea de transmisión AC (Millones de U$D)

CULT AC: Costo unitario de la línea de transmisión AC (Miles de U$D/km)

Daprox: Distancia aproximada de la línea de transmisión AC (km)

La base de cálculo de líneas de transmisión AC está referida a información de estudios

realizados por la TDE y la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), donde el costo unitario

por kilómetro de línea en un nivel de tensión específico permitió encontrar los costos

totales de la línea.

Los costos de líneas dependen del nivel de tensión, de la configuración de la línea y de la

altura máxima de la línea.

Para cada ruta seleccionada, se plantearon y calcularon entre 1 y 3 arreglos de tensión y

configuración de línea, de manera de encontrar el más económico.

El costo de unitario de línea AC toma en cuenta los siguientes elementos:

- Ingeniería: Diseño, topografía, estudios medioambientales, reconocimiento.

- Materiales: Torres, fundaciones, conductores, hilo de guarda, puesta a tierra,

aisladores, accesorios.

67

- Labor manual (instalación y construcción): Acceso, torres, fundaciones,

conductores, hilo de guarda, puesta a tierra.

- Administración y supervisión: Transporte del material, inspección del sitio,

administración de la construcción.

- Contingencias.

2.7.1.1. Costos Unitarios referenciales de TDE

Los costos unitarios para los niveles de tensión de 115kV y 230 kV utilizados, se los consiguió

mediante el uso de tablas electrónicas que son propiedad intelectual de la TDE, por lo

cual solo se mostrarán y discutirán los resultados en capítulos posteriores. Estos resultados

dependen del nivel de tensión y de la altura máxima de la instalación.

Los costos unitarios de líneas de 500 kV son el resultado de un estudio realizado por

trabajadores de la TDE.

El estudio toma como constantes los siguientes parámetros para el cálculo económico:

(14)

- Disposición de fases: Horizontal.

- Tipo de conductor: Haz cuádruple 927,2 MCM.

- Tipo de torre: Autosoportada Reticulada.

- Altura de la instalación: hasta 1500 m, de 1500 m a 3000 m, de 3000 m a 4500 m.

La tabla 2.5 nos muestra el resultado de este estudio en términos económicos:

Altura (m) Costo unitario (miles $US/km)

500 kV (1X4) 0-‐1.500 279,913

500 kV (1X4) 1.500-‐3.000 297,944

500 kV (1X4) 3.000-‐4.500 306,477

2.5: Costos unitarios de líneas de 500 kV AC (14)

68

2.7.1.2. Costos Unitarios referenciales de EPE

Los costos unitarios para el nivel de tensión de 345 kV y los costos unitarios referenciales de

niveles de tensión de 230 kV y 500 kV con información de EPE, se calcularon de la siguiente

forma:

CULT AC = CTLT AC ref / Dtotal ref

Donde:

CULT AC: Costo unitario de la línea AC a un nivel de tensión dado (Miles de U$D/km)

CTLT AC ref: Costo total de la línea AC referencial a un nivel de tensión dado (miles de U$D)

Dtotal ref: Distancia real de la línea referencial (km)

La información de costos de EPE se encuentra disponible en Reales Brasileros (R$), por lo

que es necesario cambiar a dólares. El tipo de cambio utilizado es referente a la fecha o

al año del informe.

Para contar con un costo unitario más certero se utilizaron varias líneas con el mismo nivel

de tensión y configuración. El Costo Unitario de línea AC mediante el método de

promedios ponderados será:

CULT AC Ref = !"#∗!"!

!!!,!,...!"!

!!!,!,… * 1000

Donde:

CULT AC Ref: Costo unitario referencial de la línea AC a un nivel de tensión dado ((Miles de

U$D/km)

CUi: Costo unitario de la línea i (Millones de U$D/km)

Di: Distancia total de la línea i (km)

69

El resultado del cálculo de promedios ponderados, con referencia a líneas

presupuestadas en Brasil (ver Anexo 10) dio lugar a la tabla 2.6.

Tensión y configuración

Promedio Ponderado (miles $US/km)

500 kV (1X3) 282,965

500 kV (2X3) 526,037

500 kV (1X4) 310,496

500 kV (1X6) 377,169

345 kV (1X2) 205,081

230 kV (1X1) 129,024

230 kV (1X2) 173,053

2.6: Costos Unitarios referenciales de líneas AC (15)

2.7.2. Líneas DC (10)

El Costo Total de la línea DC será:

CTLT DC = (CULT DC * Daprox)/1000

Donde:

CTLT DC: Costo total de la línea de transmisión DC (Millones de U$D)

CULT DC: Costo unitario de la línea de transmisión DC (Miles de U$D/km)

Daprox: Distancia aproximada de la línea de transmisión DC (km)

El documento referencial de este subtítulo plantea un costo unitario de línea DC en

función del nivel de tensión, la configuración de línea y la sección transversal del

conductor.

El costo de unitario de línea DC toma en cuenta los siguientes elementos:

- Ingeniería: Diseño, topografía, estudios medioambientales, reconocimiento.

70

- Materiales: Torres, fundaciones, cables tensores, conductores, hilo de guarda,

puesta a tierra, aisladores, accesorios.

- Labor manual (instalación y construcción): Acceso, torres, fundaciones, cables

tensores, conductores, hilo de guarda, puesta a tierra.

- Administración y supervisión: Transporte del material, inspección del sitio,

administración de la construcción.

- Contingencias.

El estudio toma como contantes los siguientes parámetros para el cálculo económico:

- Configuración de torre: Línea bipolar simple.

- Estructura de torre tipo I con cables tensados.

- Número de conductores por polo: 2 a 6 conductores.

- Capacidad de corriente del conductor: 50°, 60°, 70° y 90°.

El cálculo económico de líneas DC se realizó mediante el siguiente procedimiento:

2.7.2.1. Elección de la corriente de línea

La corriente total de la línea se calcula con los métodos clásicos de cálculo DC:

Itotal DC = (Pmax/Unom)*1000

Donde:

Itotal DC: Corriente total de la línea DC (A)

Pmax: Potencia máxima de transmisión (MW)

Unom: Tensión nominal de la línea (kV)

La elección de la temperatura máxima del conductor depende de la política utilizada en

le empresa, en este caso se decidió utilizar 70°, dado que normalmente la TDE utiliza 75°

en líneas AC. Este estudio explica que en condiciones normales la temperatura máxima

del conductor llega a 55° o 60°, por lo que la utilización de la referencia de 70° es

satisfactoria para el alcance de este estudio.

71

La Corriente Total de la línea DC y la temperatura máxima del conductor nos permite

encontrar la sección transversal total del conductor, mediante la figura 2.10.

2.10: Capacidad de corriente del conductor (10)

2.7.2.2. Cálculo de costos unitarios de líneas DC

Para un análisis comparativo más completo se utilizaron tres opciones de configuración de

conductores por polo: 2 conductores, 3 conductores y 4 conductores. La sección

transversal del conductor de estos arreglos, se encuentra al dividir la corriente total de la

línea DC entre el número de conductores por polo.

Luego de encontrar la sección teórica, se debe elegir el conductor de sección transversal

inmediatamente superior de tablas normalizadas. (15)

Con la sección del conductor encontrada y la configuración de conductores es posible

encontrar el costo unitario de líneas DC por kilómetro de línea. Este costo fue obtenido de

los gráficos 2.11, 2.12, 2.13 y 2.14.

72

2.7.2.2.1. Líneas DC de 300 kV

2.11: Costo Unitario de línea de 300 kV (10)



73





74

2.7.3. Subestaciones

Para el cálculo del costo de las subestaciones se tomaron en cuenta dos métodos:

cálculo de costos unitarios y el cálculo de costos por elemento.

El cálculo de costos unitarios plantea un costo unitario por MVA de capacidad de la

subestación, sin tomar en cuenta la función de la subestación, el número de

transformadores, entradas y salidas de línea, esquema de barras y equipos de

compensación, encontrados en la subestación. Este método fue descartado debido a la

gran incertidumbre y variación de los resultados.

El segundo método analizado es el de cálculo de costos por elemento que se basa en el

cálculo independiente del costo de cada elemento de la subestación tomando en

cuenta los siguientes elementos:

- Módulo General de la subestación.

- Transformadores.

- Módulo de conexión de transformadores (Bahía de transformadores).

- Autotransformadores.

- Módulo de conexión de autotransformadores (Bahía de autotransformadores).

- Bahías de Líneas de Entrada.

- Bahías de Líneas de Salida.

- Interconexión de Barras.

- Reactores de Línea.

No se tomaron en cuenta otros equipos de compensación fuera de los reactores de línea,

debido a que para dimensionar estos equipos es necesaria la simulación de los flujos de

potencia de las líneas planteadas, lo cual está fuera del alcance de este estudio. Los

Reactores de Línea se colocarán al comienzo y al final de la línea, es decir, que la mitad

de la compensación total de línea estará ubicada en la subestación del principio de línea

y la otra mitad en la subestación al final de esta.

El dimensionamiento de los reactores de línea se realizó gracias a la tabla 2.7.

75

Voltaje Nominal 230 kV 345 kV 500 kV 765 kV 1100 kV

Carga MVA/km 0,18 0,54 1,3 2,92 6,71

2.7: Parámetros típicos de reactivo de línea (17)

La base de cálculo por elemento fue sacada de estudios de EPE, un resumen de los costos

de elementos utilizados en este estudio se presenta a continuación. (15)

2.7.3.1. Modulo General de Infraestructura

Módulo General de Infraestructura Tensión (kV) Potencia (MVA) Costo

(Miles de R$)

Año de referencia

Cambio a Dólares

Costo (miles de U$D)

Barra Doble Porte Medio 230 kV X 5.769,11 2013 2,1076 2.737,28

Interruptor y medio Porte Medio 500 kV X 8.921,26 2013 2,1076 4.232,89

Barra Doble Porte Grande 230 kV X 7.458,48 2013 2,1076 3.538,84

Interruptor y medio Porte Grande 500 kV X 11.697,78 2013 2,1076 5.550,28

2.8: Costo del Módulo General de Infraestructura (15)

2.7.3.2. Transformador

Transformador (TR) Tensión (kV) Potencia (MVA) Costo

(Miles de R$)

Año de referencia

Cambio a Dólares


Transformador Trifásico 50 MVA, 115/10 kV 115/10 kV 50 600,0 2013 1 600

Transformador Trifásico 50 MVA, 230/10 kV 230/10 kV 50 800,0 2013 1 800

Transformador Trifásico 75 MVA, 230/10 kV

230/10 kV 75 1.000,0 2013 1 1000

Transformador Trifásico 40 MVA, 230/13.8 kV

230/13.8 kV 40 1.419,1 2012 1,954 726,20

Transformador Trifásico 50 MVA, 230/13.8 kV 230/13.8 kV 50 1.820,0 2012 1,954 931,35

Transformador Trifásico 540 MVA, 500/13,8 kV 500/13.8 kV 540 12.807,6 2012 1,954 6.554,04

Transformador Monofásico 133 MVA, 500/13,8 kV 500/13.8 kV 100 6.856,7 2012 1,954 3.508,79

Transformador Trifásico 400 MVA, 500/230 kV 500/230 kV 400 10.458,3 2012 1,954 5.351,84

Autotransformador Monofásico 250 MVA, 500/√3/230/√3-‐13.8 kV

500/√3/230/√3-‐13.8 kV

250 9.556,3 2012 1,954 4.890,26

Autotransformador Monofásico 300 MVA, 500/√3/230/√3-‐13.8 kV

500/√3/230/√3-‐13.8 kV

300 10.364,2 2012 1,954 5.303,68

Autotransformadores Monofásicos 150 MVA, 500/230 kV 500/230 kV 150 5.678,5 2012 1,954 2.905,84


76


2.9: Costo de Transformadores (15)

2.7.3.3. Módulo de Conexión al Transformador

Módulo de conexión al Transformador (CT)

Tensión (kV) Potencia (MVA) Costo

(Miles de R$)

Año de referencia

Cambio a Dólares


CT 13.8 kV Barra Principal con Barra de Transferencia

13.8 kV X 624,75 2012 1,9542 319,70

CT 230 kV Interruptor y medio (Transformador) 230 kV X 2.748,2 2012 1,9542 1.406,34

CT 230 kV Barra Principal con Barra de Transferencia (Transformador) 230 kV X 2.394,4 2012 1,9542 1.225,29

CT 230 kV Barra Doble (Transformador) 230 kV X 2.237,2 2012 1,9542 1.144,84

CT 500 kV Interruptor y medio (Transformador)

500 kV X 6.109,5 2012 1,9542 3.126,40

CT 230 kV Barra Doble (Autotransformador) 230 kV X 2.016,3 2012 1,9542 1.031,81

CT 500 kV Interruptor y medio (Autotransformador) 500 kV X 3.981,0 2012 1,9542 2.037,18

2.10: Costo de Módulo de Conexión al Transformador (15)

2.7.3.4. Bahía de Línea

Bahía de Línea (EL) Tensión (kV) Potencia (MVA) Costo

(Miles de R$)

Año de referencia

Cambio a Dólares


230 kV Barra Principal con Barra de Transferencia

230 kV X 3.106 2013 2,1076 1.473,71

230 kV Interruptor y medio 230 kV X 3.166,74 2013 2,1076 1.502,53

230 kV Barra Doble 230 kV X 3.137,4 2013 2,1076 1.488,61

500 kV Interruptor y medio 500 kV X 6.371 2013 2,1076 3.022,87

2.11: Costo de Bahía de Línea (15)

2.7.3.5. Interconexión de Barras

Interconexión de Barras (IB) Tensión (kV) Potencia (MVA) Costo

(Miles de R$)

Año de referencia

Cambio a Dólares


Acople Barra Principal con Barra de Transferencia

230 kV X 730,5 2006 1* 730,50

230 kV Doble Barra 230 kV X 1.689,98 2012 1,9542 864,82

Acople Doble Barra 230 kV X 941,21 2006 1* 941,21

230 kV Interruptor y medio 230 kV X 1.801 2012 1,9542 921,63

500 kV Interruptor y medio 500 kV X 5.983,1 2013 2,1076 2.838,82

2.12: Costo de Interconexión de Barras (15)

*Referencia de TDE

77

2.7.3.6. Reactores de Línea

Reactores de Línea Tensión (kV) Potencia (MVAr) Costo

(Miles de R$)

Año de referencia

Cambio a Dólares


6,6 MVAr, Monofásico 230 kV 6,6 (monofásico) 1.305,91 2012 1,9542 668,27

10 MVAr, Trifásico (3,33X3 MVAr) 230 kV 10 (trifásico) 1.336,59 2012 1,9542 683,97

15 MVAr, Trifásico (5X3 MVAr) 230 kV 15 (trifásico) 1.436,5 2012 1,9542 735,10

20 MVAr, Trifásico (6,66X3 MVAr) 230 kV 20 (trifásico) 1.782,13 2012 1,9542 911,97

33,3 MVAr, Monofásico 500 kV 33,3 (monofásico) 1.817,43 2013 2,1076 862,32

50 MVAr, Monofásico 500 kV 50 (monofásico) 2.021,54 2013 2,1076 959,17

60 MVAr, Monofásico 500 kV 60 (monofásico) 2.141,6 2013 2,1076 1.016,13




100 MVAr, Trifásico (3X33,3 MVAr) 500 kV 100 (trifásico) 3.013,73 2012 1,9542 1.542,22

165 MVAr, Trifásico (3X55 MVAr) 500 kV 165 (trifásico) 3.565,6 2012 1,9542 1.824,63

190 MVAr, Trifásico (3X63 MVAr) 500 kV 190 (trifásico) 3.720,98 2012 1,9542 1.904,14

2.13: Costo de Reactores de Línea (15)

2.7.4. Estaciones Convertidoras (10)

El Costo Total conjunto de la estación rectificadora y de la estación inversora será:

CTCon = (Pmax * CUcon)/1000

Donde:

CTCon: Costo total de las estaciones convertidoras (Millones de U$D)

Pmax: Potencia máxima real de las estaciones convertidoras (MW)

CUcon: Costo unitario (Miles de U$D/MW)

Para el cálculo de las estaciones convertidoras se cuenta con el costo unitario de las

instalaciones por MW convertido. El costo unitario utilizado en las tablas representa el

costo unitario conjunto entre la estación rectificadora y la estación inversora.

El costo unitario de tablas depende de parámetros referenciales como la potencia total

de la línea bipolar, el nivel de tensión y el arreglo de estación rectificadora.

78

La tabla 2.14 contiene la información de los costos unitarios referenciales tomados cuenta

en este estudio. Los costos unitarios de las estaciones convertidoras incluyen la estación

rectificadora y la estación inversora, además de todos sus componentes.

Bipolar Rating MW

kV 12 pulse Coverter/pole Suggested Cost (Millones $US)

Costo Unitario (Miles de $US/MW)

1 750 ±300 Voltaje Source Converter * 165 220,0 2 750 ±300 1 (6 pulse)* 155 206,7 3 750 ±300 1 (12 pulse) 165 220,0 4 750 ±500 1 (12 pulse) 185 246,7 5 1.500 ±300 1 (12 pulse) 265 176,7 6 1.500 ±500 1 (12 pulse) 305 203,3 7 3.000 ±500 1 (12 pulse) 425 141,7 8 3.000 ±600 1 (12 pulse) 460 153,3 9 3.000 ±800 1 (12 pulse) 505 168,3 10 6.000 ±600 2 parallel 1 (12 pulse) 875 145,8 11 6.000 ±800 2 series 1 (12 pulse) 965 160,8 12 6.000 ±800 2 parallel 1 (12 pulse) 965 160,8

2.14: Tabla de costos unitarios de estaciones convertidoras (10)

2.8. Criterios técnicos y económicos para la elección de los

proyectos de exportación de energía eléctrica planteados

y de los puntos de interconexión (9)

Para la elección de proyectos y vínculos de exportación de energía eléctrica, se tomaron

en cuenta los siguientes criterios:

• El proyecto planteado no puede estar contemplado en el Plan Óptimo de

Expansión del SIN, ya que no se puede disponer de un proyecto que se proyecta

explotar para el consumo interno, a menos que el Plan Óptimo de Expansión tome

en cuenta este proyecto para la exportación.

• El proyecto tiene que tener una capacidad de generación que justifique la

interconexión y responda al incremento de demanda del mercado de

exportación.

79

• El nodo de interconexión debe ser el más cercano geográficamente y tener la

capacidad de despachar la cantidad de energía eléctrica planteada al costo

mínimo, evitando ampliaciones de la subestación.

• El precio de venta en el mercado de exportación debe ser menor que los costos

monómicos conjuntos de generación y transmisión hasta el punto de venta.

• La utilidad neta de la exportación de energía eléctrica mediante la utilización de

una fuente de generación, debe ser mayor que la utilidad neta percibida por la

venta u otra forma de utilización de esta fuente (costo de oportunidad).

• La explotación de este recurso debe realizarse de forma sostenible, minimizando

los impactos ambientales y sociales que pueda causar al país.

• Mantener el criterio de confiabilidad N-1, diseñados e implementados para el SIN.

80

3. Identificación y selección de proyectos candidatos a

la exportación de energía eléctrica

Para la identificación de posibles proyectos de exportación de energía eléctrica se

tomaron en cuenta las fuentes de generación disponibles en el país.

La selección de proyectos de exportación tuvo como condicionante contar con un

informe de prefactibilidad, factibilidad o diseño final del proyecto de generación. La

información mínima requerida para tomar en cuenta el proyecto en la selección será:

• Potencia confiable de la central de generación.

• Generación de energía media anual.

• Identificación exacta del lugar de generación.

• Costos de generación totales o monómicos.

• Costos de generación actualizados.

3.1. Centrales Hidroeléctricas

Se identificaron tres cuencas con proyectos candidatos de exportación de energía

eléctrica:

3.1.1. Rio Grande (18)

Este informe de prefactibilidad plantea un aprovechamiento del Rio Grande mediante 9

proyectos de generación dispuestos en cascada, de los 20 proyectos analizados

inicialmente. En esta primera parte del documento se tomará en cuenta el proyecto

Rositas, que es parte del Plan Óptimo de Expansión del SIN, para que sirva como

referencia para la actualización de costos de generación.

Algunas consideraciones importantes:

- Debido a que los datos de estos proyectos se remontan al año 1972, la

actualización de costos de los mismos tendrán un carácter únicamente

81

referencial, por lo que se tendrán que actualizar datos hidrológicos, geológicos,

presupuestarios y además realizar un diseño final de estos proyectos.

- Los proyectos hidroeléctricos planteados son considerados de pasada, debido a

la marcada estacionalidad de su caudal.

- Ninguno de estos proyectos (excepto Rositas) fue tomado en cuenta para los

planes de expansión de años anteriores, porque la demanda del SIN no justificaba

proyectos tan grandes, que por consecuencia implicaban grandes inversiones.

- Los costos por kW firme son menores a los que se tendrían sin esta regulación en

proyectos independientes.

- El volumen estimado de sedimentos es grande y debe ser considerado en cada

uno de los proyectos.

- La longitud estudiada para el aprovechamiento del Rio Grande es de 380 km y la

caída total es de 1.070 m, empezando en Rio Chico y terminando en Puerto

Abapó.

La información Geográfica general del informe y la estudiada en este documento se

puede ver en las figuras 3.1, 3.2, 3.3 y 3.4.

3.1: Localización del Rio Grande (línea azul) (18)

82

3.2: Ubicación de los proyectos del Rio Grande (18)

3.3: Imagen Satelital de la localización de los proyectos del Rio Grande (18)

83

3.4: Perfil de elevación del Rio Grande y localización de proyectos (18)

La tabla 3.1 contiene la información técnica y económica resumida de los 9 proyectos

analizados. Esta información económica será posteriormente actualizada en un siguiente

capítulo de este documento.

Nombre Código Potencia confiable (MW)

Energía media anual (GW-‐h/año)

Caudal medio (m^3/s)

Caída máxima (m)

Costo de Generación (en millones de U$D)

Jatun Pampa A1 120 550 152 125 40,29

Seripona C 300 1.700 171 180 103,84

Cañehuecal E 420 2.000 194 165 78,03

Las Juntas T 172 1.350 273 90 54,92

Ocampo G1 250 1.340 276 80 88,09

Peña Blanca H2 480 2.490 285 140 111,15

La Pesca J 630 3.030 334 150 133,97

Rositas K 620 2.650 377 115 101,5

Pirapó K3 80 550 377 24 26,75

Total 3.072 15.660 1.069 738,54

3.1: Resumen de características de proyectos del Rio Grande (18)

84

A continuación se realizará una explicación de las características principales y la

ubicación de los proyectos del Rio Grande analizados. Los esquemas de diseño técnico se

pueden encontrar en los Anexos 11. Este informe no posee los esquemas de diseño de

Ocampo, Peña Blanca y Pirapó.

Los costos de generación tienen en cuenta estos elementos:

- Acceso.

- Presa y Vertedero.

- Tomas y Conductos.

- Central y Equipos.

- Contingencias.

- Ingeniería y Gastos Generales.

3.1.1.1. Jatun Pampa (A1)

3.1.1.1.1. Características técnicas ye económicas

• Potencia Continua: 16 (MW).

• Potencia Confiable: 120 (MW).

• Potencia Máxima: 130 (MW).

• Energía Media Anual: 550 (GWh/año).

• Costo Total de Generación: 40,29 (Millones de U$D en 1972).

• Costo Unitario de Potencia Confiable: 346,7 (U$D/kW).

• Tipo de Represa: Tipo Aluvión.

• Caída Máxima: 125 (m).

• Caudal Mínimo: 13 (m3/s).

• Caudal Medio: 152 (m3/s).

• Caudal Regulado: 17 (m3/s).

• Volumen Activo: 16 (Millones de m3).

• Volumen de Reserva Máxima: 19 (Millones de m3).

• Promedio Anual de Sedimentos: 173,5 (MTM).

• Factor de Planta: 52,32 %.

• Acceso: 36 km de camino nuevo de la carretera Sucre-Aiquile.

85

• Caudal de Diseño del Aliviadero: 12.600 (m3/s).

• Área de Drenaje: 26.800 km2.

• Precipitación Anual Promedio: 582 (mm).

3.1.1.1.2. Ubicación

• Latitud: 18°38'26.73"S

• Longitud: 65° 6'5.49"O

3.5: Imagen Satelital de Jatun Pampa (19)

3.1.1.2. Seripona (C)

3.1.1.2.1. Características técnicas y económicas







• Tipo de Represa: Enrocamiento, de Gravedad de concreto o de Arco de

hormigón.

86





• Volumen Activo: 1.944 (Millones de m3).

• Volumen de Reserva Máxima: 3.625 (Millones de m3).



• Acceso: 51 km de camino nuevo, 60 km de camino mejorado, de la carretera

Sucre-Tomina, vía Mojocoya y Redención Pampa.



• Precipitación Anual Promedio: 585,5 (mm).


• Latitud: 18°31'45.05"S

• Longitud: 64°46'10.32"O

3.6: Imagen Satelital de Seripona (19)

87

3.1.1.3. Cañehuecal (E)





• Energía Media Anual: 2.000 (GWh/año).




hormigón.









• Acceso: 67 km de camino nuevo, 21 km de camino mejorado, de la carretera

Sucre-Tomina vía Villa Serrano o Tomina.





• Latitud: 18°37'53.37"S

• Longitud: 64°25'54.97"O

88

3.7: Imagen Satelital de Cañehuecal (19)

3.1.1.4. Las Juntas (T)









hormigón.

• Caída Máxima: 90(m).







89


• Acceso: 73 km de camino nuevo, 50 km de camino mejorado, de Valle Grande vía

Pucara.





• Latitud: 18°40'10.94"S

• Longitud: 64°19'17.76"O

3.8: Imagen Satelital de Las Juntas (19)

3.1.1.5. Ocampo (G1)







90



hormigón.









• Acceso: 37 km de camino nuevo, 50 km de camino mejorado, de Nuevo Mundo.





• Latitud: 18°50'12.27"S

• Longitud: 64°15'52.65"O

3.9: Imagen Satelital de Ocampo (19)

91

3.1.1.6. Peña Blanca (H2)








• Tipo de Represa: Enrocamiento o de Gravedad de concreto.







• Promedio Anual de Sedimentos: 258 (MTM).

• Factor de Planta: 59,22%.

• Acceso: 48 km de camino nuevo, 30 km de camino mejorado.





• Latitud: 19° 1'36.34"S

• Longitud: 64° 3'55.77"O

92

3.10: Imagen Satelital de Peña Blanca (19)

3.1.1.7. La Pesca (J)

















• Acceso: 102 km de camino nuevo, 40 km de camino mejorado, de Valle Grande.

93





• Latitud: 19° 1'48.81"S

• Longitud: 63°53'21.88"O

3.11: Imagen Satelital de La Pesca (19)

3.1.1.8. Rositas (K)










94







• Factor de Planta: 75,63%.

• Acceso: 30 km de camino nuevo desde Abapó.





• Latitud: 18°55'56.08"S

• Longitud: 63°30'56.47"O

3.12: Imagen Satelital de Rositas (19)

95

3.1.1.9. Pirapó (K3)








• Tipo de Represa: Enrocamiento.






• Volumen de Reserva Máxima: 26 (Millones de m3).



• Acceso: 15 km de camino nuevo desde Abapó.





• Latitud: 18°55'49.40"S

• Longitud: 63°28'10.64"O

96

3.13: Imagen Satelital de Pirapó (19)

3.1.2. Rio Madera (12)

Se identificó un proyecto en esta cuenca, este proyecto hidroeléctrico tiene el nombre de

Cachuela Esperanza.

El proyecto Cachuela Esperanza cuenta con tres informes, la información utilizada en este

documento se basa en el tercer informe, el cual se refiere a un estudio de diseño final. Los

datos utilizados en este documento se referirán únicamente a la información sobre la

generación del proyecto de Cachuela Esperanza, debido a que se plantearán nuevos

tramos e interconexiones para la posible exportación.

El tercer informe del proyecto de Cachuela Esperanza, al que este documento hace

referencia, tiene proyectado exportar energía eléctrica a Brasil y además de abastecer

las demandas actuales y futuras de las poblaciones de Cachuela Esperanza,

Guayaramerín, Riberalta, Puerto Rico y Cobija (ver Anexo 12).

La distribución de la generación de este proyecto plantea la siguiente distribución:

• Mercado Brasilero firme: 885 (MW).

• Mercado Brasilero Spot: 67 (MW) a 0 (MW).

• Mercado Boliviano: 38 (MW) a 105 (MW).

97

La variación de la distribución del mercado Spot brasilero y el mercado Boliviano,

depende del crecimiento de la demanda de las poblaciones antes mencionadas. Esta

variación se divide en 33 años, desde el año de la puesta en marcha, hasta el último año

donde se proyecta llegar a una demanda conjunta de 105 MW de estas poblaciones. La

distribución anual de la potencia y energía generada se puede ver en el Anexo 13.

La distribución de la generación recomendada en este estudio se comentará en un

capítulo posterior.

TECSULT ha entregado los informes: “Diseño Final de Obras Civiles y Diseño Final de

Equipamiento y Obras Electromecánicas” y “Documentos Licitación de Equipamiento

Electromecánico”, los que se encuentra en revisión.

Se espera que TECSULT entregará los Informes: “Documentos de Licitación de Obras

Civiles” y “Estudio de Impacto Ambiental”.

Mediante Ley Nº 549 de 13 de mayo de 1983, en su Artículo Primero, se declaró de

atención prioritaria el proyecto hidroeléctrico Cachuela Esperanza para el desarrollo de

los Departamentos de Beni y Pando. En el artículo segundo de la Ley se autorizó al Poder

Ejecutivo para que mediante la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), realice las

gestiones que permitan el financiamiento del estudio de factibilidad del proyecto

Cachuela Esperanza.

3.1.2.1. Características Técnicas y Económicas

El aprovechamiento Cachuela Esperanza se caracteriza por una central hidroeléctrica de

baja caída, con altos caudales, y con una explotación del embalse de tipo al filo del

agua, o sea con un embalse de regulación.

El aprovechamiento comprende una casa de maquinas y sus áreas de servicio, así como

un vertedero en la margen izquierda del rio. La presa se ubica en el lecho del rio. Al

acercarse de la margen derecha, su eje presenta una curva pronunciada hacia aguas

arriba, para preservar la más posible el casco viejo del pueblo de Cachuela Esperanza.

Aunque por lo pronto, su factibilidad técnica y económica queda per confirmarse, se ha

concebido una esclusa ubicada en la margen derecha del rio.

98

El caudal que corresponde a la crecida 1/10.000 años es de 32.342 m³/s. El caudal de

diseño del vertedero es de 27.842 m³/s.

3.1.2.1.1. Casa de Máquinas

La distribución de generación de energía eléctrica para cada mercado se puede ver en

el Anexo 13.

• 990 MW de potencia instalada (18 turbinas bulbo, cada una de 55 MW).

• Energía total anual generada: 5.404 (GWh).

• Energía anual generada para Brasil: 4.830,85 (GWh).

• Energía anual generada para Bolivia: 573,15 (GWh).

• Factor de planta: 65%.

• Caudal máximo turbinado: 10.150 (m3/s).

• Caída neta nominal: 11,1 (m).

• Diámetro de la rueda: 7,5 (m).

• Número de polos del alternador: 76.

• Frecuencia: 50 (Hz).

3.1.2.1.2. Vertedero

• Número compuertas: 15.

• Tipo de compuertas: planas.

• Dimensiones compuertas: 14 x 19,8 (m).

• Peso aprox. Compuertas: 160 (t).

• Caudal máximo a evacuar: 32.000 (m3/s) crecida decamilenaria.

• Caudal máximo histórico río Beni: 23.000 (m3/s).

3.14: Vista isométrica del vertedero (12)

99

3.1.2.1.3. Presa

La ubicación de la presa ha sido seleccionada de manera que se conserven los pueblos

con valor histórico, así como permitir el acondicionamiento de la esclusa en la margen

derecha.

• Enrocamiento con pantalla cemento-bentonita.

• Nivel de la cresta: 122 msnm.

• Altura máxima: 35 (m).

• Longitud: 1.450 (m).

• Volumen enrocamiento: 2,99 (Millones de m3).

3.15: Vista General de la Presa (12)

3.1.2.1.4. Superficie del embalse

• Superficie máxima del embalse (nivel 119): 1.016 km2: Área color celeste + azul.

• Superficie máxima en crecida condición natural: 730 km2: Área color celeste.

• Superficie inundada por el embalse en crecida: 286 km2: Área color azul.

100

3.16: Superficie del embalse (12)

3.1.2.1.5. Costo de Generación

El costo aproximado de la generación de Cachuela Esperanza es 2.218 (Millones de U$D).

3.1.2.2. Ubicación

La información de la ubicación del proyecto de Cachuela Esperanza se puede ver a

continuación:

3.17: Localización de Cachuela Esperanza en el Rio Madera (12)

101

3.18: Imagen Satelital de Cachuela Esperanza (19)

3.1.3. Rio Beni (20)

Se identificó un proyecto de generación llamado Angosto del Bala, que

lamentablemente no se cuenta con estudios oficiales que contengan la información

requerida para tomar este proyecto en cuenta en estudio.

Debido a su gran capacidad de generación y que cuenta con una época de lluvias

diferente a los demás proyectos hidroeléctricos (información no oficial), se exponen

algunos parámetros técnicos de este proyecto.

El proyecto se halla localizado sobre el río Beni, en el tramo conocido como el estrecho o

Angosto del Bala que se encuentra a 16 Km. aguas arriba de las poblaciones de San

Buenaventura y Rurrenabaque, pertenecientes a las provincias Abel Iturralde (La Paz) y

Gral. Ballivián (Beni) respectivamente.

Su Central Hidroeléctrica (14° 32� 44� S, 67° 29� 55� W), aprovechará el caudal de agua

del Río Beni, que en el sitio de ubicación es de pendiente moderada. Esta central una vez

construida, sería más grande del país, con una potencia instalada del orden de los 1.600

(MW).

102

Mediante Ley No 1887 de 31 de Agosto de 1998, en su Artículo 1º, se declara de prioridad

Nacional la construcción del Proyecto Múltiple ANGOSTO DEL BALA, sobre el Río Beni,

localizado aproximadamente a 16 kilómetros de las poblaciones de Rurrenabaque (Beni)

y San Buenaventura (La Paz), con un área de influencia directa sobre las Provincias

Ballivián en el Beni y Franz Tamayo de La Paz.

3.19: Ubicación geográfica acercada del Angosto del Bala (19)

3.20: Ubicación geográfica alejada del Angosto del Bala (19)

103

3.2. Centrales Termoeléctricas

3.2.1. Gas Natural

El único proyecto destinado a la exportación de energía eléctrica mediante el uso de Gas

Natural (GN) es el proyecto de la empresa EGERBOSA, titulado “Proyecto TermoBolivia”,

que plantea una planta termoeléctrica de 350 (MW) localizada en la Zona Franca de

Puerto Suárez, Bolivia, Este proyecto plantea interconectarse a Brasil a través de la

subestación Corumbá. Este proyecto fue descartado de este estudio debido a que

calculaba los costos de generación con precios subvencionados de Gas Natural para el

consumo interno de Bolivia y no con el precio de exportación de este recurso, por lo que

su costo monómico de generación no refleja el costo monómico de generación real de

exportación.

El carácter subvencionado de este combustible, requiere que se haga un análisis de

posibles proyectos de exportación, con el precio de exportación (costo de oportunidad)

del Gas Natural en lugar de con el precio subvencionado para el consumo interno del

país.

El pronóstico de precios de exportación de GN se encuentra en la tabla 3.2.

3.2: Costo de Oportunidad del Gas Natural (5)

104

El precio del GN tomado en cuenta en este estudio es de 7,3 U$D/MPC, en lugar de 1,3

U$D/MPC (precio subvencionado), por la referencia del CNDC.

Con estos datos, el CNDC calculó el precio económico de generación con GN sin la

subvención. Este estudio toma en cuenta estos proyectos genéricos y los localiza en

lugares estratégicos en el país, donde se tenga la posibilidad de generar electricidad con

este recurso, es decir, donde la red de gasoductos permita el abastecimiento de este

posible proyecto de generación.

Es importante tomar en cuenta que la utilización del GN para la generación de energía

eléctrica, privaría el uso de este recurso para la exportación del mismo, por lo que se

tomará en cuenta un análisis comparativo del costo de oportunidad entre la exportación

directa del GN y la exportación de energía eléctrica mediante la generación con GN.

La tabla 3.3 presenta los proyectos candidatos de generación con Gas Natural y su precio

monómico de generación:

Unidades de generación termoeléctricas candidatas

Condiciones ISO (Bolivia) -‐ Precio Gas 7.3 U$D/MPC -‐ 5000 horas por Año

Modelo Potencia Heat

Rate Costo

Inversión Precio monómico de

Generación MW Btu/kWh U$D/kW U$D/MWh

Ciclo Abierto

Titan 250 21,75 8.775 648 85,65

RB211-‐G62 DLE 27,52 9.415 606 88,95

LM2500 STIG 27,99 8.360 616 81,68

LM2500PK 29,32 9.287 563 86,74

LM2500PR 30,46 8.854 564 83,65

SWIFTPAC 30 30,85 9.260 590 87,35

SGT-‐700 31,21 9.367 587 88,04

RB211-‐GT61 DLE 32,14 8.662 594 83,19

PGT25+G4 33,06 8.530 590 82,12

RB211-‐H63 42,48 8.679 532 81,44

LM6000PF 42,73 8.173 568 78,88

LM6000PF 43,07 8.173 567 78,85

SGT-‐800 47 9.096 533 84,46

SGT-‐900 49,5 10.450 510 93,45

105

LM6000PG 51,2 8.142 534 77,63

Trent 60 DLE 51,69 8.138 531 77,52

LM6000PG 53,5 8.582 504 79,87

AE64.3A 75 9.505 453 84,96

6FA 77,58 9.574 449 85,31

Ciclo Combinado

SWIFTPAC 60 (2XFT8-‐3) 74,2 6.653 1104 84,14

2RB211-‐GT62 (2XRB211) 79,5 6.640 1091 83,67

SCC-‐700 2X1 (2XSGT700) 83,6 6.501 1089 82,59

Trent 60 DLE 89,95 6.799 1025 82,79

SCC-‐800 2X1 (2XSGT-‐800) 135 6.274 988 77,88 3.3: Características y costos de generación de Generadores a GN (5)

106

3.2.2. Diesel (5)

La generación de energía eléctrica con diesel en nuestro país se realiza en condiciones

donde no puede abastecerse una demanda con otra fuente de generación, como

reserva en frío de algunos subsistemas o bien cuando los sistemas aislados no tienen

acceso a la red de gasoductos de GN.

Esta fuente de generación fue descartada en este estudio, debido a los altos costos de

importación y el carácter subvencionado de este combustible. Según estudios del CNDC

el costo de generación con diesel es aproximadamente 250 (U$D/MW), el cual es muy

elevado.

Los precios manejados en Bolivia para la compra de este recurso son:

- Precio Regulado: Se utiliza un valor de 0,53 (U$D/litro) en el SIN y 0,18 (U$D/litro) en

sistemas aislados.

- Precio de Oportunidad: Se utiliza un precio de oportunidad de 1,0 (U$D/litro), que

es equivalente al precio promedio de importación.

3.3. Geotérmica (5)

El único proyecto geotérmico identificado en este estudio se llama Laguna Colorada, que

a pesar de ser tomado en cuenta en el Plan Óptimo de Expansión del SIN (POES), se lo

incluyó en este estudio, debido a que el POES toma en cuenta a el proyecto de Laguna

Colorada como candidato para la exportación de energía eléctrica hacia Chile, a través

de una línea hacia la subestación Radomiro Tomic. La posible interconexión será

posteriormente analizada en este documento.

Este proyecto aprovecha la energía del campo “Sol de Mañana”, localizado en el

cantón Quetena del Departamento de Potosí, cercano a la frontera con Chile.

De acuerdo al estudio de factibilidad, elaborado en marzo de 2008 por la Organización

Oficial del Japón para el Comercio Exterior (Japan External Trade Organization: JETRO), el

proyecto requerirá de la perforación adicional de diez pozos de producción y seis de

reinyección. De los pozos existentes se utilizarán cuatro pozos como pozos de producción.

107

Se construirá una central geotérmica del tipo de condensación de “flasheo” simple, con

una potencia de salida de 100 MW, en dos unidades de 50 MW cada una.

Se estima que este proyecto puede alcanzar una capacidad aproximada de 120 MW

mediante el uso del vapor proveniente de pozos geotérmicos, sin embargo, para

garantizar la sustentabilidad del reservorio. el proyecto está concebido con una

capacidad de 100 MW.

Las características principales de este proyecto se encuentran a continuación:

• Potencia Total: 100 (MW).

• Generación Anual: 738 (GWh/año).

• Costo Total de Generación: 178,38 (Millones de U$D).

La ubicación de la central y su esquema simplificado se muestran en las figuras 3.21 y 3.22.

3.21: Imagen Satelital del Proyecto Laguna Colorada (5)

108

3.22: Esquema simplificado de los pozos de Laguna Colorada (5)

3.4. Solar

Actualmente no existen grupos de generación fotovoltaicos importantes conectados a la

red, ya que la mayoría de estos son muy pequeños o se encuentran en sistemas aislados.

No se encontró ningún informe de proyectos que planteen la posibilidad de una

generación de energía eléctrica para la exportación, por lo cual se realizó un análisis de

los posibles lugares potenciales para montar parques de paneles solares.

Para ilustrar el potencial solar encontrado en Bolivia se tomó en cuenta el mapa solar de

la figura 3.23.

109

3.23: Mapa de incidencia solar de Bolivia (21)

3.24: Rangos de capacidad de generación en función de la incidencia solar (21)

La capacidad de generación de electricidad en función de la incidencia de energía solar

en Bolivia es muy variada. Como se puede ver existen tendencias muy marcadas por

zonas, donde a medida que se sube de altitud sobre el nivel del mar, la capacidad de

generación por metro cuadrado aumenta.

110

En las áreas cercanas a la frontera con el norte de Chile, como ser el oeste del

departamento de Potosí como el suroeste del departamento de Oruro, se pueden

visualizar zonas donde la incidencia del sol permite generar entre 6,3 a 6,9 (kWh/m2 – día).

En general existe una incidencia solar alta en la zona altiplánica y la faja andina.

Los países y continentes en el mundo donde existe un mayor desarrollo de la generación

de energía eléctrica a partir de paneles fotovoltaicos son Europa, Norte América, Japón y

China. Como se puede verificar en la figura 3.25, Bolivia tiene una ventaja sobre estos

países y continentes, debido a que la incidencia solar en la zona de gran altitud de

nuestro país es considerablemente mayor, lo que implica una mayor capacidad de

generación por metro cuadrado. (22)

3.25: Mapa mundial de incidencia solar (22)

No se tomó en cuenta esta fuente de generación como proyecto candidato a la

exportación de energía eléctrica debido a la falta de información sobre este tipo de

proyectos en el país.

Con el motivo de tener una referencia y tomar en cuenta esta fuente renovable de

generación en futuros proyectos, se identificó la 3.26 figura que muestra el

comportamiento de los costos de generación en función la incidencia solar en paneles

fotovoltaicos para sistemas aislados. Se puede ver claramente la tendencia de la curva,

111

donde los costos de generación se reducen a medida que la incidencia solar se

incrementa, de una manera casi constante.

3.26: Curva de Costos de Generación en función de la radiación solar (21)

3.5. Eólica

En la actualidad existen pequeños proyectos de consumo e iniciativa privada como el

parque eólico piloto instalado por la empresa Corani S.A., que tiene el nombre de

Qollpana, con una capacidad instalada de 2,5 (MW) y una generación anual de 9,6

(GWh). Este proyecto es parte del POES, por lo que no se lo tomará en cuenta en este

estudio. (5)

Aún no existen proyectos que puedan tomarse en cuenta como candidatos para la

exportación, por lo que el análisis de esta fuente de generación en el país tendrá un

carácter referencial. A continuación se presentan algunas características geográficas de

velocidad del viento en el país (figura 3.27) y en el mundo (figura 3.29), además de un

análisis de costos de generación en sistemas aislados. Las zonas con mayor velocidad de

viento (entre 4 a 5 m/s) son el centro del departamento de Santa Cruz y algunas partes

del altiplano (departamentos de La Paz y Oruro).

112

3.27: Mapa de velocidades de viento en Bolivia (21)

3.28: Rangos de velocidades de viento (21)

113

Como se puede ver en la figura 3.29, Bolivia no posee grandes ventajas naturales en

comparación con otros países y continentes del mundo, cuando se trata de generación

eólica. De todos modos será necesario un análisis más profundo en este tema, para ver la

posibilidad de incluir esta fuente de generación como proyecto candidato de

exportación de energía eléctrica.

3.29: Mapa mundial de velocidades de viento (22)

3.30: Costos de generación con Turbinas Eólicas en Sistemas Aislados (21)

114

3.6. Biomasa

Este último tiempo se han desarrollado proyectos de generación a través del

aprovechamiento de la Biomasa en el país. Entre estos proyectos se destacan Unagro,

Guabirá y San Buenaventura, que dependen de la disponibilidad de residuos o insumos

que son resultado de excedentes de producción de estas grandes plantas industriales.

Actualmente no se tiene información de proyectos de generación con biomasa que no

estén tomados en cuenta en el POES o que sean candidatos a la exportación de energía

eléctrica.

Como referencia se plantea la figura 3.31 que muestra un mapa con los rangos de posible

generación de potencia en MW con el uso de biomasa para generación de energía

eléctrica.

3.31: Potencial de generación en Bolivia con Biomasa (MW) (21)

115

4. Análisis de características técnicas y económicas de

los posibles mercados de exportación de energía

eléctrica

Para definir los mercados potenciales de exportación se tuvo que revisar una gran

cantidad de información de las instituciones de control y regulación de los mercados

eléctricos mayoristas, como también de las empresas que participan en estos mercados.

La información que se expondrá a continuación pertenece a Anuarios, Planes de

Expansión, Informes y Resoluciones de los países expuestos.

Debido a la gran cantidad de información de los mercados potenciales de exportación,

se tomaron en cuenta los parámetros técnicos y económicos más importantes en este

documento, lo que significa que solo las características más importantes para el análisis

técnico y económico se expondrán en este capítulo.

Para que el análisis comparativo de precios monómicos entre los proyectos planteados y

el mercado de exportación no se vea afectado por diferencias políticas o impositivas,

estos precios se los calculará sin impuestos y sin subvenciones.

Debido a la cercanía con Bolivia, se tomaron en cuenta los siguientes mercados

potenciales de exportación:

• Argentina.

• Brasil.

• Chile.

• Paraguay.

• Perú.

Cada uno de estos países se expondrá y analizará por separado, tomando en cuenta la

proyección de demanda, las características de su actual parque de generación y

transmisión y la tarifa aplicable a la importación de energía eléctrica generada en Bolivia.

116

Antes de exponer las características de cada país, es importante revisar algunas

características importantes de la relación entre los países de Sudamérica.

• Frecuencia utilizada por país:

4.1: Mapa de frecuencias utilizadas en Sudamérica (23)

• Países exportadores de energía eléctrica:

4.2: Países exportadores de energía eléctrica en Sudamérica (23)

117

• Países importadores de energía eléctrica:

4.3: Países importadores de energía eléctrica en Sudamérica (23)

Como parámetro inicial de referencia de tarifas de consumo de energía eléctrica, se

presenta la tabla 4.1 y su respectiva figura comparativa que resume las tarifas de

distribución de los países analizados en el año 2011 (esta tarifa se encuentra afectada por

impuestos y subvenciones). Si bien la tarifa necesaria para el análisis de los proyectos de

exportación planteados es la del precio monómico de mercado y no la tarifa de

distribución, esta última servirá como parámetro comparación entre los países y con los

precios monómicos de mercado. La tabla de tarifas completa se encuentra en el Anexo

14.

Tarifas de distribución (U$D/MWh) País Residencial Comercial Industrial

Argentina 71 104 61,2 Bolivia 93,5 135 61,5 Brasil 288,7 268 196,3 Chile 245,7 208,9 175,7

Paraguay 81 77 52 Perú 133 116 94

4.1: Tarifas de distribución por país (23)

118

4.4: Comparación de tarifas de distribución en países analizados (23)

Como se puede ver en el gráfico anterior existen diferencias muy marcadas entre las

tarifas de distribución de los países, siendo las tarifas de Brasil y Chile considerablemente

más alta que de los demás países. Paraguay y Argentina poseen tarifas ligeramente

menores que Bolivia y Perú.

4.1. Argentina

La República de Argentina no cuenta con un Plan de Expansión oficial y público, por lo

que la información presentada posteriormente se refiere únicamente a estadísticas.

No se pudieron encontrar las resoluciones o decretos gubernamentales que especifiquen

las subvenciones en generación y transmisión de energía eléctrica en Argentina, por lo

que los precios monómicos de este subtítulo posiblemente no reflejen el precio monómico

real del mercado.

4.1.1. Demanda de energía eléctrica

Existe una tendencia estacional marcada, donde en los meses de Febrero y Julio se

encuentran las demandas máximas, mientras que en los meses de Abril y Octubres se dan

las demandas mínimas.

0

50

100

150

200

250

300

350

Argenzna Bolivia Brasil Chile Paraguay Perú

Residencial

Comercial

Industrial

119

4.1.1.1. Demanda máxima de potencia

4.5: Demanda máxima de Potencia mensual Argentina (24)

4.1.1.2. Demanda de energía eléctrica

4.6: Demanda mensual de energía eléctrica Argentina (24)

120

4.1.1.3. Demanda de energía eléctrica por sector de consumo

4.7: Demanda de energía eléctrica por sector de consumo Argentina (24)

4.1.1.4. Demanda de energía eléctrica por Regiones

El área de mayor demanda de la República de Argentina une a las regiones de Gran

Buenos Aires, Buenos Aires y Litoral, donde se encuentra concentrada aproximadamente

el 65,4 % de la demanda total del país.

4.8: Demanda de energía eléctrica por Regiones Argentina (24)

121

4.1.2. Potencia instalada y el parque de generación

4.1.2.1. Evolución de la potencia instalada

La base de la generación de Argentina está en función de turbinas a vapor, nucleares,

hidroeléctricas, turbinas a GN y ciclo combinado, pero existe una tendencia de

integración de generación a diesel y ciclo combinado en los últimos años, lo que

encarece el precio de la energía, debido a que el GN es importado en gran parte y los

costos de generación con motores a diesel son elevados.

4.9: Evolución de la potencia instalada por fuente Argentina (25)

4.1.2.2. Potencia instalada por regiones

Los equipos instalados en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), se pueden

clasificar en tres tipos de acuerdo al recurso natural y a la tecnología que utilizan: Térmico

fósil (TER), Nuclear (NU) o Hidráulico (HID). Los térmicos a combustible fósil a su vez se

pueden subdividir en cuatro tipos tecnológicos de acuerdo al tipo de ciclo térmico que

utilizan para aprovechar la energía: Turbina de Vapor (TV), Turbina de Gas (TG), Ciclo

Combinado (CC) y los Motores Diesel (DI).

122

Existen en el país otras tecnologías de generación que se están conectando al SADI

progresivamente, como las eólicas (EOL) y fotovoltaicas (SOL), aunque ésta última aún

tiene baja incidencia en cuanto a la capacidad instalada.

4.2: Potencia instalada por regiones Argentina (24)

4.1.3. La Quiaca

Se tomó en cuenta, como mercado de exportación, esta pequeña población fronteriza

que aún no se encuentra conectada al Sistema Argentino de Interconexión, debido a la

cercanía con la población de Villazón (Bolivia) y que se menciona la posible exportación

de energía eléctrica desde Bolivia en el POES 2012.

La Quiaca se encuentra al norte de la provincia de Jujuy y cuenta con 17.647 habitantes

(26). Esta población no está conectada al SADI debido a factores como la baja demanda

y la lejanía de esta población, como también que la hipotética interconexión al SADI

implicaría la construcción de una línea que pase por reservas y parques naturales

protegidos, como es el Parque Nacional Calilegua.

123

4.10: Mapa provincia de Jujuy (27)

4.11: Imagen satelital de La Quiaca y Villazón (19)

Actualmente esta población se abastece del servicio de energía eléctrica a través de

una central de generación térmica a Gas Oil denominada La Quiaca y recientemente del

proyecto termoeléctrico a GN de Agua Chica, que posee una capacidad de generación

de 5,1 (MW) y que alimentará el sistema aislado mediante una línea de 33 (kV). Este último

124

proyecto aprovecha el gasoducto Norandino, para el abastecimiento de GN. Con estas

dos centrales se espera abastecer la demanda total del sistema aislado de La Quiaca y la

proyección de demanda de los próximos años, por lo que no se tomará en cuenta el

abastecimiento de esta demanda en el presente estudio. (27)

Si tomamos en cuenta las tarifas de distribución de EJESA sin subsidio (ver Anexo 15) para

la posible exportación de energía eléctrica, la evolución de estas tarifas se puede

visualizar en la figura 4.12.

4.12: Evolución de las tarifas de distribución de EJESA (27)

4.1.4. Precio monómico

El cuadro 4.3 muestra el precio monómico anual promedio en los últimos 4 años del MEM

en Argentina. Este precio monómico tiene una tendencia estacional muy marcada,

donde los meses de Junio, Julio y Agosto presentan precios elevados (ver Anexo 16).

Año Promedio (U$D/MWh)

Tasa de cambio en el año

Promedio en U$D/MWh

2010 203,97 3,97 51,31

2011 260,40 4,29 60,76

2012 259,38 4,88 53,17 2013 264,05 5,42 48,72

4.3: Resumen del precio monómico promedio anual de Argentina (24)

0.000 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000

Mayo 2012 -‐ Julio 2012

Agosto 2012 -‐ Octubre 2012

Noviembre 2012 -‐ Enero 2013

Febrero 2013 -‐ Abril 2013

Mayo 2013 -‐ Julio 2013

Tarifa no subsidiada (U$D/MWh)

125

4.2. Brasil

La República Federativa del Brasil posee el mercado eléctrico más grande de Sudamérica

y uno de los más grandes del mundo (ver Anexo 17). Brasil es actualmente el país que

importa más energía eléctrica en Sudamérica, a pesar de su gran capacidad de

generación. Este aspecto será discutido posteriormente en este subtítulo.

La figura 4.13 presenta un mapa de las regiones de Brasil.

4.13: Mapa de las regiones de Brasil (9)


4.2.1.1. Demanda de energía eléctrica histórica por regiones (GWh) (28)

Brasil cuenta un con incremento casi constante de la demanda de energía eléctrica en

todas sus regiones, lo cual refleja el gran crecimiento económico y poblacional de este

país.

126

4.4: Demanda de energía eléctrica histórica Brasil (28)

4.2.1.2. Demanda de energía eléctrica por sector de consumo (GWh) (28)

4.14: Demanda de energía eléctrica por sector de consumo (28)

4.2.1.3. Proyección de la demanda máxima de potencia (29)

La demanda máxima de energía eléctrica el año 2011 es de 75.000 (MW), mientras

proyectada alcanza aproximadamente los 105.000 (MW) el año 2021, lo que implica un

crecimiento de cerca de 30.000 (MW) en 10 años. Un dato relevante de este crecimiento

se refiere al gran crecimiento en la región Sudeste de Brasil, convirtiéndose en la región

con mayor demanda para el 2021.

127

4.15: Proyección de la demanda de potencia de Brasil (29)

4.2.1.4. Flujo de potencia 2012 (28)

El mayor flujo de potencia hacia una región se da en las regiones Sur y Sureste, lo que

marca una tendencia de relevamiento de estas regiones desde otras regiones de Brasil.

4.16: Flujo de potencia 2012 Brasil (28)

128

4.2.2. Potencia instalada y parque de generación

4.2.2.1. Evolución de la potencia instalada (MW) (28)

Brasil tiene una gran capacidad de generación hidroeléctrica que representa casi el 70 %

de su potencia instalada. Otra fuente de generación importante es la termoeléctrica que

cubre el 27,1 % de la potencia instalada en ese país.

4.5: Evolución de la capacidad instalada Brasil (28)

4.2.2.2. Potencia instalada por región (28)

A continuación se presenta un resumen de la potencia instalada por región (tabla 4.6), la

información de la potencia instalada por región y unidad federativa se encuentra en el

Anexo 18. El Sureste tiene la mayor capacidad de generación, representando el 33,3 % de

la potencia instalada total de Brasil.

Potencia instalada (MW) Participación (%)

Brasil 120.972 100 Norte 16.934 14

Nordeste 19.788 16,4

Sudeste 40.227 33,3 Sur 29.396 24,3

Centro-‐Oeste 14.627 12 4.6: Potencia Instalada por región Brasil (28)

129

4.2.2.3. Evolución de la generación de energía eléctrica por fuente (GWh) (28)

La generación hidroeléctrica es muy importante en Brasil, como se puede ver a

continuación esta fuente aporta el 75,2 % de la energía anual generada, lo que indica

que gran parte de su reserva de generación se basa en termoeléctricas, dado su bajo

factor de planta. La mayoría de las centrales hidroeléctricas en Brasil se caracterizan por

su gran caudal y baja caída, que limita la capacidad de almacenamiento de agua, lo

que por consecuencia limita la capacidad de generación en época de estiaje.

4.7: Evolución de la generación de energía eléctrica por fuente Brasil (28)

4.17: Proporción de fuentes de generación 2012 Brasil (28)

130

4.2.2.4. Potencia instalada futura (29)

La potencia instalada en hidroeléctricas seguirá creciendo hasta el 2021, mientras que la

potencia instalada en termoeléctricas tendrá un crecimiento frenado y las fuentes

renovables incrementarán considerablemente su capacidad de generación.

4.18: Proyección de la potencia instalada Brasil (29)


El Mercado Eléctrico Mayorista Brasilero maneja 7 clases tarifarias según su nivel de

tensión. La tarifa utilizada en este estudio es la A1, que regula el precio monómico de la

energía eléctrica para tensiones de 230 (kV) o mayores.

Como se puede ver en las tablas 4.8 y 4.9 y figura 4.19, existe una tendencia creciente del

precio monómico, esto se debe mayormente a las grandes distancias entre las centrales

de generación y los centros grandes de demanda. Los proyectos hidroeléctricos más

grandes terminados y en construcción se encuentran mayormente en la región Norte,

mientras que los centros de demandas más grandes se localizan en la región Sur y Sureste,

lo que implica mayores distancias de líneas para el transporte de energía eléctrica. La

131

marcada tendencia incremental del precio monómico se puede percibir más fácilmente

(por la desvaloración del real) en la tabla de precios monómicos en Reales brasileros (R$),

ubicada en el Anexo 19.

2007 2008 2009 2010 2011 2012

A1 (230 kV o más) 69,63 76,77 75,01 82,59 91,42 91,661 A2 (88 a 138 kV) 101,82 100,65 96,80 115,10 124,40 123,55

A3 (69 kV) 95,66 99,26 95,96 114,28 128,58 127,23 A3a (30 kV a 44 kV) 98,68 101,17 97,73 114,39 128,25 127,09

A4 (2,3 a 25 kV) 115,09 120,05 118,38 138,58 150,11 147,62 AS (Subterráneo) 142,47 144,51 134,77 156,81 162,47 161,32

BT 147,77 148,24 141,08 166,15 179,70 178,14 4.8: Precio medio monómico por tensión Brasil (U$D/MWh) (28)

4.19: Evolución del precio monómico de la tarifa A1 Brasil (28)

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Media anual 1,9468 1,835 1,9957 1,7593 1,674 1,7745 4.9: Tipo de cambio utilizado de R$ a U$D (30)

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 100.00

2007 2008 2009 2010 2011 2012

A1 (230 kV o más) en U$D/MWh

132

4.3. Chile

La República de Chile cuenta con 4 sistemas interconectados que se encuentran aislados

entre sí llamados Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), Sistema

Interconectado Central (SIC), Sistema Eléctrico de Aysén y sistema Eléctrico de

Magallanes. El motivo principal por el cual estos sistemas interconectados no se conectan

entre si se debe a las grandes distancias ente los posibles centros de conexión, donde una

conexión entre sistemas no se justifica económicamente en la actualidad. A continuación

se presentan las tablas comparativas de demandas de potencia máxima y energía y

potencia instalada por sistema eléctrico (tablas 4.10 y 4.11).

Sistema Potencia Instalada Total 2012 Total

Sistema (MW) Térmico (MW) Hidráulico (MW) Eólico (MW)

SING 4.587,3 12,8 0,0 4.600,1

SIC 7.470,6 5.919,0 195,8 13.585,4 AYSÉN 21,4 17,6 2,0 41,0

MAGALLANES 101,7 0,0 0,0 101,7 Total Nacional 12.181,0 5.949,4 197,8 18.328,2

4.10: Potencia instalada por sistema Chile (31)

Sistema Generación Bruta 2012

Demanda Máxima (MW) Térmico

(GWh) Hidráulico (GWh) Eólico (GWh) Total (GWh)

SING 16.692,4 63,7 0 16.756,1 2169

SIC 28.457,3 20.125,9 389,6 48.972,8 6.991,9 AYSÉN 39,7 85,9 7,4 133 22,4

MAGALLANES 286,6 0 0 286,6 50,6

Total Nacional 45.476 20.275,5 397 66.148,5 4.11: Generación bruta y demanda máxima de potencia por sistema Chile (31)

Debido a que este estudio analiza los posibles vínculos de exportación de mercados

eléctricos limítrofes con Bolivia, solo se analizará el Sistema Interconectado del Norte

Grande (SING), que es el único de los 4 sistemas eléctricos en Chile que tiene nodos de

interconexión limítrofes con Bolivia.

El Sistema Interconectado del Norte Grande es el segundo sistema eléctrico con mayor

potencia instalada en Chile. Este sistema eléctrico se caracteriza por la importante

133

tendencia de generación de energía eléctrica en la zona costera y que los grandes

centros de carga son minas ubicadas en la faja subandina, lejos de la costa.


4.3.1.1. Demanda máxima de potencia histórica

4.12: Demanda máxima de potencia anual SING (32)

4.20: Demanda máxima de potencia anual SING (32)

134

4.3.1.2. Demanda de energía anual histórica

La tasa de crecimiento de la demanda de energía eléctrica del SING se mantiene casi

constante en los últimos dos años. Este importante crecimiento se debe mayormente a la

ampliación o construcción grandes minas e industrias.

4.13: Demanda de energía anual SING (32)

4.21: Demanda de energía anual SING (32)

135

4.3.1.3. Demanda de energía anual por cliente histórica

La demanda de energía eléctrica del SING se caracteriza por la gran participación en

esta de los clientes libres, donde se destacan los grandes centros mineros ubicados

mayormente en la faja subandina.

4.22: Demanda de energía eléctrica por cliente SING (32)

4.3.1.4. Proyección de la demanda de energía eléctrica

4.14: Proyección de la demanda de energía eléctrica (32)


4.3.2.1. Potencia instalada

Térmico Hidráulico

Carbón (MW) Petróleo (MW) Gas Natural (MW) Otros (MW) Pasada (MW) Embalse (MW) 2.099,7 358,4 2.111,7 17,5 12,8 0

4.15: Potencia instalada 2012 SING (31)

136

4.3.2.2. Evolución de la generación por fuente

La base de la generación de energía eléctrica del SING es el carbón, y esta dependencia

se ha incrementado en los últimos años, llegando a tener el 83,0 % de la generación total

anual del SING. Para el abastecimiento de este combustible se importa gran parte del

mismo, así como el Gas Natural que es la segunda fuente más importante de generación.

La reserva del sistema se basa mayormente en Gas Natural y petróleo.

4.23: Evolución de la generación por fuente SING (33)

4.16: Evolución porcentual de la generación por fuente SING (33)

137


El precio monómico utilizado como referencia en este estudio es el precio medio de

ventas a largo plazo (contratos de venta de energía) y el mes de julio del 2013 alcanzó la

cifra de 88,6 (U$D/MWh). Existe una tendencia de disminución del precio monómico de los

últimos meses (ver Anexo 20), debida principalmente a la depreciación del peso chileno.

4.24: Evolución del precio monómico del SING (34)

4.4. Paraguay

La República del Paraguay es el país que exporta más energía eléctrica en Sudamérica y

uno de los mayores exportadores en el mundo (28), gracias a dos centrales hidroeléctricas

importantes, Itaypú binacional (6.300 MW) y Yacyretá (1.750 MW) que exportan energía

eléctrica a los mercados de Brasil y Argentina respectivamente (35).


4.4.1.1. Demanda histórica de energía eléctrica

En los últimos 20 años se ha dado un importante crecimiento en la demanda de energía

eléctrica en Paraguay, llegando esta casi a quintuplicarse. A pesar de este gran

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

Jul-‐1

1

Sep-‐11

Nov-‐11

Jan-‐12

Mar-‐12

May-‐12

Jul-‐1

2

Sep-‐12

Nov-‐12

Jan-‐13

Mar-‐13

May-‐13

Jul-‐1

3

Precio Base (U$D/MWh)

Precio Medio Real (U$D/MWh)

Precio medio de ventas a LP (U$D/MWh)

138

crecimiento, Paraguay se mantiene como el país líder en las exportaciones de energía

eléctrica en Sudamérica.

4.25: Demanda histórica de energía eléctrica Paraguay (36)

4.4.1.2. Demanda histórica de potencia máxima

4.26: Demanda histórica de potencia máxima Paraguay (36)

139

4.4.1.3. Proyección de la demanda

La tendencia de crecimiento de la demanda de potencia se mantiene para el período

2010-2020.

4.27: Proyección de la demanda de potencia máxima Paraguay (37)

4.4.1.4. Destino histórico de la energía eléctrica

4.28: Destino histórico de las ventas de energía eléctrica Paraguay (36)

140


Paraguay posee un potencial hidroeléctrico muy importante, que representa el 99,54 % de

la potencia instalada total. Las centrales Itaypú Binacional, Yacyretá y Acaray conforman

el parque de generación hidroeléctrico.

Hidroeléctricas Termoeléctricas Total

Potencia (MW) 8.250 38,5 8.288,5 Porcentaje % 99,54 0,46 100

4.17: Potencia instalada Paraguay (35)

4.29: Potencia Instalada Paraguay (35)

4.4.3. Precio medio de mercado

Debido a que no se cuenta con la información del precio monómico del mercado, este

documento plantea el precio medio de mercado de distribución sin impuestos como

referencia.

Existe un crecimiento frenado del precio medio de mercado de distribución que se ve

afectado por la fluctuación de la cotización del guaraní (ver Anexo 21).

8250

38.5

Potencia Instalada Paraguay

Hidroeléctricas (MW)

Termoeléctricas (MW)

141

2007 2008 2009 2010 2011

Residencial 70,83 81,73 71,39 74,34 86,56 Comercial 68,60 79,49 68,36 71,43 82,06

Industrial 42,68 51,78 46,81 48,43 57,65 General 54,21 61,40 56,30 61,11 65,45

Gubernamental 55,64 63,39 43,50 42,68 62,70

Alumbrado público 94,92 104,83 80,34 84,47 90,12 Promedio nacional (U$D/MWh) 61,93 71,92 62,51 64,78 76,09

4.18: Tarifa media de distribución Paraguay (36)

4.30: Promedio nacional de la tarifa de distribución Paraguay (36)

4.5. Perú

La República del Perú se caracteriza por su gran potencial hidroeléctrico y su reciente

marcado crecimiento en generación termoeléctrica (mayormente GN), lo que permitió a

este país construir una interconexión eléctrica con Ecuador, que actualmente funciona

con flujos de potencia transitorios y bidireccionales, siendo Perú exportador de energía

eléctrica en la mayoría de los casos.

Existe la posibilidad de que Perú exporte energía eléctrica al Brasil mediante proyectos

que se encuentran aún en etapa de revisión. (38)

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

2007 2008 2009 2010 2011

Promedio Nacional (U$D/MWh)

Promedio Nacional (U$D/MWh)

142


4.5.1.1. Demanda histórica de energía eléctrica

El gran crecimiento de la demanda de energía eléctrica planteó un cambio en la matriz

energética de generación de energía eléctrica de Perú, que incluyó una participación

importante del GN. El crecimiento de la demanda en los últimos 15 años se triplicó.

4.31: Evolución de la demanda de energía eléctrica Perú (39)

4.5.1.2. Demanda de energía eléctrica y potencia máxima

4.32: Demanda de energía eléctrica y potencia máxima Perú (39)

143

4.5.1.3. Proyección de la demanda

4.5.1.3.1. Energía Eléctrica

La demanda de energía eléctrica proyectada del Perú llega a quintuplicarse en 20 años,

este gran crecimiento mantiene la tendencia de los años anteriores.

4.33: Proyección de la demanda de energía eléctrica Perú (40)

4.5.1.3.2. Potencia Máxima

4.34: Proyección de la demanda de potencia máxima Perú (40)

144


La capacidad de generación de Perú se apoya principalmente en los recursos hídricos y

Gas Natural, siendo este último la fuente con mayor crecimiento en el parque de

generación de este país. Estos dos recursos representan casi el 88 % de las fuentes de

generación de energía eléctrica de Perú.

El diesel sigue siendo una fuente de generación importante en Perú (4,05 %), teniendo en

cuenta la tendencia mundial de la disminución de la utilización de este combustible.

4.19: Potencia instalada por fuente Perú (39)

4.35: Potencia Instalada por fuente Perú (39)

145


El precio monómico del MEM del Perú fue calculado gracias al Art. 214° del Reglamento

de la Ley de Concesiones Eléctricas, que publica el precio promedio de la energía y

potencia mensualmente (40). El factor de carga para el cálculo del precio monómico

utilizado en este país es igual a 0,81 (41). El precio monómico se mantuvo casi constante a

lo largo del último año.

El precio monómico presentado en la tabla 4.20 es la suma del precio medio de energía

mensual con el precio medio de la potencia de punta, que se convierte posteriormente a

$/MWh, tomando en cuenta que en un mes se tienen 30 días, en cada día 24 horas a un

factor de carga de 0,81.

Energía ($/MWh)

Potencia ($/kW-‐mes)

Precio Total ($/MWh)

Tipo de cambio ($ a U$D)

Precio Monómico (U$D/MWh)

jul-‐12 105,6 17,39 135,42 2,629 51,51 ago-‐12 105,6 17,39 135,42 2,61 51,88

sep-‐12 105,6 17,39 135,42 2,598 52,12

oct-‐12 105,6 17,17 135,04 2,592 52,10 nov-‐12 105,2 17,12 134,56 2,579 52,17

dic-‐12 105,2 17,12 134,56 2,551 52,75 ene-‐13 105,2 17,12 134,56 2,578 52,19

feb-‐13 105,2 17,01 134,37 2,587 51,94 mar-‐13 105,2 17 134,35 2,589 51,89

abr-‐13 106,1 17 135,25 2,646 51,11

may-‐13 104,5 17,44 134,40 2,734 49,16 jun-‐13 109,36 17,44 139,26 2,783 50,04

Promedio 135,22 51,57

4.20: Precio monómico del último año Perú (41)

146

4.36: Precio monómico del último año Perú (41)

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

Jul-‐12 Aug-‐12 Sep-‐12 Oct-‐12 Nov-‐12 Dec-‐12 Jan-‐13 Feb-‐13 Mar-‐13 Apr-‐13 May-‐13 Jun-‐13

Precio Monómico (U$D/MWh)

147

5. Análisis de posibles vínculos de exportación de

energía eléctrica

5.1. Cálculo del precio monómico de generación y

preselección de los proyectos propuestos

En este subtítulo se calculará el precio monómico de cada proyecto de generación

planteado anteriormente y posteriormente se preseleccionará a los proyectos candidatos

para la exportación. El parámetro de la preselección será el precio monómico de los

países limítrofes presentados en el anterior capítulo.

5.1.1. Resumen de precios monómicos de los mercados analizados

Los mercados eléctricos más atractivos económicamente son los de Brasil y Chile, por lo

que se tomarán en cuenta para el análisis de posibles vínculos de exportación de energía

eléctrica. Los precios monómicos mostrados en la tabla 5.1, son los precios de venta del

mercado mayorista promedio de cada país, exceptuando Paraguay.

País Precio monómico

(U$D/MWh) Última

actualización

Argentina 48,72 jul-‐13 Brasil 91,66 dic-‐12

Chile 88,6 jul-‐13 Paraguay 76,09* dic-‐11

Perú 51,57 jun-‐13 5.1: Resumen de precios monómicos de los mercados analizados

* Este no es el precio monómico sino el precio medio de mercado de distribución, el cual

es normalmente casi el doble del precio monómico.

5.1.2. Actualización de costos de generación

Los costos de generación proyectos de generación del Rio Grande fueron actualizados

con la referencia del proyecto múltiple Rositas (5).

148

Se utilizó la siguiente información de Rositas (2013):

• Inversión Generación Rositas: 1.144,476 (millones de U$D).

• Potencia Instalada: 400 (MW).

• Costo unitario: 2.861,19 (U$D/kW).

El cuadro 5.2 presenta la información utilizada para la actualización de costos de

generación.

Nombre Código Potencia confiable (MW)

Costo del proyecto en 1972 (en millones de

U$D)

Costo unitario de potencia confiable

(U$D/kW)

Proporción de costo unitario (ref. Rositas)

Actualización de costos unitarios

(U$D/kW)

Actualización de costos de generación (en millones de U$D)

Jatun Pampa A1 120 40,29 335,75 1,32 3.785,79 454,29

Seripona C 300 103,84 346,13 1,36 3.902,87 1.170,86

Cañehuecal E 420 78,03 185,79 0,73 2.094,85 879,84

Las Juntas T 172 54,92 319,30 1,26 3.600,33 619,26

Ocampo G1 250 88,09 352,36 1,39 3.973,08 993,27

Peña Blanca H2 480 111,15 231,56 0,91 2.611,01 1.253,29

La Pesca J 630 133,97 212,65 0,84 2.397,77 1.510,60

Rositas K 400 101,5 253,75 1,00 2.861,19 1.144,48

Pirapó K3 80 26,75 334,38 1,32 3.770,29 301,62

TOTAL 2.852 738,54 8.327,50

5.2: Actualización de los costos de generación de los proyectos del Rio Grande

Como puede verse en el cuadro anterior (cuadro 5.2), los costos de generación en el año

2013 son aproximadamente 10 veces mayores que los costos de generación del año 1972.

5.1.3. Precio monómico de generación de los proyectos planteados

Para el cálculo del precio monómico de los proyectos a GN se tomó como referencia el

estudio del CNDC, maneja el precio económico del GN y se seleccionaron las cuatro

unidades de generación termoeléctrica más económicas. Los precios monómicos de

generación de los demás proyectos fueron calculados según el algoritmo de cálculo

utilizado por el CNDC. El cuadro 5.3 con los resultados del cálculo monómico de

generación.

149

Proyecto

Inversión en Generación (Millones de

U$D)

Generación Anual

(GWh/año)

Vida Útil

(años)

Anualidad generación (Millones de U$D/año)

Costo Fijo O&M

(Millones de U$D/año)

Costo Variable Anual


Costo monómico de Generación (U$D/MWh)

Hidroeléctrico

Jatun Pampa -‐ A1 454,29 550 50 54,71 6,81 0,55 112,86

Seripona -‐ C 1.170,86 1.700 50 141,00 17,56 1,7 94,27

Cañehuecal -‐ E 879,84 2.000 50 105,95 13,20 2 60,57

Las Juntas -‐ T 619,26 1.350 50 74,57 9,29 1,35 63,12

Ocampo -‐ G1 993,27 1.340 50 119,61 14,90 1,34 101,38

Peña Blanca -‐ H2 1.253,29 2.490 50 150,92 18,80 2,49 69,16

La Pesca -‐ J 1.510,60 3030 50 181,91 22,66 3,03 68,51

Pirapó -‐ K3 301,62 550 50 36,32 4,52 0,55 75,27

Cachuela Esperanza 2.218 5.400 50 267,09 33,27 5,4 56,58

Térmico a GN

LM6000PF 215,35 20 78,85

LM6000PG 256 20 77,63

Trent 60 DLE 258,45 20 77,52

SCC-‐800 2X1 (2XSGT-‐800) 675 20 77,88

Geotérmico

Laguna Colorada 178,38 738 30 22,14 2,68 3,32 38,13

5.3: Precio monómico de generación de proyectos planteados

Los proyectos resaltados en amarillo fueron los preseleccionados para el análisis de

vínculos de exportación, debido a que poseen un costo monómico de generación

competitivo en los mercados eléctricos de Chile y Brasil.

5.2. Nodos candidatos de interconexión

Para los proyectos preseleccionados se plantearán vínculos de exportación con los

siguientes posibles destinos de interconexión:

5.2.1. Nodos Brasil

Brasil posee muchos nodos posibles de interconexión, para la elección de los candidatos

se tomó en cuenta la tendencia del flujo de potencia del país, que va del norte al sur y al

sureste, además de la cercanía con la frontera de Bolivia y su capacidad.

150

Los nodos se agruparán por unidad federativa, las unidades federativas y nodos tomados

en cuenta son los siguientes:

• Rondonia: Nodo Porto Velho

5.1: Mapa unifilar reducido de los nodos de Rondonia (43)

• Mato Grosso: Nodos Jauru y Cuiabá

5.2: Mapa unifilar reducido de los nodos de Mato Grosso (43)

151

• Mato Grosso do Sul: Nodo Corumbá

Este nodo fue incluido por la posible interconexión del Mutún a la línea de transmisión

propuesta. La subestación Corumbá no tiene una gran capacidad, lo que implicaría

importantes inversiones en la subestación y en líneas para poder inyectar energía al SIN de

Brasil.

5.3: Mapa unifilar reducido de nodos de Mato Grosso do Sul (43)

5.4: Leyenda de mapa de SIN Brasil (43)

152

5.2.2. Nodos Chile

Se analizaron dos nodos de interconexión, por su cercanía con la frontera con Bolivia y

además su localización estratégica para el atendimiento de los mayores centros de

demanda, estas subestaciones se llaman Crucero y Salar.

5.5: Mapa unifilar reducido del SING (32)

5.3. Diseño de la red de transporte de energía eléctrica para la

exportación

5.3.1. Interconexión con Brasil

Para la interconexión con Brasil se analizaron distintas rutas y arreglos de interconexión,

tomando en cuenta la transmisión DC debido a la inversión implícita de estaciones

convertidoras, por la diferencia de frecuencias entre Bolivia y Brasil (50 Hz y 60 Hz

respectivamente). Los proyectos de generación del Rio Grande se agruparon en un solo

nodo para la exportación denominado Nueva Subestación Santa Cruz, donde las

diferentes opciones de rutas de interconexión se plantearon desde esta subestación hacia

los nodos de inyección de energía eléctrica, mientras que el proyecto de Cachuela

153

esperanza maneja dos opciones de interconexión, las dos conectadas al nodo Porto

Velho del Estado de Rondonia.

A continuación se explican los arreglos de interconexión de las rutas planteadas y se

muestran los trazados reales y perfiles de elevación de estos.

5.3.1.1. Centrales del Rio Grande-Nueva Subestación Santa Cruz

5.3.1.1.1. Cañehuecal-Nueva Subestación Santa Cruz

Esta ruta conecta las centrales de Cañehuecal y Las Juntas con la Nueva Subestación

Santa Cruz.

La gran diferencia de nivel se debe a las grandes fallas geográficas de la zona. El trazado

de ruta posee curvas que incrementan la distancia de la línea, este diseño se limita a la

accesibilidad de la ruta.

5.6: Semigeográfico alejado de Centrales Rio Grande-Nueva Subestación Santa Cruz (19)

154

5.7: Semigeográfico acercado de Centrales Rio Grande-Nueva Subestación Santa Cruz (19)

5.3.1.1.1.1. Cañehuecal-Las Juntas

El trazado es el más directo, pero se podría evitar subir la montaña al bordear el Rio

Grande.

• Capacidad operativa requerida: 420 (MW).

• Longitud: 14,86 (km).

• Altura máxima: 2.604 (m).

• Altura mínima: 935 (m).

• Diferencia de altura: 1.669 (m).

155

5.8: Imagen satelital y perfil de elevación Cañehuecal-Las Juntas (19)

5.3.1.1.1.2. Las Juntas-Nodo Valle Grande

La subestación de las Juntas funciona como elevadora y de interconexión con la línea

que viene de Cañehuecal. El nodo Valle Grande es solo referencial, ya que no existirá una

subestación en ese punto que se incluya en este documento.

A pesar de la gran diferencia de altitud (debida a la cordillera), no existen picos

pronunciados. El diseño priorizó la facilidad de acceso a la ruta.






156

5.9: Imagen satelital y perfil de elevación Las Juntas-Nodo Valle Grande (19)

5.3.1.1.1.3. Nodo Valle Grande-Nueva Subestación Santa Cruz

Existe un pico muy acentuado al cual se debe la gran diferencia de nivel, que no puede

evitarse debido a que esta cordillera se extiende por muchos kilómetros al norte y al sur de

la ruta.






157

5.10: Imagen satelital y perfil de elevación Nodo Valle Grande-Nueva Subestación Santa Cruz (19)

5.3.1.1.2. Peña Blanca-Nueva Subestación Santa Cruz

Esta ruta conecta las centrales de Peña Blanca, La Pesca y Pirapó con la Nueva

Subestación Santa Cruz.

La ruta elegida minimiza la distancia y evita, en lo posible, grandes cambios de altura.

5.3.1.1.2.1. Peña Blanca-La Pesca

Para evitar bordear el río grande por aproximadamente 42 km se eligió pasar por encima

de la montaña adyacente al Nodo de Peña Blanca




158



5.11: Imagen satelital y perfil de elevación Peña Blanca-La Pesca (19)

5.3.1.1.2.2. La Pesca-Nodo Puerto Abapó

La Subestación de La Pesca funcionará como elevadora y de interconexión con la línea

proveniente de la central Peña Blanca.

Existen dos picos pronunciados en la ruta, que no pueden ser evitados debido a que las

dos fallas geológicas se extienden por muchos kilómetros al norte y al sur de esta. Se

requerirá abrir un camino nuevo en la primera mitad del trazado

• Capacidad operativa requerida: 1.110 (MW).




• Diferencia de altura: 766 (m).

159

5.12: Imagen satelital y perfil de elevación La Pesca-Nodo Puerto Abapó (19)

5.3.1.1.2.3. Pirapó-Nodo Puerto Abapó

El pico de algo menos de 100 m puede ser evitado incrementando el recorrido en 1,5 km.






160

5.13: Imagen satelital y perfil de elevación Pirapó-Nodo Puerto Abapó (19)

5.3.1.1.2.4. Nodo Puerto Abapó-Nueva Subestación Santa Cruz

La Subestación de Puerto Abapó sirve como colectora de las líneas que vienen de las

centrales Peña Blanca, La Pesca y Pirapó.

Se eligió la ruta más directa y cercana a las vías de acceso, evitando pasar por medio de

poblaciones. Esta ruta tendría básicamente el mismo recorrido que la nueva línea entre

Rositas y Palmasola (Santa Cruz)






161

5.14: Imagen satelital y perfil de elevación Nodo Puerto Abapó-Nueva Subestación Santa Cruz (19)

5.3.1.2. Nueva Subestación Santa Cruz-Nodos Brasil

Los vínculos planteados a continuación se diferencian no solo por la ruta geográfica, sino

por el arreglo de la misma, siendo algunas solo DC y otras son parte AC y parte DC.

5.3.1.2.1. Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo Corumbá

La característica más sobresaliente de esta ruta se refiere a la conexión con la central El

Mutún a la subestación de Puerto Quijarro, que requiere una potencia de cortocircuito

elevada y en consecuencia su conexión con el SIN.

162

5.15: Semigeográfico de Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo Corumbá (19)

5.3.1.2.1.1. Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo Puerto Quijarro

El pico creciente de altura se debe a la topografía propia de la zona. La estación de

conversión se encontraría en Puerto Quijarro y tendría una capacidad de 1800 (MW).






163

5.16: Imagen satelital y perfil de elevación Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo Puerto Quijarro (19)

5.3.1.2.1.2. Nodo Puerto Quijarro-Nodo Corumbá

La ruta pasa por la ciudad de Corumbá, pero se tiene pensado colocar las torres en

lugares inhabitados. La subestación de Corumbá debe repotenciarse, así como se deben

construir más líneas al nodo de Campo Grande.






164

5.17: Imagen satelital y perfil de elevación Nodo Puerto Quijarro-Nodo Corumbá (19)

5.3.1.2.2. Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo Jauru 1

No existe la necesidad de repotenciar la subestación de Jauru, ni la construcción de

líneas de Jauru a otro nodo, ya que el plan de expansión de Brasil ya contempla estos

aspectos, que con la inclusión de esta potencia no afectarán al sistema.

165

5.18: Semigeográfico de Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo Jauru 1 (19)

5.3.1.2.2.1. Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo San Matías

El nodo San Matías es solo referencial ya que no se contempla la construcción de una

subestación, por la baja demanda de esta población, donde se tendría que convertir y

reducir la tensión.

No existe un cambio de altura pronunciado en la ruta. La estación de conversión se

construiría en Santa Cruz, lo que ahorraría equipos de compensación y pérdidas de

potencia aparente. Tendría una capacidad de 1800 (MW).




166



5.19: Imagen satelital y perfil de elevación Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo San Matías (19)

5.3.1.2.2.2. Nodo San Matías-Nodo Jauru

La ruta es la más corta posible ya que se aproxima a una recta, esto se debe a la

facilidad de acceso por la cantidad y variedad de rutas principales y vecinales de la

zona.






167

5.20: Imagen satelital y perfil de elevación Nodo San Matías-Nodo Jauru (19)


Este esquema presentaría un menor ahorro que en colocando la subestación conversora

en Santa Cruz. No existe la necesidad de repotenciar la subestación de Jauru, ni la

construcción de líneas de Jauru a otro nodo, ya que el plan de expansión de Brasil ya

contempla estos aspectos, que con la inclusión de esta potencia no afectarán al sistema.

168


5.3.1.2.3.1. Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo San José

No existe un cambio de altura pronunciado en la ruta, pero esta ruta es 33 (km) más larga

que la primera analizada.






169

5.22: Imagen satelital y perfil de elevación Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo San José (19)

5.3.1.2.3.2. Nodo San José-Nodo San Matías




La justificación de la construcción de esta línea se daría al conectar San José de Chiquitos

y llevar una línea hacia el Mutún. La estación de conversión se construiría en San José de

Chiquitos, lo que ahorraría equipos de compensación y pérdidas de potencia aparente.

Tendría una capacidad de 1800 (MW).






170

5.23: Imagen satelital y perfil de elevación Nodo San José-Nodo San Matías (19)

5.3.1.2.3.3. Nodo San Matías-Nodo Jauru

La ruta es la más corta posible ya que se aproxima a una recta, esto se debe a la

facilidad de acceso por la cantidad y variedad de rutas principales y vecinales de la

zona.






171

5.24: Imagen satelital y perfil de elevación Nodo San Matías-Nodo Jauru (19)


Esta ruta plantea una modificación a la ruta que pasa por San Matías, a través de la

Comunidad Marquito, una población muy pequeña.

Los cambios de altura en la ruta no justifican bordear la carretera o vías principales, lo que

incrementaría la distancia de la ruta significativamente.

172

5.25: Semigeográfico de Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo Jauru 3

5.3.1.2.4.1. Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo Comunidad Marquito

El nodo San Comunidad Marquito es solo referencial ya que no se contempla la

construcción de una subestación, por la baja demanda de esta población, donde se

tendría que convertir y reducir la tensión.






173




5.26: Imagen satelital y perfil de elevación Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo Comunidad Marquito (19)

5.3.1.2.4.2. Nodo Comunidad Marquito-Nodo Jauru

A pesar de existir una gran variedad de caminos principales y vecinales, la ruta posee una

curva extendida por muchos kilómetros, para evitar la falla geológica de la zona (donde

no existen caminos).



174




5.27: Imagen satelital y perfil de elevación Nodo Comunidad Marquito-Nodo Jauru (19)


Esta ruta es la más corta entre la Nueva subestación Santa Cruz y el Nodo Jauru, por lo

que es la aconsejable en función de la distancia. El ahorro en equipos de compensación

y en pérdidas de potencia aparente, sería menor con la subestación de conversión

ubicada en San Ignacio en lugar de Santa Cruz.

175


5.3.1.2.5.1. Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo San Ignacio

Esta ruta permitiría la interconexión de San Ignacio con el SIN. La estación de conversión

se construiría en San Ignacio, ahorrando en equipos de compensación y en pérdidas de







176

5.29: Imagen satelital y perfil de elevación Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo San Ignacio (19)

5.3.1.2.5.2. Nodo San Ignacio-Nodo Jauru

La ruta posee una ligera curva, que evita la falla geográfica de la zona.






177

5.30: Imagen satelital y perfil de elevación Nodo San Ignacio-Nodo Jauru (19)

5.3.1.2.6. Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo Cuiabá

La única justificación para la construcción de esta ruta se refiere a la capacidad de la

subestación de Cuiabá y a la red de inyección en este punto, la cual es mayor que la de

la subestación de Jauru.

178

5.31: Semigeográfico de Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo Cuiabá (19)

5.3.1.2.6.1. Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo San Matías








179





5.32: Imagen satelital y perfil de elevación Nueva Subestación Santa Cruz-Nodo San Matías (19)

5.3.1.2.6.2. Nodo San Matías-Nodo Cuiabá

La ruta posee dos picos acentuados, pero que no tienen una elevación considerable, lo

cuales no pueden reducirse debido a la topografía del área.






180

5.33: Imagen satelital y perfil de elevación Nodo San Matías-Nodo Cuiabá (19)

5.3.1.3. Cachuela Esperanza-Nodo Porto Velho

5.3.1.3.1. Cachuela Esperanza-Nodo Porto Velho 1

El objetivo de esta ruta es tener como nodo de despacho a Guayaramerín, tanto la

exportación a Brasil como el relevamiento de la demanda del norte de Bolivia y el SIN. La

potencia de transmisión tomada en cuenta es de 885 (MW), la cual representa la

potencia confiable de contrato de exportación.

181

5.34: Semigeográfico de Cachuela Esperanza-Nodo Porto Velho 1 (19)

5.3.1.3.1.1. Cachuela Esperanza-Nodo Guayaramerín

Esta ruta aprovecha el camino entre el pueblo de Cachuela Esperanza y el pueblo de

Guayaramerín. La estación de conversión se ubicaría en el pueblo de Guayaramerín y

contaría con una capacidad de 885 (MW).






182

5.35: Imagen satelital y perfil de elevación Cachuela Esperanza-Nodo Guayaramerín (19)

5.3.1.3.1.2. Nodo Guayaramerín-Nodo Abuna

No se pretende conectar esta línea con el nodo Abuna, debido a que esta subestación

no tiene la capacidad requerida para la potencia planteada.

Esta ruta se mantiene paralela a la carretera en la mayor parte del recorrido, evitando

pasar por reservas protegidas. En el tramo final utiliza el camino de la actual red de

transmisión en alta tensión.






183

5.36: Imagen satelital y perfil de elevación Nodo Guayaramerín-Nodo Abuna (19)

5.3.1.3.1.3. Nodo Abuna-Nodo Porto Velho

Esta ruta aprovecha el camino de líneas de alta tensión de la red actual.






184

5.37: Imagen satelital y perfil de elevación Nodo Abuna-Nodo Porto Velho

5.3.1.3.2. Cachuela Esperanza-Nodo Porto Velho 2

Esta ruta es más corta que la anterior planteada, pero requiere la construcción un camino

nuevo y la deforestación de 28 (km) de selva boliviana, para el acceso y la construcción

de la línea. La potencia de transmisión tomada en cuenta es de 885 (MW), la cual

representa la potencia confiable de contrato de exportación.

185

5.38: Semigeográfico de Cachuela Esperanza-Nodo Porto Velho 2 (19)

5.3.1.3.2.1. Cachuela Esperanza-Nodo Abuna

No se pretende conectar esta línea con el nodo Abuna, debido a que esta subestación

no tiene la capacidad requerida para la potencia planteada.

La subestación de conversión se ubicaría en la ciudad de Cachuela Esperanza, por lo que

el nodo de despacho a Brasil y a Bolivia sería este.

186






5.39: Cachuela Esperanza-Nodo Abuna (19)

5.3.1.3.2.2. Nodo Abuna-Nodo Porto Velho

Esta ruta aprovecha el camino de líneas de alta tensión de la red actual.






187

5.40: Imagen satelital y perfil de elevación Nodo Abuna-Nodo Porto Velho (19)

5.3.2. Interconexión con Chile

Para la interconexión con Chile se analizaron dos puntos de interconexión en Chile

diferentes, pero estas interconexiones comparten la misma ruta Laguna Colorada-Nodo

Salar, solo diferenciándose que una termina en el Nodo Salar y la otra continúa hasta

Nodo Crucero.

5.3.2.1. Laguna Colorada-Nodo Salar

Esta ruta sería la más corta para la inyección de energía eléctrica a las grandes cargas

que son las minas Chuquicamata, Salar y Radomiro Tomic.

Se evita pasar por los centros de explotación minera, siguiendo la ruta de la red actual de

transmisión Chilena. Se podría interconectar directamente con este nodo, ya que cuenta

188

con la capacidad de despacho suficiente, además está muy cerca a las grandes

demandas de la zona.




• Altura mínima: 2.468 (m).


5.41: Semigeográfico de Laguna Colorada-Nodo Salar (19)

189

5.42: Imagen satelital y perfil de elevación Laguna Colorada-Nodo Salar (19)

5.3.2.2. Laguna Colorada-Nodo Crucero

La única justificación de interconexión con la subestación Crucero sería que el flujo de

potencia de la red tienda a ir al lado opuesto de las minas antes descritas. Esta

subestación tiene una mayor capacidad que la subestación Salar.




• Altura mínima: 1.187 (m).


190

5.43: Semigeográfico de Laguna Colorada-Nodo Crucero (19)

5.44: Imagen satelital y perfil de elevación Laguna Colorada-Nodo Crucero (19)

191

5.3.3. Arreglos de línea preseleccionados

Se eligieron hasta tres distintos arreglos de línea para las interconexiones planteadas

anteriormente.

Línea Potencia máxima (MW)

Longitud (km)

Corriente Opción 1 Tensión (kV) Opción 2 Tensión (kV) Opción 3 Tensión (kV)

Laguna Colorada -‐ Nodo Salar 100 125,67 AC 1X230 kV (166,6 MW)

Laguna Colorada -‐ Nodo Crucero 100 201,5 AC 1X230 kV (161,5 MW)

Cañehuecal -‐ Las Juntas 420 14,86 AC 3X230 kV (173,6 MW por

línea = 520,8 MW) 1X345 kV (3 conductores

por fase = 425 MW)

1X500 kV (1.040 MW (4

conductores por fase))

Las Juntas -‐ Nueva

Subestación Santa Cruz

592 183,92 AC 2X345 kV (379,8 MW por línea = 759,6 MW (2 conductores por fase))

1X420 kV (569,49 MW (2 conductores por fase)) + 1X115 kV (30,06 MW) =

599,54 MW

1X500 kV (1.040 MW (4


Peña Blanca -‐ La Pesca 480 23,76 AC

3X230 kV (172,9 MW por línea = 518,8 MW)

345 kV (4 conductores por fase = 500 MW)

1X500 kV (1.040 MW (4


La Pesca -‐ Nodo Puerto Abapó

1.110 60,03 AC 3X345 kV (389,8 MW por línea = 1.167,4 MW (2 conductores por fase))

500 kV (1.040 MW (4 conductores por fase)) + 230 kV (167,5 MW) =

1.207,5 MW

1X500 kV (1.040 MW (4


Pirapó -‐ Nodo Puerto Abapó

80 8,93 AC 230 kV (174,3 MW)

Nodo Puerto Abapó -‐ Nueva Subestación Santa Cruz

1.190 118 AC

3X345 kV (386,1 MW por línea = 1.158,3 MW (2 conductores por fase)) + 1X115 kV (36,4 MW) =

1.194,7 (MW)

500 kV (1.040 MW (4 conductores por fase)) + 230 kV (167,5 MW (2

conductores por fase)) = 2.007,5 MW

2X500 kV (2.080 MW (4


Nueva Subestación

Santa Cruz-‐Nodo Puerto Quijarro

1.782 607,00 AC 750 kV (1.821,1 MW (3 conductores por fase))

2X500 kV (2X1.040 MW = 2.080 MW (4 conductores

por fase))

Nodo Puerto Quijarro-‐Nodo

Corumbá 1.782 10,03 DC 500 kV (1.800 MW (2

conductores por fase)) 500 kV (1.800 MW (3 conductores por fase))

500 kV (1.800 MW (4 conductores por

fase))

Nueva subestación

Santa Cruz-‐Nodo Jauru 1

1.782 672 DC 500 kV (1.800 MW (2 conductores por fase))

500 kV (1.800 MW (3 conductores por fase))


fase))

Nueva subestación

Santa Cruz-‐Nodo San José

1.782 246,00 AC 750 kV (1.844,2 MW (3 conductores por fase))


por fase))

Nodo San José-‐Nodo Jauru 1.782 459,00 DC




fase))

192

Nueva subestación


1.782 593 DC 500 kV (1.800 MW (2 conductores por fase))



fase))

Nueva subestación

Santa Cruz-‐Nodo San Ignacio

1.782 297 AC 750 kV (1.841,1 MW (3 conductores por fase))


por fase))

Nodo San Ignacio-‐Nodo

Jauru 1.782 258 DC 500 kV (1.800 MW (2

conductores por fase)) 500 kV (1.800 MW (3 conductores por fase))


fase)) Nueva

subestación Santa Cruz-‐Nodo

Cuiabá

1.782 827,01 DC 500 kV (1.800 MW (2 conductores por fase))



fase))

Cachuela Esperanza-‐Nodo Guayaramerín

990 40,20 AC

500 kV (823,9 MW (2 conductores por fase)) +

230 kV (172,4 MW) = 996,3 MW

500 kV (4 conductores por fase = 1.040 MW)

Nodo Guayaramerín-‐Nodo Porto

Velho

885 302 DC 300 kV (1.300 MW (2 conductores por fase))



fase))

Cachuela Esperanza-‐Nodo Porto Velho 2

885 285 DC 300 kV (1.300 MW (2 conductores por fase))



fase))

5.4: Arreglos de línea preseleccionados

5.4. Cálculo económico de los componentes de transmisión

5.4.1. Líneas AC

Para elegir el arreglo de línea AC más económico se realizó una comparación entre los

costos unitarios de cada arreglo. La elección final para cada ruta se encuentra con fondo

color amarillo. En algunos de los arreglos preseleccionados no se tiene referencia del

costo unitario.

Si bien el nivel de tensión máximo planteado en esta tabla es de 750 (kV), se recomienda

el manejo de un nivel de tensión menor, de forma que cambio de tensión máxima del SIN

sea gradual. El CNDC y la TDE ya planteó el nivel de tensión de 500 (kV) para el

fortalecimiento del SIN, por lo que sería aconsejable adoptar este nivel de tensión en el

estudio.

Línea Opción 1 Opción 2 Opción 3 Costo Unitario Opción 1 (Miles

U$D/km)

Costo Unitario Opción 2 (Miles

U$D/km)


U$D/km)

193

Laguna Colorada -‐ Nodo Salar 1X230 kV 105,25

Laguna Colorada -‐ Nodo Crucero 1X230 kV 105,20

Cañehuecal -‐ Las Juntas

3X230 kV 1X345 kV (3

conductores por fase)

1X500 kV (4 conductores por

fase) 311,58 Sin referencia 297,9

Las Juntas -‐ Nueva Subestación Santa

Cruz


fase)

1X420 kV (2 conductores por fase) + 1X115 kV



Peña Blanca -‐ La Pesca 3X230 kV


fase)





fase)

1X500 kV (4 conductores por fase) + 230 kV

615,24 381,46

Pirapó -‐ Nodo Puerto Abapó 1X230 kV 102,63

Nodo Puerto Abapó -‐ Nueva Subestación

Santa Cruz




fase) 716,2863823 380,65 559,83

Nueva subestación Santa Cruz-‐Nodo Puerto Quijarro

750 kV (3 conductores por

fase)


fase) Sin referencia 559,83

Nueva subestación Santa Cruz-‐Nodo San

José


fase)



Nueva subestación Santa Cruz-‐Nodo San

Ignacio


fase)




500 kV (2 conductores por fase) + 230 kV



5.5: Comparación de costos unitarios de líneas AC analizadas

El cuadro 5.6 muestra el costo total de las líneas AC seleccionadas en este estudio.

194

Línea Distancia Aproximada (km)

Costo Total (Millones de U$D)

Laguna Colorada -‐ Nodo Salar 125,67 13,23

Laguna Colorada -‐ Nodo Crucero 201,5 21,20

Cañehuecal -‐ Las Juntas 14,86 4,43

Las Juntas -‐ Nueva Subestación Santa Cruz

183,92 54,80

Peña Blanca -‐ La Pesca 23,76 7,08

La Pesca -‐ Nodo Puerto Abapó 60,03 22,90

Pirapó -‐ Nodo Puerto Abapó 8,93 0,92

Nodo Puerto Abapó -‐ Nueva Subestación Santa Cruz 118 44,92


607,00 339,81

Nueva subestación Santa Cruz-‐Nodo San José 246,00 137,72

Nueva subestación Santa Cruz-‐Nodo San Ignacio 297 166,27

Cachuela Esperanza-‐Nodo Guayaramerín 40,20 11,25

5.6: Costos totales de líneas AC seleccionadas

5.4.1.1.1. Compensación reactiva de línea

Este estudió se limitó a realizar un análisis de la compensación mediante reactores de

línea, ya que para incluir reactores de barra, capacitores serie, capacitores Shunt u otros

equipos de compensación reactiva sería necesaria una simulación de los flujos de

potencia en diversas condiciones de carga, lo que escapa del alcance de este estudio.

El cuadro 5.7 muestra los valores de compensación reactiva de línea típicos para cada

línea AC. La compensación de línea se realizó cercana al 80 % y se dispone la mitad al

principio de la línea y la otra mitad al final de la línea (17). Las líneas con una longitud

menor que 90 km no poseerán reactores de línea según norma. (44)

195

Línea Longitud (km)

Tensión (kV)

# Ternas

Compensación trifásica al 80% (MVAr)

Arreglo de Compensación

elegido Subestación de salida

Arreglo de Compensación

elegido Subestación de llegada

Porcentaje de Compensación Elegido (%)

Laguna Colorada -‐ Nodo Salar 125,67 230 1 18,10

1 Reactor de Línea Trifásico 230 kV, 10

MVAr (3X3,33 MVAr)


MVAr (3X3,33 MVAr)

88,41

Laguna Colorada -‐ Nodo Crucero 201,5 230 1 29,02

1 Reactor de Línea Trifásico 230 kV, 15 MVAr (3X5 MVAr)

1 Reactor de Línea Trifásico 230 kV, 15 MVAr (3X5 MVAr)

82,71

Cañehuecal -‐ Las Juntas 14,86 500 1 15,45 Sin Compensación

(L<90 km) Sin Compensación

(L<90 km) X

Las Juntas -‐ Nueva Subestación Santa

Cruz 183,92 500 1 191,28


MVAr (3X3,33 MVAr)


MVAr (3X3,33 MVAr)

83,65

Peña Blanca -‐ La Pesca

23,76 500 1 24,71 Sin Compensación (L<90 km)

Sin Compensación (L<90 km)

X




X


Sin Compensación (L<90 km) X

Pirapó -‐ Nodo Puerto Abapó 8,93 230 1 9,29 Sin Compensación

(L<90 km) Sin Compensación

(L<90 km) X

Nodo Puerto Abapó -‐ Nueva


118 500 1 122,72 3 Reactores

Monofásicos 500kV, 50 MVAr

Solo Compensación al Comienzo de la

Línea 97,78

118 230 1 16,99


MVAr (3X3,33 MVAr)


MVAr (3X3,33 MVAr)

94,16


607,00 500 2 1.262,56 6 Reactores de Línea Monofásicos 500 kV,

100 MVAr

6 Reactores de Línea Monofásicos 500 kV,

100 MVAr 76,04

Nueva subestación Santa Cruz-‐Nodo

San José 246,00 500 2 511,68

3 Reactores Monofásicos 500kV,

84 MVAr

3 Reactores Monofásicos 500kV,

84 MVAr 78,80


San Ignacio 297 500 2 617,76


100 MVAr


100 MVAr 77,70




X

5.7: Reactores de línea elegidos

196

5.4.2. Líneas DC

La elección del arreglo de línea se realizó mediante la comparación de costos unitarios de

las tres composiciones de línea según el conductor. Las opciones elegidas se encuentran

con el fondo de color amarillo.

La elección del conductor se determinó luego de calcular la sección requerida del

conductor, con la cual se seleccionó el conductor estandarizado con la inmediata

sección superior.

Para las dos rutas de interconexión entre Cachuela Esperanza y Porto Velho, se plantearon

los niveles de tensión de 300 (kV) y 500 (kV), donde a pesar de que comúnmente un nivel

de tensión menor significa un costo menor, el arreglo de 2 conductores en 500 (kV) resulta

ligeramente más económico que el arreglo de 4 conductores en 300 (kV), por lo que se

eligió el nivel de tensión de 500 (kV) para esta interconexión.

Línea Tensión (kV) Opción 1 (2XMCM) Opción 2 (3XMCM) Opción 3

(4XMCM)


U$D/km)


U$D/km)


U$D/km) Nodo Puerto Quijarro-‐

Nodo Corumbá 500 2X2156 (BLUEBIRD) 3X1192,5 (GRACKLE) 4X1113 (BLUEJAY) 181,25 177 193,75

Nueva subestación Santa Cruz-‐Nodo Jauru 1 500 2X2156 (BLUEBIRD) 3X1192,5 (GRACKLE) 4X1113 (BLUEJAY) 181,25 177 193,75

Nodo San José-‐Nodo Jauru 500 2X2156 (BLUEBIRD) 3X1192,5 (GRACKLE) 4X1113 (BLUEJAY) 181,25 177 193,75

Nueva subestación Santa Cruz-‐Nodo Jauru 3 500 2X2156 (BLUEBIRD) 3X1192,5 (GRACKLE) 4X1113 (BLUEJAY) 181,25 177 193,75

Nodo San Ignacio-‐Nodo Jauru 500 2X2156 (BLUEBIRD) 3X1192,5 (GRACKLE) 4X1113 (BLUEJAY) 181,25 177 193,75

Nueva subestación Santa Cruz-‐Nodo Cuiabá 500 2X2156 (BLUEBIRD) 3X1192,5 (GRACKLE) 4X1113 (BLUEJAY) 181,25 177 193,75

Nodo Guayaramerín-‐Nodo Porto Velho

300 2X2,167 (KIWI) 3X1272 (BITTERN) 4X795 (DRAKE) 159 158 155,5

500 2X1033,5 (CURLEY) 3X556,5 (EAGLE) X 154,5 Sale de la curva X

Cachuela Esperanza-‐Nodo Porto Velho

300 2X2,167 (KIWI) 3X1272 (BITTERN) 4X795 (DRAKE) 159 158 155,5

500 2X1033,5 (CURLEY) 3X556,5 (EAGLE) X 154,5 Sale de la curva X

5.8: Comparación de costos unitarios de líneas DC analizadas

A continuación se presenta el cuadro 5.9 con los costos totales de las líneas DC

seleccionadas (todas las líneas poseen tensiones de 500 kV).

197

Línea Distancia

Aproximada (km) Costo Total de la línea (Millones de $US)

Nodo Puerto Quijarro-‐Nodo Corumbá

10,03 1,78

Nueva subestación Santa Cruz-‐Nodo Jauru 1

672 118,94

Nodo San José-‐Nodo Jauru 459,00 81,24

Nueva subestación Santa Cruz-‐Nodo Jauru 3 593 104,96

Nodo San Ignacio-‐Nodo Jauru 258 45,67

Nueva subestación Santa Cruz-‐Nodo Cuiabá 827,01 146,38

Nodo Guayaramerín-‐Nodo Porto Velho 1 302 46,66

Cachuela Esperanza-‐Nodo Porto Velho 2 285 44,03

5.9: Costos totales de líneas DC seleccionadas

5.4.3. Subestaciones

Para el cálculo del costo de la subestaciones requeridas para los vínculos de exportación

de energía eléctrica analizados, es necesario primero definir las características de estas

subestaciones. Para el cálculo de la potencia aparente de la subestación se utilizó un

factor de potencia igual a 0,945 (8).

Los esquemas de barra elegidos para subestaciones en 230 (kV) se eligieron en función de

su importancia, mientras que el esquema de barra elegido para las subestaciones en 500

(kV) es el de interruptor y medio, debido a la limitación de información.

5.4.3.1. Subestación Laguna Colorada 1

Esta subestación se conectaría a la subestación Salar en Chile. Su función principal es la

elevación de la tensión de generación de la central Laguna Colorada.

• Potencia Real: 100 (MW).

• Potencia Aparente: 106 (MVA).

198

• Potencia Transformada: 106 (MVA).

• Elevación: 4.865 (m).

• Esquema de Barras: Interruptor y Medio.

• Módulo General: Medio.

• Transformadores: 1 Transformador Trifásico 50 MVA, 230/10 kV + 1 Transformador

Trifásico 75 MVA, 230/10 kV.

• Módulo de conexión al transformador: 2 CT 13,8 kV + 2 CT 230 kV (Interruptor y

medio).

• Bahías de entrada de Línea: 2 CT 13,8 kV + 2 CT 230 kV (Interruptor y medio).

• Bahías de salida de Líneas: Ninguna.

• Interconexión de barras: 1 Salida de 230 kV Interruptor y medio.

• Reactores de Línea: 1 Reactor de Línea Trifásico 230 kV, 10 MVAr (3X3,33 MVAr).

5.4.3.2. Subestación Laguna Colorada 2

Esta subestación se conectaría a la subestación Crucero en Chile. Su función principal es

la elevación de la tensión de generación de la central Laguna Colorada.










medio).

• Bahías de entrada de Línea: 2 CT 13,8 kV + 2 CT 230 kV (Interruptor y medio).


• Interconexión de barras: 1 Salida de 230 kV Interruptor y medio.

• Reactores de Línea: 1 Reactor de Línea Trifásico 230 kV, 15 MVAr (3X5 MVAr).

199

5.4.3.3. Subestación Pirapó




• Elevación: 463 (m).

• Esquema de Barras: Barra Principal y Barra de Transferencia.


• Transformadores: 2 Transformadores Trifásicos 50 MVA, 230/10 kV.

• Módulo de conexión al transformador: 2 CT 13,8 kV + 2 CT 230 kV (Barra Principal y

Barra de Transferencia).

• Bahías de entrada de Línea: Ninguna.

• Bahías de salida de Líneas: 1 Salida de 230 kV Barra Principal y Barra de

Transferencia.

• Interconexión de barras: 230 kV Barra Principal y Barra de Transferencia.

• Reactores de Línea: Sin compensación.

5.4.3.4. Subestación La Pesca 230 kV

• Potencia Real: 1.100 (MW).

• Potencia Aparente: 1.175 (MVA).



• Esquema de Barras: Barra Doble.

• Módulo General: Compartido con La Pesca 500 kV.



• Módulo de conexión al transformador: 2 CT 13,8 kV + 2 CT 230 kV (Barra Doble).


• Bahías de salida de Líneas: 1 Salida de 230 kV Barra Doble.

• Interconexión de barras: 230 kV Barra Doble.


200

5.4.3.5. Subestación La Pesca 500 kV







• Transformadores: 1 Transformador Trifásico 540 MVA, 500/13,8 kV.


medio).

• Bahías de entrada de Línea: 1 Entrada de 500 kV Interruptor y medio.

• Bahías de salida de Líneas: 1 Salida de 500 kV Interruptor y medio.

• Interconexión de barras: 500 kV Interruptor y medio.


5.4.3.6. Subestación Cañehuecal









medio).



• Interconexión de barras: 500 kV Interruptor y Medio.


201

5.4.3.7. Subestación Las Juntas









medio).




• Reactores de Línea: 1 Reactor de Línea Trifásico 500 kV, 100 MVAr (3X3,33 MVAr).

5.4.3.8. Subestación Peña Blanca









medio).





202

5.4.3.9. Subestación Cachuela Esperanza



• Potencia Transformada: 1.048 (MVA).



• Módulo General: Grande.

• Transformadores: 2 Transformadores Trifásico 540 MVA, 500/13,8 kV.


medio).



• Interconexión de barras: 500 kV Interruptor y Medio.


5.4.3.10. Subestación Puerto Abapó







• Transformadores: Ninguno.

• Módulo de conexión al transformador: Ninguno.

• Bahías de entrada de Línea: 2 Entradas de 230 kV Barra Doble + 1 Entrada de 500

kV Interruptor y medio.

• Bahías de salida de Líneas: 1 Salida de 230 kV Barra Doble + 1 Salida de 500 kV

Interruptor y medio.

• Interconexión de barras: 230 kV Barra Doble + 500 kV Interruptor y medio.

• Reactores de Línea: 1 Reactor de Línea Trifásico 230 kV, 10 MVAr (3X3,33 MVAr) + 3

Reactores Monofásicos 500kV, 50 MVAr.

203

5.4.3.11. Nueva Subestación Santa Cruz 1

Esta subestación estaría construida junto a la estación convertidora.




• Elevación: (m).



• Transformadores: 1 Transformador Trifásico 400 MVA, 500/230 kV.

• Módulo de conexión al Transformador: 1 CT 230 kV + 1 CT 500 kV (Interruptor y

Medio).

• Bahías de entrada de Línea: 1 Entrada de 230 kV Barra Doble + 2 Entradas de 500






Esta subestación estaría conectada con la subestación Puerto Quijarro.









Medio).



204

• Bahías de salida de Líneas: 2 Salidas de 500 kV Interruptor y medio.


• Reactores de Línea: 6 Reactores de Línea Monofásicos 500 kV, 100 MVAr.


Esta subestación estaría conectada con la subestación San José.









Medio).





• Reactores de Línea: 3 Reactores Monofásicos 500kV, 84 MVAr.


Esta subestación estaría conectada con la subestación San Ignacio.








205


Medio).






5.4.3.15. Subestación Puerto Quijarro










• Bahías de entrada de Línea: 2 Entradas de 500 kV Interruptor y medio.




5.4.3.16. Subestación San José








206






• Reactores de Línea: 3 Reactores Monofásicos 500kV, 84 MVAr.

5.4.3.17. Subestación San Ignacio














5.4.3.18. Subestación Guayaramerín

Esta subestación estaría construida junto a la estación convertidora, pero solo 885 MW se

convertirían para la exportación, los restantes 105 MW servirían para el relevamiento de la

demanda de poblaciones del norte del País y del SIN.






207



• Módulo de conexión al transformador: 1 CT 230 kV + 1 CT 500 kV (Interruptor y

Medio).


• Bahías de salida de Líneas: 1 Salida de 230 kV Barra Doble + 1 Salida de 500 kV

Interruptor y Medio.



5.4.3.19. Ampliación de la subestación Salar

• Bahías de entrada de Línea: 230 kV Interruptor y Medio.

• Reactores de Línea: 1 Reactor de Línea Trifásico 230kV, 10 MVAr (3X3,33 MVAr).

5.4.3.20. Ampliación de la subestación Crucero

• Bahías de entrada de Línea: 230 kV Interruptor y Medio.

• Reactores de Línea: 1 Reactor de Línea Trifásico 230kV, 15 MVAr (3X5 MVAr).

5.4.3.21. Costos totales de subestaciones

Los costos totales de las subestaciones fueron calculados mediante la suma de los costos

de referencia (EPE y TDE) para cada elemento que constituye a la subestación planteada.

Los elementos tomados en cuenta para este cálculo son:

• Módulo General.

• Transformadores.

• Módulos de conexión a transformadores.

• Bahías de entrada de líneas.

• Bahías de salida de líneas.

• Interconexión de barras.

• Reactores de Línea.

Los costos totales de cada subestación planteada se muestran en el cuadro 5.10.

208

Subestación Costo Total Cálculo por componente (Millones de $US)

Laguna Colorada 1 11,098

Laguna Colorada 2 11,149 Pirapó 9,631

Cañehuecal 20,095

Las Juntas 24,660 Peña Blanca 20,095

La Pesca 30,200 Puerto Abapó 23,327

Nueva Subestación Santa Cruz 1 26,411 Nueva Subestación Santa Cruz 2 44,632

Nueva Subestación Santa Cruz 3 38,268

Nueva Subestación Santa Cruz 4 38,545 Puerto Quijarro 26,610

San José 20,246 San Ignacio 20,522

Cachuela Esperanza 31,412

Guayaramerín 26,411 Salar 2,187

Crucero 2,238 5.10: Costos totales de las subestaciones

5.4.4. Estaciones Convertidoras

El cuadro 5.11 presenta el costo total y la composición de las estaciones convertidora e

inversora.

Estación Rectificadora Estación Inversora Potencia (MW)

Tensión (kV)

Costo Unitario (Miles de U$D/MW)

Costo Total (Millones de U$D)

Nodo Puerto Quijarro Nodo Corumbá 1.782 500 203,33 362,34 Nueva Subestación Santa Cruz Nodo Jauru 1.782 500 203,33 362,34

Nodo San José Nodo Jauru 1.782 500 203,33 362,34

Nodo San Ignacio Nodo Jauru 1.782 500 203,33 362,34 Nueva Subestación Santa Cruz Nodo Cuiabá 1.782 500 203,33 362,34

Nodo Guayaramerín Nodo Porto Velho 885 500 220,00 194,7 Cachuela Esperanza Nodo Porto Velho 885 500 220,00 194,7

5.11: Costo total de estaciones convertidoras

209

5.5. Cálculo económico de los vínculos de interconexión

La tabla 5.12 resume los componentes de los vínculos de interconexión. Se separó la

interconexión de las centrales del Rio Grande con los puntos de exportación en Brasil en

tramos de estas centrales con la Nueva Subestación Santa Cruz y de esta a los puntos de

inyección de energía eléctrica en Brasil, debido a que las variaciones de rutas se dan en

este segundo tramo y no así en la conexión de las centrales con el nodo colector

mencionado.

Interconexión Líneas AC Líneas DC Subestaciones Estaciones Convertidoras

Laguna Colorada-‐Nodo Salar

Laguna Colorada-‐Nodo Salar Ninguna

Laguna Colorada 1 y Salar Ninguna

Laguna Colorada-‐Nodo Crucero

Laguna Colorada-‐Nodo Crucero Ninguna

Laguna Colorada 2 y Crucero Ninguna

Centrales Rio Grande-‐Nueva Subestación

Santa Cruz

Cañehuecal-‐Las Juntas, Las Juntas-‐Nueva

Subestación Santa Cruz, Peña Blanca-‐La Pesca, La Pesca-‐Nodo Puerto Abapó, Pirapó-‐Nodo Puerto Abapó, Nodo Puerto Abapó-‐Nueva Subestación Santa Cruz

Ninguna

Cañehuecal, Las Juntas, Peña Blanca, La Pesca 230 kV, La Pesca 500 kV, Pirapó, Puerto

Abapó

Ninguna


Corumbá

Nueva Subestación Santa Cruz-‐Nodo Puerto

Quijarro

Nodo Puerto Quijarro-‐Nodo Corumbá

Nueva Subestación Santa Cruz 2, Puerto

Quijarro

Puerto Quijarro y Corumbá


Ninguna Nueva Subestación


Nueva Subestación Santa Cruz 1

Nueva Subestación Santa Cruz y Jauru


Nueva Subestación Santa Cruz-‐Nodo San

José

Nodo San José-‐Nodo Jauru


San José y Jauru

Nueva subestación Santa Cruz-‐Nodo Jauru 3 Ninguna

Nueva Subestación Santa Cruz-‐Nodo Jauru

3


Nueva Subestación Santa Cruz y Jauru


Nueva Subestación Santa Cruz-‐Nodo San

Ignacio

Nodo San Ignacio-‐Nodo Jauru


San Ignacio y Jauru

Nueva subestación Santa Cruz-‐Nodo Cuiabá Ninguna Nueva Subestación

Santa Cruz-‐Nodo Cuiabá Nueva Subestación

Santa Cruz 1 Nueva Subestación Santa Cruz y Cuiabá

Cachuela Esperanza-‐Nodo Porto Velho 1


Nodo Guayaramerín-‐Nodo Porto Velho

Cachuela Esperanza, Guayaramerín

Guayaramerín y Porto Velho

Cachuela Esperanza-‐Nodo Porto Velho 2 Ninguna Cachuela Esperanza-‐

Nodo Porto Velho Cachuela Esperanza Cachuela Esperanza y Porto Velho

5.12: Resumen de la composición de los vínculos de interconexión

210

5.5.1. Costo Total de transmisión de los vínculos de interconexión

Se realizó el cálculo de los costos totales de transmisión para cada vínculo de

interconexión analizado, de manera de elegir el más económico para el análisis

comparativo posterior con los costos monómicos. Además se realizó una comparación de

los costos totales en territorio boliviano y los costos totales en territorio brasilero.

Interconexión Longitud Total (km)

Capacidad Esperada (MW)

Costo Total

(Millones de U$D)

Costo lado boliviano

(Millones de U$D)

Costo lado país de exportación (Millones de

U$D)

Laguna Colorada-‐Nodo Salar 125,67 100 26,51 12,83 13,68

Laguna Colorada-‐Nodo Crucero 201,50 100 34,58 12,88 21,70

Centrales Rio Grande-‐Nodo Corumbá 1.026,53 1.782 1.038,22 855,56 182,66

Centrales Rio Grande-‐Nodo Jauru 1 1.081,50 1.782 770,74 569,33 201,41



Centrales Rio Grande-‐Nodo Jauru 4 964,50 1.782 896,88 685,24 211,14

Centrales Rio Grande-‐Nodo Cuiabá 1.236,51 1.782 798,18 568,97 229,21

Cachuela Esperanza-‐Nodo Porto Velho 1 343,50 990 310,44 166,65 143,78

Cachuela Esperanza-‐Nodo Porto Velho 2 285,00 885 270,14 132,62 137,53

5.13: Costos totales de los vínculos de interconexión

Para la exportación de la central de Laguna Colorada a Chile, la interconexión Laguna

Colorada-Nodo Salar es la más económico, con un costo total 26,51 millones de dólares.

La exportación de energía eléctrica al Brasil, generada en las cinco centrales propuestas

del Rio Grande, presenta la opción de interconexión, Centrales Rio Grande-Jauru 3 como

la más económica, con un costo total de 756,76 millones de dólares. Existe una marcada

diferencia entre los vínculos de exportación que convierten la corriente en la Nueva

Subestación Santa Cruz, con los vínculos que la convierten en puntos más cercanos a la

frontera.

Finalmente la interconexión de la central de Cachuela Esperanza con la subestación

Porto Velho presenta como mejor opción el vínculo denominado Cachuela Esperanza-

Porto Velho 2, con un costo total de 270,14 millones de dólares.

211

5.5.2. Cálculo del precio monómico de transmisión

Debido a que el costo total transmisión de los proyectos del Rio Grande para la

exportación de energía eléctrica al Brasil, incluye los costos totales conjuntos de transporte

de energía eléctrica de los cinco proyectos planteados en este estudio, es necesario

separar estos costos totales para el cálculo de precio monómico de transmisión de cada

uno de estos proyectos. La distribución de costos de transmisión se realizará mediante la

proporción de la generación de energía eléctrica anual de cada proyecto en función del

total de todos los proyectos.

Proyecto Energía Media Anual

(GWh/año) Costo de transmisión (Millones de U$D)

Cañehuecal -‐ E 2.000 160,670 Las Juntas -‐ T 1.350 108,452

Peña Blanca -‐ H2 2.490 200,035 La Pesca -‐ J 3.030 243,416

Pirapó -‐ K3 550 44,184 Total 9.420 756,757

5.14: Distribución de costos de transmisión para los proyectos del Rio Grande

Otro factor a tomar en cuenta se refiere a la distribución de la generación de energía

eléctrica de la central Cachuela Esperanza, donde el costo de generación tomado en

cuenta para el cálculo del precio monómico de generación es el costo de inversión total

de generación, que incluye la alimentación de los mercados de energía eléctrica de

Brasil y Bolivia. Para calcular el precio monómico total se mantendrá constante el precio

monómico de generación anteriormente calculado y se calculará el precio monómico de

transmisión con la energía anual transmitida solo a Brasil.

El costo monómico de transmisión utilizado para generación termoeléctrica, se calcula

como el costo total de la transmisión desde la Nueva Subestación Santa Cruz hasta el

nodo Jauru, lo que significaría que la generación de energía con GN se la realizaría en

Santa Cruz. Para ver la referencia de este cálculo ir al Anexo 22 de este documento.

Los costos monómicos de transmisión se presentan en la tabla 5.15.

212

Proyecto

Inversión en Transmisión (Millones de

U$D)

Generación Anual

(GWh/año)

Vida Útil transmisión

(años)

Anualidad transmisión (Millones de U$D/año)

Costo Fijo O&M


Costo monómico de Transmisión (U$D/MWh)

Hidroeléctrico

Cañehuecal -‐ E 160,67 2.000 30 19,95 4,82 12,38

Las Juntas -‐ T 108,45 1.350 30 13,46 3,25 12,38

Peña Blanca -‐ H2 200,03 2.490 30 24,83 6,00 12,38

La Pesca -‐ J 243,42 3.030 30 30,22 7,30 12,38

Pirapó -‐ K3 44,18 550 30 5,49 1,33 12,38

Cachuela Esperanza 270,14 4.830,85 50 33,54 8,10 8,62

Térmico a GN

LM6000PF 215,35 30 8,08

LM6000PG 256 30 8,08

Trent 60 DLE 258,45 30 8,08

SCC-‐800 2X1 (2XSGT-‐800) 675 30 8,08

Geotérmico

Laguna Colorada 26,51 738 30 3,29 0,80 5,54

5.15: Costos monómicos de transmisión

5.6. Costo monómico total de los proyectos planteados

El costo monómico total (generación más transmisión) será la referencia de análisis

económico más importante utilizada en este estudio, donde la comparación de los costos

monómicos totales de cada proyecto, con los precios monómicos del mercado de

exportación seleccionados para cada proyecto, si esta diferencia es positiva la

exportación de energía mediante ese vínculo de exportación será entonces viable, de lo

contrario no justificará la venta de energía eléctrica en el mercado eléctrico de ese país.

A continuación se presentan los costos monómicos totales de los proyectos de generación

de energía eléctrica seleccionados. El costo monómico total es la suma del costo

monómico de generación y el costo monómico de transmisión de cada proyecto.

Los datos y el cálculo completo del precio monómico total de los proyectos se puede ver

en el Anexo 23.

213

Proyecto Mercado de Exportación

Costo monómico de generación (U$D/MWh)

Costo monómico de transmisión (U$D/MWh)

Costo monómico total

(U$D/MWh) Hidroeléctricos

Cachuela Esperanza Brasil 56,581 8,620 65,201

Cañehuecal -‐ E Brasil 60,574 12,383 72,957 Las Juntas -‐ T Brasil 63,118 12,383 75,501

Peña Blanca -‐ H2 Brasil 69,161 12,383 81,543 La Pesca -‐ J Brasil 70,368 12,383 82,751

Pirapó -‐ K3 Brasil 77,305 12,383 89,688

Termoeléctricos a GN LM6000PF Brasil 78,85 8,079 86,929

LM6000PG Brasil 77,63 8,079 85,709 Trent 60 DLE Brasil 77,52 8,079 85,599

SCC-‐800 2X1 (2XSGT-‐800) Brasil 77,88 8,079 85,959

Geotérmico Laguna Colorada Chile 38,132 5,537 43,669

5.16: Costos monómicos totales

Como se puede observar en la tabla 5.16, los costos monómicos de los proyectos

hidroeléctricos son en general menores que los de termoeléctricas a GN sin subvención,

exceptuando el proyecto Pirapó, donde el costo monómico es mayor.

El costo monómico de Laguna Colorada es el menor costo por una gran diferencia, lo que

hace a este proyecto la mejor opción para la exportación de energía eléctrica en

términos económicos.

Los tres proyectos seleccionados para la exportación de energía eléctrica en este

documento se denominan:

1. Laguna Colorada-Nodo Salar

2. Cachuela Esperanza-Nodo Porto Velho

3. Centrales Rio Grande-Nodo Jauru

Los diagramas unifilares de los tres proyectos de exportación de energía eléctrica se

pueden ver a continuación:

214

5.6.1. Leyenda de nivel tensión de los diagramas unifilares

5.45: Leyenda de nivel tensión de los diagramas unifilares

5.6.2. Diagrama unifilar Laguna Colorada-Nodo Salar

5.46: Diagrama unifilar Laguna Colorada-Nodo Salar

215

5.6.3. Diagrama unifilar Cachuela Esperanza-Nodo Porto Velho

5.47: Diagrama unifilar Cachuela Esperanza-Nodo Porto Velho

216

5.6.4. Diagrama unifilar centrales Rio Grande-Nodo Jauru

5.48: Diagrama unifilar centrales Rio Grande-Nodo Jauru

217

6. Beneficios económicos para Bolivia

Para complementar el análisis de este estudio se incluyó este capítulo que pretende

cuantificar los beneficios económicos que implica la exportación de energía eléctrica,

mediante los proyectos anteriormente planteados.

Para la comparación entre la exportación de energía eléctrica mediante centrales

hidroeléctricas y centrales termoeléctricas a GN, se plantearon 4 centrales termoeléctricas

referenciales, que generarían anualmente la cantidad de energía eléctrica que

generarán en total las centrales hidroeléctricas seleccionadas en este estudio.

El cuadro 6.1 presenta la utilidad neta anual (sin impuestos) que percibiría Bolivia, por las

ventas de energía eléctrica de los proyectos de exportación seleccionados.

Proyecto Energía

media anual (GWh/año)

Costo monómico (U$D/MWh)

Mercado de

Exportación

Tarifa Media de Mercado (U$D/MWh)

Utilidad Neta Anual para Bolivia (Millones de U$D)

Hidroeléctricos Cachuela Esperanza 4.830,85 65,201 Brasil 91,661 127,826

Cañehuecal -‐ E 2.000 72,957 Brasil 91,661 37,409

Las Juntas -‐ T 1.350 75,501 Brasil 91,661 21,816 Peña Blanca -‐ H2 2.490 81,543 Brasil 91,661 25,193

La Pesca -‐ J 3.030 82,751 Brasil 91,661 26,999 Pirapó -‐ K3 550 89,688 Brasil 91,661 1,085

Total Hidroeléctricas 14.250,85 240,328

Termoeléctricos a GN LM6000PF 14.250,85 86,929 Brasil 91,661 67,443

LM6000PG 14.250,85 85,709 Brasil 91,661 84,829 Trent 60 DLE 14.250,85 85,599 Brasil 91,661 86,397

SCC-‐800 2X1 (2XSGT-‐800) 14.250,85 85,959 Brasil 91,661 81,267 Geotérmico

Laguna Colorada 738 43,669 Chile 88,602 33,161 6.1: Utilidades netas por la venta de energía eléctrica

El cuadro anterior nos permite comparar las utilidades netas anuales referentes a la venta

de energía eléctrica en los mercados brasilero y chileno, donde existe una gran diferencia

218

entre las utilidades netas percibidas con el generador termoeléctrico más económico de

la tabla (Trent 60 DLE) y los seis proyectos hidroeléctricos seleccionados en este estudio.

La utilidad neta anual (sin impuestos) debida a la exportación de energía eléctrica con los

proyectos hidroeléctricos alcanza la suma de 240,33 millones de dólares, mientras que la

percibida por la explotación de la central termoeléctrica referencial Trent 60 DLE, llega a

los 86,4 millones de dólares anuales.

Otro factor importante para el análisis comparativo de estas dos fuentes de generación

de energía eléctrica se refiere al costo de oportunidad de la utilización de este recurso

con otro fin. En el caso de las centrales hidroeléctricas es muy difícil cuantificar el uso del

agua en otra función, de todos modos muchos de los otros usos del agua se pueden

realizar a la par de la generación hidroeléctrica, tal es el caso del riego. El gas natural es el

recurso que genera más ingresos por exportación en Bolivia, por lo que la función

comparativa más común sería la exportación de este recurso.

Para realizar una comparación cuantitativa entre las utilidades percibidas por la

exportación del GN con la exportación de energía eléctrica generada con Gas Natural se

tendría que analizar técnica y económicamente la posibilidad de la exportación directa

del GN, tema que no pertenece al presente estudio.

Para clasificar la oportunidad económica que representa cada proyecto de generación

de energía eléctrica presentado en este documento, se realizó la tabla 6.2 que muestra

los proyectos en orden de ventaja económica en función del mercado de exportación.

La diferencia entre la Tarifa Media de Mercado y el Costo Monómico de cada proyecto

se denomina Utilidad Neta Unitaria, la cual representa el ingreso neto por MWh vendido al

país de exportación. Si la Utilidad Neta Unitaria es positiva, el proyecto de exportación

planteado es viable y en caso de que esta sea negativa, el proyecto analizado no es

recomendado para la exportación al mercado planteado. Como se puede ver en la

tabla 6.2, todos los proyectos en cuestión son rentables bajo los parámetros definidos en

este estudio.

219

# Proyecto Costo M

Monómico (U$D/MWh)


Utilidad Neta Unitaria

(U$D/MWh) 1 Laguna Colorada 43,669 88,602 44,933 2 Cachuela Esperanza 65,201 91,661 26,460 3 Cañehuecal -‐ E 72,957 91,661 18,705 4 Las Juntas -‐ T 75,501 91,661 16,160 5 Peña Blanca -‐ H2 81,543 91,661 10,118 6 La Pesca -‐ J 82,751 91,661 8,911 7 Trent 60 DLE 85,599 91,661 6,063 8 LM6000PG 85,709 91,661 5,953 9 SCC-‐800 2X1 (2XSGT-‐800) 85,959 91,661 5,703 10 LM6000PF 86,929 91,661 4,733 11 Pirapó -‐ K3 89,688 91,661 1,973

6.2: Jerarquización de los proyectos planteados

Como se puede ver en la tabla 6.2, el proyecto más atractivo económicamente es el de

Laguna Colorada, seguido por los demás proyectos hidroeléctricos exceptuando Pirapó.

La justificación para la explotación de la central de Pirapó se refiere al aprovechamiento

de los proyectos del Rio Grande en cascada, que gracias a la regulación de caudal se

pueden controlar el caudal y minimizar su estacionalidad, pero también se podría

plantear un proyecto de aprovechamiento múltiple, como Rositas.

220

7. Mejoramiento de la seguridad del esquema de

interconexión elegido para la exportación de energía

eléctrica a partir de los proyectos del Rio Grande

Los esquemas anteriormente descritos priorizan la eficiencia económica en el arreglo de

interconexión de las centrales del Rio Grande sobre la seguridad de servicio, por lo que se

planteará un esquema de interconexión alternativa que ofrezca una seguridad elevada.

Este esquema de interconexión elegido en este capítulo será una interconexión en anillo,

donde cada subestación de centrales y colectora, se conectará con otras dos

subestaciones de manera que si una de las líneas que conectan estas subestaciones se

desconecta por una falla, la otra línea podrá transmitir la potencia generada. Este

esquema demanda que todas las líneas tengan la capacidad de transmisión total de los

generadores conectados, por lo que se requerirá un arreglo de línea que permita

transmitir 1.782 (MW).

El arreglo elegido de las líneas de interconexión es el de doble terna de 500 (kV) con 4

conductores por fase, que tendría una capacidad total de 2.080 (MW) (2X1.040 (MW)). Si

bien esta capacidad es casi 300 MW más que la requerida para la transmisión de la

potencia conjunta máxima de los cinco proyectos seleccionados del Rio Grande, este

excedente permitiría conectar proyectos futuros a esta red.

A continuación se muestra el esquema en anillo de la nueva red de interconexión (figura

7.1).

221

7.1: Imagen satelital de los trazados de líneas de la centrales del Rio Grande conectados en anillo (19)

Este esquema de interconexión permite un grado muy alto de seguridad pero incrementa

el costo total de la transmisión, ya que se incluyen más líneas, con dos ternas de 500 (kV)

para cada tramo de línea, además de subestaciones más grandes, por las entradas y

salidas de línea.

El perfil de elevación de cada ruta se puede ver en el Anexo 24.

7.1. Diagrama unifilar simplificado del esquema en anillo

7.2: Diagrama unifilar simplificado del esquema en anillo

222

7.2. Características técnicas y económicas de las líneas de

transmisión AC plateadas

Línea Ternas Distancia

aproximada (km)

Altura máxima (m)

Altura mínima (m)

Diferencia de altura

(m)

Costo unitario (miles de U$D/km)

Costo total (Millones de U$D)

Nueva Subestación Santa Cruz-‐Las Juntas 2 181,23 2.494 469 2.025 297,945 107,99

Las Juntas-‐Cañehuecal 2 14,85 2.587 936 1.651 297,945 8,85

Cañehuecal-‐Peña Blanca 2 60,56 2.035 808 1.227 297,945 36,08

Peña Blanca-‐La Pesca 2 24,03 2.153 589 1.564 297,945 14,32

La Pesca-‐Pirapó 2 50,81 1.306 469 837 279,914 28,44

Pirapó-‐Nueva Subestación Santa Cruz 2 126,01 633 469 164 279,914 70,54

7.1: Características técnicas y económicas de las líneas de transmisión planteadas

7.3. Características técnicas y económicas de las

subestaciones

Todas las subestaciones planteadas poseen el mismo módulo general, bahías de líneas de

entrada y salida e interconexión de barras, mientras que los transformadores, módulos de

conexión al transformador y reactores de línea varían entre cada subestación.

Debido a la limitación de información de costos de transformadores de 13,8/500 (kV), se

eligieron arreglos de transformación únicamente con un trasformador de 540 (MVA), lo

que eleva el precio de la subestación, ya que restringe la elección de transformadores,

que con mayor información la potencia transformada máxima se aproximaría más a la

requerida.

En este esquema la subestación de Puerto Abapó se elimina, lo que minimiza el aumento

de los costos de transmisión.

El esquema de barras elegidos para las subestaciones es el de interruptor y medio, debido

a la falta de información de costos de otros esquemas en barras de 500 (kV).

223

Las Juntas Cañehuecal Peña Blanca La Pesca Pirapó Nueva


Potencia Real (MW) 1.782 1.782 1.782 1.782 1.782 1.782

Potencia Aparente (MVA)

1.886 1.886 1.886 1.886 1.886 1.886

Potencia Transformada (MVA)

182 444 508 667 85 0

Elevación (m) 1.016 1.174 797 617 463 427

Esquema de Barras Interruptor y medio

Interruptor y medio

Interruptor y medio

Interruptor y medio

Interruptor y medio

Interruptor y medio

Módulo General Grande Grande Grande Grande Grande Grande

Transformadores

1 Transformador Trifásico 540 MVA, 500/13,8

kV


kV


kV

2 Transformadores Trifásicos 540 MVA, 500/13,8

kV


kV

Ninguno

Módulo de conexión al Transformador (CT)

1 CT 13,8 kV + 1 CT 500 kV

(Interruptor y medio)

1 CT 13,8 kV + 1 CT 500 kV


1 CT 13,8 kV + 1 CT 500 kV


2 CT 13,8 kV + 2 CT 500 kV


1 CT 13,8 kV + 1 CT 500 kV


Ninguno

Bahías de Líneas de entrada

2 Entradas de 500 kV

Interruptor y medio


Interruptor y medio


Interruptor y medio


Interruptor y medio


Interruptor y medio


Interruptor y medio

Bahías de Líneas de salida

2 Salidas de 500 kV Interruptor y

medio


medio


medio


medio


medio


medio

Interconexión de Barras (IB)

500 kV Interruptor y

medio


medio


medio


medio


medio


medio

Reactores de Línea

6 Reactores Monofásicos 500kV, 33.3

MVAr

Sin compensación

Sin compensación

Sin compensación

3 Reactores Monofásicos 500kV, 33.3 MVAr (1ra terna)

6 Reactores Monofásicos 500kV, 33.3 MVAr + 3 Reactores

Monofásicos 500kV, 33.3 MVAr (2da terna)

Costo Total (Millones de U$D) 35,65 30,48 30,48 40,48 33,36 28,53

7.2: Características técnicas y económica de las subestaciones

7.4. Costo total y monómico de transmisión

Debido a que los costos de transmisión se reparten de manera igualitaria entre los

proyectos seleccionados en función de su generación de energía anual, se calcula un

único precio monómico de transmisión.

224

El costo total de transmisión será la suma del costo total del nuevo arreglo en anillo de

interconexión de las centrales del Rio Grande, más el costo total de transmisión de la

interconexión de la Nueva Subestación Santa Cruz-Jauru 3.

Costo (Millones

de U$D) Centrales Rio Grande-‐Nueva Subestación Santa Cruz 465,22

Nueva Subestación Santa Cruz-‐Jauru 3 493,71

Costo Total 958,93 7.3: Costo total de transmisión

El costo monómico de transmisión se presenta en la tabla (7.4).

Inversión Transmisión 958,929 Millones de U$D

Vida Útil (años) 30 Años

Anualidad (10%) 119,041 Millones de U$D/año Costo Fijo O&M (3%) 28,768 Millones de U$D/año

Generación Anual 9420 GWh/año

Costo monómico de transmisión 15,691 U$D/MWh 7.4: Costo monómico de transmisión

7.5. Costo monómico total de los proyectos del Rio Grande y

utilidad neta para Bolivia

A pesar del incremento del precio monómico de transmisión de los proyectos del Rio

Grande, estos siguen siendo viables para la exportación con la excepción de Pirapó, que

con el arreglo en anillo cuenta con un costo monómico total mayor a la tarifa de

mercado de mercado de Brasil en la actualidad. Probablemente en los siguientes años la

construcción del proyecto de Pirapó se justifique para la exportación de energía eléctrica,

debido a la tendencia creciente del precio monómico de venta de energía eléctrica en

Brasil. Es probable que algunos de los proyectos identificados en este estudio y que no

forman parte de los candidatos para la exportación, se vuelvan viables para la

exportación de energía eléctrica en los siguientes años.

225

Proyecto Energía

media anual (GWh/año)

Costo monómico de generación (U$D/MWh)

Costo monómico

de generación (U$D/MWh)

Costo monómico (U$D/MWh)


Utilidad Neta Anual para

Bolivia (Millones de U$D)

Cañehuecal -‐ E 2.000 60,574 15,691 76,265 91,661 30,79

Las Juntas -‐ T 1.350 63,118 15,691 78,809 91,661 17,35

Peña Blanca -‐ H2 2.490 69,161 15,691 84,852 91,661 16,96

La Pesca -‐ J 3.030 70,368 15,691 86,059 91,661 16,98

Pirapó -‐ K3 550 77,305 15,691 92,996 91,661 -‐0,73

Total 9.420 81,34

7.5: Costo monómico total y utilidad neta del arreglo de interconexión en anillo

7.6. Comparación económica entre el arreglo de interconexión

radial y en anillo de las centrales del Rio Grande

Como se comentó anteriormente el arreglo de interconexión en anillo es

significativamente más costoso que el arreglo radial, en este caso es 202,17 millones de

dólares más costoso.

El costo monómico de transmisión se incrementa en 3,308 (U$D/MWh), lo que reduce la

utilidad neta anual por la exportación de energía eléctrica en 31,16 millones de U$D. A

pesar del incremento del costo monómico de transmisión, los proyectos Cañehuecal, Las

Juntas, Peña Blanca y La Pesca siguen teniendo costos monómicos totales inferiores a los

proyectos de generación con Gas Natural analizados en este estudio.

Este incremento en el costo total de transmisión representaría el costo de contar con una

red de interconexión más segura.

Costo total de transmisión

(Millones de U$D)

Costo monómico de transmisión (U$D/MWh)

Utilidad Neta Anual para Bolivia

(Millones de U$D)

Esquema radial 756,76 12,383 112,50

Esquema en anillo 958,93 15,691 81,34

Diferencia 202,17 3,308 -‐31,16 7.6: Comparación entre los arreglos de interconexión radial y en anillo

226

8. Conclusiones

• Se identificaron diez proyectos hidroeléctricos, un proyecto geotérmico y un

proyecto termoeléctrico a GN virtual, para la posible exportación de energía

eléctrica, que contaban con los datos técnicos y económicos necesarios para su

posterior análisis. Además se tomaron en cuenta potenciales proyectos

hidroeléctricos, termoeléctricos, solares, eólicos y de biomasa, que requieren un

estudio más profundo para tomarlos en cuenta como proyectos candidatos a la

exportación de energía eléctrica, pero que sirven como referencia para estudios

futuros.

• Se analizaron las características de la demanda actual y proyectada y del parque

de generación de los países Argentina, Brasil, Chile, Paraguay y Perú, como

potenciales mercados de exportación de energía eléctrica por la cercanía de los

puntos de interconexión posible. Argentina posee un crecimiento de la demanda

que se ha mantenido prácticamente constante en los últimos años, con una

tendencia de la demanda muy concentrada en el centro-este del país, que el

último tiempo ha sido relevada en gran parte gracias a la generación térmica

convencional (GN y turbinas a vapor) e hidroeléctricas, pero que tuvo que optar

por incluir al diesel como fuente de generación. Brasil es el mercado eléctrico más

grande de Sudamérica por mucho y cuenta con un incremento casi constante de

la demanda, que es abastecida mayormente por su gran capacidad de

generación hidroeléctrica, la cual tiene la desventaja de los bajos factores de

planta de algunas de estas centrales que poseen una marcada estacionalidad

pluvial, lo que por consecuencia implica la ampliación de la potencia de reserva y

de las importaciones de energía eléctrica. El sistema analizado en Chile se

denomina SING, el cual posee un crecimiento de la demanda de energía

eléctrica variable principalmente por su gran relación con los proyectos mineros e

industriales, que representan la mayor parte de la demanda de este sistema,

relevada mediante generación casi exclusivamente térmica, con gran

dependencia del carbón importado. Paraguay es el mayor país exportador de

energía eléctrica en Sudamérica, que mantiene un crecimiento de la demanda

muy acelerado, que se apoya en una capacidad de generación hidroeléctrica

227

que representa casi el 100% de su capacidad total. Perú posee un potencial

hídrico y gasífero muy importante que permite relevar la demanda de energía

eléctrica con gran crecimiento en los últimos años y que se espera que se

quintuplique en los próximos 20 años, donde a pesar de este reto muy importante,

se exporta energía eléctrica a Ecuador y se piensa exportar la misma a Brasil.

• Los mercados eléctricos más atractivos para la exportación de energía eléctrica

son Brasil y Chile, con precios monómicos significativamente mayores que los de los

otros países analizados, por lo que se decidió analizar posibles interconexiones de

los proyectos de generación planteados con estos mercados.

• Se plantearon diversas rutas de interconexión de los vínculos de exportación

propuestos, además de diferentes opciones de arreglo de tensión, de

características de subestaciones, tipo de corriente y estaciones convertidoras

(para el caso de Brasil) y de ternas para la transmisión de energía eléctrica. Las

rutas planteadas intentaron minimizar la distancia entre puntos de conexión,

diferencias pronunciadas de altura y evitar pasar por áreas protegidas e inestables.

La elección del punto de interconexión se basó en las características típicas del

flujo de carga de los dos países analizados, donde se priorizó la conexión a los

nodos más cercanos a los grandes centros de carga y con más capacidad de

inyección de energía eléctrica en el sistema, dando como resultado

interconexiones entre los proyectos del Rio Grande con la subestación Jauru, el

proyecto de Cachuela con la subestación Porto Velho en Brasil y de la central de

Laguna Colorada con la subestación Salar en Chile. La elección de rutas y arreglos

se basó en un análisis económico que presentó a los arreglos con mayor

participación de transmisión DC, debido a los costos menores comparados con

transmisión AC y su mayor capacidad de transporte. La ruta menos económica

para la transmisión de energía eléctrica para los proyectos del Rio Grande resultó

ser la que planteaba ser conectada con la subestación Corumbá, siendo

aproximadamente 281 millones de dólares más cara que la ruta elegida, Centrales

Rio Grande-Jauru 3, que tiene un costo total de transmisión de 756,76 millones de

dólares.

• Luego de analizar comparativamente los costos de monómicos de cada proyecto

por separado, con cada mercado potencial de exportación, se concluyó que se

228

debería priorizar la explotación de Laguna Colorada y de los proyectos

hidroeléctricos planteados en este documento, que conjuntamente generarían

una utilidad neta anual para Bolivia de aproximadamente 273,5 millones de

dólares, la cual es significativamente mayor a la utilidad que generaría la

exportación de energía eléctrica generada con Gas Natural, que además privaría

el uso de este recurso con otros fines, tal es el caso de la exportación directa del

Gas Natural.

• Como resultado de este estudio, se obtuvo un documento que sirve como

referencia para la decisión de profundizar y encaminar los estudios para proyectos

de exportación de energía eléctrica futuros. Se debe tomar en cuenta que el

carácter referencial de este documento requiere estudios específicos posteriores si

se deciden tomar en cuenta los proyectos de exportación planteados, donde la

actualización de datos hidrológicos, geológicos, económicos y técnicos, serán

necesarios para mejorar la certidumbre.

• Para complementar el estudio se planteó un esquema de interconexión en anillo

de las centrales del Rio Grande, de manera de mejorar la seguridad del suministro

de energía eléctrica para la exportación a Brasil. El resultado de este análisis

muestra un incremento del costo total de transmisión de 202,17 millones de U$D,

que incrementa el precio monómico de la transmisión en 3,308 (U$D/MWh), lo que

disminuye la utilidad neta anual para Bolivia en 31,16 millones de dólares. A pesar

de este incremento de costos de transmisión, todos los proyectos de generación

de energía eléctrica del Rio Grande, exceptuando Pirapó, son viables para la

exportación y tienen costos monómicos totales menores a los de los proyectos de

generación a Gas Natural.

229

9. Recomendaciones

• Bolivia, a diferencia de muchos países, cuenta con un potencial hidroeléctrico con

características hidrológicas estacionales diversas y grandes caídas, en muchos de

los casos, que permiten el almacenamiento del agua a lo largo del año, lo que

garantiza potencia firme para la generación en casi cualquier época del año, por

lo que se recomienda realizar un estudio de proyectos de exportación de energía

eléctrica tomando en cuenta la participación múltiple de proyectos

hidroeléctricos, que se complementen de manera de ofrecer un valor de potencia

confiable que permita la realización de contratos de venta por un período de

tiempo determinado, con los países importadores de nuestra electricidad.

• Realizar estudios de factibilidad técnica y económica para el aprovechamiento

de la energía solar para la generación de energía eléctrica, dado que el país

cuenta con ventajas naturales referentes a la incidencia solar, contando con las

áreas de mayor incidencia ubicadas en el altiplano boliviano.

• Priorizar la generación de energía eléctrica mediante fuentes renovables como la

hidroeléctrica, solar y eólica, de manera de reducir la dependencia del país de

combustibles fósiles para generación de energía eléctrica, la cual genera pérdidas

económicas directas por el carácter subvencionado de estos combustibles para el

consumo interno y pérdidas económicas indirectas por el costo de oportunidad

que significa la utilización del Gas Natural para la generación de energía eléctrica

en lugar de la exportación directa de este recurso.

• Para tomar en cuenta los proyectos del Rio Grande para la exportación de

energía eléctrica será necesario actualizar los datos hidrológicos, geológicos,

económicos y técnicos, de manera de garantizar un resultado con el menor grado

de incertidumbre.

• Debido a las limitaciones de información sobre datos económicos de las posibles

configuraciones de líneas de transmisión AC y DC, subestaciones y estaciones

convertidoras, se recomienda realizar estudios técnicos económicos que permitan

analizar una mayor cantidad de configuraciones, de manera de encontrar

arreglos más económicos y confiables.

230

• A pesar de la tendencia histórica del uso de estaciones convertidoras Back-to-

Back, para los intercambios de energía entre los países con frecuencias eléctricas

distintas, se recomienda la utilización de sistemas de transmisión bipolar DC, donde

los costos de líneas DC y pérdidas son menores que con la transmisión AC, además

de no necesitar compensaciones reactivas.

• Para que el flujo de potencia en líneas DC sea unidireccional, es decir, que la

energía eléctrica solo se exporte, se necesitarán arreglos de tiristores en las

estaciones convertidoras.

• Para un análisis posterior de proyectos de exportación de energía eléctrica se

recomienda interconectar los vínculos de exportación en los puntos más cercanos

a los grandes centros de demanda, donde concurre el mayor flujo de potencia.

También se puede realizar un análisis económico del precio monómico en el nodo

de interconexión (con mayor información), de manera de tomar en cuenta los

nodos de despacho con mayor costo e interconectar los vínculos a estos, para

lograr un ingreso económico mayor.

• Tomar en cuenta el proyecto Angosto del Bala para la exportación de energía

eléctrica, corroborando con estudios de factibilidad y diseño final, por su gran

capacidad de generación y su estacionalidad desfasada. Este último daría una

ventaja para competir con los proyectos hidroeléctricos en Brasil, que poseen una

gran dependencia de la época de lluvias para la generación. Los mercados

recomendados para la exportación de la energía eléctrica generada en el

Angosto del Bala son Brasil y Chile, por sus altos precios monómicos de electricidad

y porque Perú, que es el mercado eléctrico más cercano geográficamente no solo

tiene precios monómicos considerablemente menores, sino que cuenta con

grandes proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos en ejecución, que permitirán

el relevamiento de su gran crecimiento de demanda.

• Tomar en cuenta la distribución de costos de transmisión en territorio nacional y

territorio del país de exportación, de manera de negociar la inversión en la

transmisión a los puntos de exportación separada por países. Esta negociación

serviría para ofertar un precio monómico de exportación menor, ya que las

inversiones en transmisión para el país se reducirían, pero además participar de un

contrato de venta entre países y no como agente del Mercado Eléctrico

231

Mayorista, manteniendo la reglamentación del país en la construcción de estos

proyectos.

• Plantear contratos de venta de potencia firme y energía, de manera de garantizar

los ingresos económicos para los proyectos de exportación de energía eléctrica y

por consecuencia maximizar la rentabilidad de estos proyectos.

• Analizar el costo social y medioambiental de la ruta de interconexión de Cachuela

Esperanza-Nodo Abuna, para tomar la decisión de la apertura de vía de 28 (km) a

través de la selva boliviana, o elegir la ruta por Guayaramerín.

• Se recomienda hacer un análisis económico comparativo entre el costo de

mejorar la seguridad de la interconexión de las centrales del Rio Grande, con el

costo que implica la desconexión temporal de una o más centrales debido a una

falla.

232

10. Bibliografía

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234

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235

45. ORGANIZACIÓN LATINOAMERICANA DE ENERGÍA. Interconexiones Energéticas e

Integración Regional en America Latina y el Caribe. Junio 1999.

236

11. Anexos

11.1. Países exportadores de energía eléctrica en el mundo (9)

237

11.2. Convenios, Acuerdos y tratados de intercambio energético

en Sudamérica (44)

238

11.3. Interconexiones eléctricas internacionales en Media

Tensión (Sudamérica) (23)

239

11.4. Interconexiones eléctricas internacionales en Alta Tensión

(Sudamérica) (23)

240

11.5. Reserva de generación proyectada en el SIN (5)

11.6. Evolución del balance de potencia proyectado en el SIN

(5)

241

11.7. Esquema de sistema eléctrico modelo (4)

11.8. Comparación de esquemas de barras (3)

242

11.9. Disposición general de una estación convertidora (10)

243

11.10. Costos Unitarios de líneas AC referenciales en Brasil

(15)

Distancia (km)

Ternas X Conductores

Inversión (Millones de

R$)

Año de conlusión

Tipo de cambio a $US en la fecha

Inversión (Millones de U$D)

Inversión (Miles de U$D/km)

500 kV

LT 500 kV, Jaurú – Cuiabá 348 1X3 203,55 2013 2,1076 96,58 277,53

LT 500 kV Vespasiano 2 – Itabirito 2 CS 90 1X3 54,08 2015 2,1076 25,66 285,11

LT Bom Despacho 3 -‐ Ouro Preto 2 209 1X3 101,04 2011 1,6740 60,36 288,80

LT Santa Cruz -‐ Angra 19 2X3 17,53 2010 1,7539 9,99 526,04

LT 500 kV São Simão -‐ Itaguaçu 23 1X3 11,7 2011 1,6740 6,99 303,88

LT 500 kV Luiz Gonzaga – Milagres CS (C2) 215 1X4 153,3 2015 2,1076 72,74 338,31

LT 500 kV Teresina II-‐Sobral C3 334 1X4 214,21 2014 2,1076 101,64 304,30

LT 500 kV Campina Grande III -‐ Ceará Mirim CS (C2) 201 1X4 129,08 2016 2,1076 61,24 304,70

LT 500 kV São João do Piauí -‐ Milagres CS (C2) 400 1X4 256,54 2014 2,1076 121,72 304,30

LT 500 kV Araraquara 2 -‐ Fernão Dias

240 1X4 156,49 2015 2,1076 74,25 309,38

LT 500 kV Gilbués -‐ São João do Piauí CS

394 1X6 302,27 2014 2,1076 143,42 364,01

LT 500 kV Marimbondo II – Campinas CS 370 1X6 305,05 2015 2,1076 144,74 391,18

345 kV

LT 345 kV Brasília Sul – Samambaia C3 17 1X2 7,07 2013 2,1076 3,35 197,32

LT 345 kV Pirapora 2 – Montes Claros 2

148 1X2 59,57 2012 1,9542 30,48 205,97

230 kV

LT 230 kV Bom Jesus II – Eliseu Martins C1

142 1X1 39,05 2015 2,1076 18,53 130,48

LT 230 kV Transamazônica -‐ Tapajós, CS 210 1X1 57,18 2013 2,1076 27,13 129,19

LT 230 kV Lajeado 2 -‐ Garibaldi, CS 57 1X1 14,99 214 2,1076 7,11 124,78

LT 230 kV Nova Santa Rita – Camaquã 3, CS 126 1X2 46,24 2015 2,1076 21,94 174,12

LT 230 kV Banabuiú – Russas II CS (C3) 110 1X2 39,91 2016 2,1076 18,94 172,15

LT 230 kV Acaraú II – Cruz CS 39 1X2 14,15 2016 2,1076 6,71 172,15

244

11.11. Diseño Preliminar de la presa y la casa de máquinas

de los proyectos del Rio Grande (18)

11.11.1. Jatun Pampa (A1)

245

11.11.2. Seripona (C)

11.11.3. Cañehuecal (E)

246

11.11.4. Las Juntas (T)

11.11.5. La Pesca (J)

247

11.11.6. Rositas (K)

11.12. Proyección de Demanda de las poblaciones del Norte

de Beni y Pando (12)

248

11.13. Distribución de la generación para los mercados

Brasileros y Boliviano (12)

249

11.14. Tarifas de distribución de los países analizados (23)

Tarifas medias de distribución Tarifas 2011 (U$D/MWh)

# Empresa Empresa País Región Residencial Comercial Industrial

1 EDELAP Argentina La Plata 31 75 19

2 EDEMSA Argentina Mendoza 57 98 71

3 EDEN S.A. Argentina Norte y oeste de Buenos Aires 101 128 49

4 EDENOR S.A. Argentina Noroeste del Gran Buenos Aires y Norte de Buenos Aires 36 81 51

5 EDES Argentina Sur de Buenos Aires 78 104 48

6 EDESUR Argentina Sur de Buenos Aires 32 56 35

7 EDET S.A Argentina Tucumán 73 136 100

8 EMSA Argentina Misiones 86 135 91

9 ENERSA Argentina Entre Ríos 84 123 87

10 EPEC Argentina Córdoba 100 s/d s/d

11 EPEN Argentina Neuquén 103 s/d s/d

12 CRE Bolivia Cochabamba 89 133 63

13 ELFEC S.A. Bolivia Santa Cruz 98 137 60

14 CEMIG Brasil Minas Gerais 407 325 245

15 COPEL Brasil Paraná 211 235 118

16 LIGHT Brasil Rio de Janeiro 248 244 226

17 CGE Distribución Chile Desde el sur de la Región

Metropolitana hasta la Región de la Araucanía

234 203 157

18 CHILECTRA Chile 33 comunas de la región metropolitana de Santiago 190 175 147

19 CONAFE S.A. Chile Coquimbo y Valparaíso 242 247 223

20 EDELMAG Chile Magallanes 207 166 133

21 ELECDA Chile Antofagasta 236 210 196

22 ELIQSA Chile Iquique 246 209 178

23 EMELARI Chile Arica 265 219 187

24 EMELAT Chile Atacama 248 206 168

25 EMELCTRIC Chile Mellipa, Colchagua y Maule 279 225 183

26 EMETAL Chile Talca 310 229 185

47 ANDE Paraguay Paraguay 81 77 52

48 Luz del Sur Perú 30 distritos de Lima 133 116 94

250

11.15. Evolución tarifas no subsidiadas de EJESA (27)

Tarifa (Tipo de cambio: 5,41 $ = 1 U$D)

Mayo 2012 -‐ Julio 2012

Agosto 2012 -‐ Octubre 2012

Noviembre 2012 -‐ Enero

2013

Febrero 2013 -‐ Abril 2013

Mayo 2013 -‐ Julio 2013

Tarifa no subsididada ($/KWH) 0,582 0,586 0,585 0,615 0,653

Tarifa no subsididada ($us/KWH) 0,108 0,108 0,108 0,114 0,121

Tarifa no subsididada ($us/MWH) 107,626 108,293 108,183 113,593 120,765

Variación porcentual trimestral 0,62 -‐0,10 5,00 6,31

Variación porcentual relativa (Mes base Mayo 2012) 0,62 0,52 5,54 12,21

11.16. Comportamiento mensual del precio monómico en

pesos argentinos por MWh (25)

$/MWh Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

2010 135,4 133,9 174,9 180,9 226,9 301,5 289,6 243,5 236,8 180,2 164,5 179,5

2011 185,6 181,5 211,5 219,5 348,9 416,8 420,3 361,3 232,1 179,3 177,8 190,2

2012 182 185,3 192,4 266,5 323,7 394,4 404,4 341,8 248,3 210 176,2 187,5

2013 172,6 184 208,1 217,4 351 438,9 420,3 345,5* 251,0* 212,3* 178,1* 189,5*

*Precios monómicos proyectados

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

2010

2011

2012

2013

251

11.17. Países con mayores potencias instaladas del mundo

(28)

252

11.18. Potencia instalada por región y unidad federativa en

Brasil (MW) (28)

253

11.19. Tarifa media de Brasil por tensión en R$ (28)

2007 2008 2009 2010 2011 2012

A1 (230 kV o más) 135,56 140,87 149,69 145,3 153,04 162,65

A2 (88 a 138 kV) 198,22 184,7 193,18 202,5 208,24 219,24 A3 (69 kV) 186,23 182,15 191,5 201,06 215,25 225,77

A3a (30 kV a 44 kV) 192,11 185,65 195,03 201,24 214,69 225,52 A4 (2,3 a 25 kV) 224,05 220,3 236,25 243,8 251,29 261,95

AS (Subterráneo) 277,37 265,18 268,96 275,88 271,98 286,26 BT 287,67 272,02 281,55 292,31 300,82 316,11

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2007 2008 2009 2010 2011 2012

A1 (230 kV o más) en R$/MWh

254

11.20. Evolución del precio monómico del SING (34)

Mes

Precio Base del SING

($/kWh)

Precio medio real ($/kWh)

Precio medio por ventas a largo plazo ($/kWh)

Tipo de cambio a

$us

Precio Base del SING

($us/MWh)

Precio medio real ($us/MWh)

Precio medio por ventas a largo

plazo ($us/kWh)

jul-‐11 65,058 64,805 462,94 140,53 139,99

ago-‐11 65,058 63,347 466,79 139,37 135,71

sep-‐11 65,058 62,569 483,69 134,50 129,36

oct-‐11 65,058 62,061 511,74 127,13 121,27

nov-‐11 60,556 60,556 805,44 75,18 75,18

dic-‐11 60,556 60,050 517,17 117,09 116,11

ene-‐12 60,556 59,798 501,34 120,79 119,28

feb-‐12 60,556 60,372 481,49 125,77 125,39

mar-‐12 60,556 61,397 485,4 124,75 126,49

abr-‐12 60,556 60,246 54,668 486 124,60 123,96 112,49

may-‐12 59,141 59,141 54,808 497,09 118,97 118,97 110,26

jun-‐12 59,141 57,700 54,593 505,63 116,96 114,12 107,97

jul-‐12 59,141 55,820 53,237 491,93 120,22 113,47 108,22

ago-‐12 59,141 56,219 51,130 480,99 122,96 116,88 106,30

sep-‐12 59,141 57,191 49,303 474,97 124,52 120,41 103,80

oct-‐12 59,141 56,635 47,627 475,36 124,41 119,14 100,19

nov-‐12 56,849 56,849 46,507 480,57 118,29 118,29 96,77

dic-‐12 56,849 54,735 45,923 477,13 119,15 114,72 96,25

ene-‐13 56,849 52,323 44,512 472,67 120,27 110,70 94,17

feb-‐13 56,849 51,870 43,873 472,34 120,36 109,81 92,88

mar-‐13 56,849 51,988 44,355 472,48 120,32 110,03 93,88

abr-‐13 56,849 52,591 44,618 475,34 119,60 110,64 93,87

may-‐13 56,849 53,065 45,416 484,56 117,32 109,51 93,73

jun-‐13 56,849 51,825 45,047 503,86 112,83 102,86 89,40

jul-‐13 56,849 51,955 45,063 508,6 111,78 102,15 88,60

255

11.21. Tarifas media de distribución sin impuestos Paraguay

(35)

2007 2008 2009 2010 2011 Residencial 355,8 353,4 354 352,9 362

Comercial 344,6 343,7 339 339,1 343,2 Industrial 214,4 223,9 232,1 229,9 241,1

General 272,3 265,5 279,2 290,1 273,7

Gubernamental 279,5 274,1 215,7 202,6 262,2 Alumbrado público 476,8 453,3 398,4 401 376,9

Promedio nacional 311,1 311 310 307,5 318,2

Tipo de cambio (G$ a $US)

2007 5.023,2305 2008 4.323,9795

2009 4.958,812 2010 4.747,0751

2011 4.182,0976

11.22. Cálculo del costo monómico de transmisión para

termoeléctricas a GN



Anualidad (10%) 61,289 Millones de U$D/año

Costo Fijo O&M (3%) 14,811 Millones de U$D/año

Generación Anual 9.420 GWh/año

Costo monómico de transmisión 8,079 U$D/MWh

256

11.23. Detalle de cálculo de costo monómico por proyecto

de exportación seleccionado

Debido que los costos monómicos de generación de termoeléctricas a GN son datos del

CNDC, solo se expondrá el detalle de cálculo del costo monómico de los proyectos

hidroeléctricos y geotérmicos seleccionados en este estudio. La estructura de costos

presentada más abajo es la misma utilizada por el CNDC en el Plan Óptimo de Expansión

del SIN.

11.23.1. Cañehuecal

Cañehuecal -‐ E Cantidad Unidad

Costos Fijos

Inversión Generación (Año de puesta en marcha) 879,84 Millones de U$D



Costo Fijo O&M (1,5%) 13,20 Millones de U$D/año





Costo Total Fijo Anual 143,91 Millones de U$D/año

Costos Variables

O&M 1 U$D/MWh


Costo Total Variable Anual 2 Millones de U$D/año

COSTO TOTAL ANUAL (Fijo+Variable) 145,91 Millones de U$D/año

COSTO UNITARIO TOTAL 72,96 U$D/MWh

Generación 60,57 U$D/MWh

Transmisión 12,38 U$D/MWh

11.23.2. Las Juntas

Las Juntas -‐ T Cantidad Unidad

Costos Fijos


257









Costos Variables

O&M 1 U$D/MWh


Costo Total Variable Anual 1,35 Millones de U$D/año





11.23.3. Peña Blanca

Peña Blanca -‐ H2 Cantidad Unidad

Costos Fijos

Inversión Generación (Año de puesta en marcha) 1.253,29 Millones de U$D









Costos Variables

O&M 1 U$D/MWh






258


11.23.4. La Pesca

La Pesca -‐ J Cantidad Unidad

Costos Fijos

Inversión Generación (Año de puesta en marcha) 1.510,60 Millones de U$D









Costos Variables

O&M 1 U$D/MWh







11.23.5. Pirapó

Pirapó -‐ K3 Cantidad Unidad

Costos Fijos










Costos Variables

O&M 1 U$D/MWh

259







11.23.6. Cachuela Esperanza

Cachuela Esperanza 2 Cantidad Unidad

Costos Fijos

Inversión Generación (Año de puesta en marcha) 1.982,76* Millones de U$D









Costos Variables

O&M 1 U$D/MWh

Generación Anual 4.830,85 GWh/año






*Este dato está indexado en función de la proporción de la generación de energía

eléctrica para Brasil.

11.23.7. Laguna Colorada

Laguna Colorada 1 Cantidad Unidad

Costos Fijos



260








Costos Variables

O&M 4,5 U$D/MWh







11.24. Perfil de elevación de rutas de interconexión en anillo

de las centrales del Rio Grande

11.24.1. Nueva Subestación Santa Cruz-Las Juntas

261

11.24.2. Las Juntas-Cañehuecal

11.24.3. Cañehuecal-Peña Blanca

262

11.24.4. Peña Blanca-La Pesca

11.24.5. La Pesca-Pirapó

263

11.24.6. Pirapó-Nueva Subestación Santa Cruz

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