METODOLOGIA PARA EL MODELAJE ESTÁTICO DE UNA …

INFORME TESIS

METODOLOGIA PARA EL MODELAJE ESTÁTICO DE

UNA SUPERGRID LATINOAMERICANA

POR:

NESTOR ANDRES VERA MENESES

ASESOR:

MARIO ALBERTO RIOS M. PHD

PROFESOR TITULAR

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y

ELECTRÓNICA

BOGOTÁ D.C.

Diciembre del 2017

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Resumen

Este documento propone una metodología de largo plazo para la integración de los sistemas

eléctricos de Latinoamérica por medio de una SuperGrid, usando tecnología VSC-HVDC. Para

esto, se realiza un estudio detallado de los planes de expansión en generación, demanda y

transmisión de los países latinoamericanos considerados en el estudio, con el fin de identificar las

necesidades eléctricas del continente, también se realiza un estudio de las tecnologías actuales y

desarrollos futuros para el funcionamiento del concepto de SuperGrid. El artículo propone el

proceso marco de desarrollo del planeamiento de una SuperGrid caracterizando los sistemas

eléctricos de cada país, la definición de los criterios técnicos para seleccionar el número de nodos

DC de la SuperGrid en cada país, y los corredores tentativos para realizar las interconexiones

regionales. Posteriormente, se propone realizar una optimización de la red HVDC con el propósito

de dimensionar la capacidad de transporte necesaria de dichos corredores, de tal forma que se

cumplan los requerimientos técnicos en estado estable a la vez que se minimizan los costos de

inversión en la red DC. La optimización del problema se realiza en dos etapas, la primera aplica

métodos de evolución diferencial para la optimización de la red de transporte HVDC para cada uno

de los escenarios de generación definidos en el problema con base en escenarios climáticos. La

segunda etapa, consiste en la aplicación del “óptimo de Pareto” evaluando cada uno de los sub-

óptimos obtenidos en la etapa anterior, con base en indicadores técnico y económico para

determinar el resultado óptimo del sistema. La metodología de optimización (primera etapa) se

soporta en el análisis de flujos de carga de la red DC.

Finalmente, la metodología propuesta y las herramientas desarrolladas se emplean en el estudio de

formulación de una primera SuperGrid para Latinoamérica.

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Glosario

ADME Administración del Mercado Eléctrico (Uruguay)

ANDE Administración Nacional de Electricidad (Paraguay)

BID Banco Interamericano de Desarrollo.

CAMMESA Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Argentina)

CAN Comunidad Andina de Naciones (América del Sur)

CELEC EP Corporación Electrica del Ecuador.

CEPAL Comisión Económica para América Latina y el Caribe

CNE Consejo Nacional de Energía (El Salvador)

COES Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional.

CRIE Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (Centro América)

DE Evolución diferencial

ENEE Empresa Nacional de Energía Electrica (Honduras)

EPR Empresa Propietaria de la Red (Centro América)

EREC European Renewable Energy Conuncil

GEI Gases de Efecto Invernadero

GWh Giga vatios hora

HVDC High Voltage Direct Current (Alto voltaje en corriente directa)

LCC Line Commutated Converter

MER Mercado Regional de electricidad (Centro América)

MEER Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (Ecuador)

MIEM Ministerio de Industria, Energía y Minería (Uriguay).

MPPEE Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica (Venezuela)

MTDC Multi-Terminal high-voltaje Direct Current

MW Mega vatios

OLADE Organización Latinoamericana de Energía

PCH Pequeñas centrales hidroeléctricas

SIC Sistema Interconectado Central

SIEPAC Sistema de Interconexión Electrica de los Países de América Central

SIN Sistema Interconectado Nacional

SING Sistema Interconectado del Norte Grande (Chile)

STN Sistema de Transmisión Nacional

UNASUR Unión de Naciones Suramericanas

UPME Unidad de Planeamiento Minero Energética

VSC Voltage Source Converter

WEC World Energy Council

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Contenido

Resumen ____________________________________________________________________ 1

Glosario _____________________________________________________________________ 2

Contenido ___________________________________________________________________ 3

Índice de figuras ______________________________________________________________ 8

Índice de tablas ______________________________________________________________ 10

1 Introducción ____________________________________________________________ 13

2 Objetivos _______________________________________________________________ 15

2.1 Objetivo general _________________________________________________ 15

2.2 Objetivos específicos _____________________________________________ 15

2.3 Alcances _______________________________________________________ 15

3 Marco conceptual para el desarrollo de una SuperGrid. ________________________ 16

3.1 El concepto de una SuperGrid. _____________________________________ 16

3.2 SuperGrid en Europa _____________________________________________ 17

3.3 Operación de una SuperGrid _______________________________________ 20

3.4 HVDC ________________________________________________________ 21

3.4.1 Componentes de un Sistema de Transmisión HVDC ____________________ 22

3.4.2 Tecnologías HVDC ______________________________________________ 23

3.4.3 Tipos de conexión de sistemas de transmisión HVDC ___________________ 27

3.4.4 Ventajas y desventajas de la tecnología HVDC vs HVAC ________________ 31

3.5 UHVAC _______________________________________________________ 36

3.6 Súper Nodo ____________________________________________________ 37

4 Metodología General para el planeamiento de una SuperGrid en América Latina __ 39

4.1 Definición del horizonte de planeamiento _____________________________ 40

4.2 Caracterización de los sistemas eléctricos por país. _____________________ 40

4.3 Definición de nodos DC __________________________________________ 41

4.4 Definición de corredores de transmisión eléctrica _______________________ 41

4.5 Definición del problema a optimizar _________________________________ 42

4.6 Modelo de optimización implementado_______________________________ 43

4.6.1 Selección de escenarios de generación. _______________________________ 44

4.6.2 Algoritmo de Evolución diferencial. _________________________________ 44

4.6.3 Óptimo de Pareto. _______________________________________________ 47

5 Planeamiento de Latinoamérica ____________________________________________ 49

5.1 Guatemala _____________________________________________________ 49

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5.1.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 49

5.1.2 Política energética _______________________________________________ 50

5.1.3 Generación _____________________________________________________ 51

5.1.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 52

5.1.5 Sistema de transmisión ___________________________________________ 53

5.2 El Salvador _____________________________________________________ 53



5.2.3 Generación _____________________________________________________ 54



5.3 Honduras ______________________________________________________ 57



5.3.3 Generación _____________________________________________________ 58



5.4 Nicaragua ______________________________________________________ 60



5.4.3 Generación _____________________________________________________ 61



5.5 Costa Rica _____________________________________________________ 63


5.5.2 Política energética. _______________________________________________ 63

5.5.3 Generación _____________________________________________________ 63



5.6 Panamá ________________________________________________________ 65



5.6.3 Generación _____________________________________________________ 67



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5.7 Colombia ______________________________________________________ 69



5.7.3 Generación _____________________________________________________ 70



5.8 Venezuela _____________________________________________________ 74


5.8.2 Generación _____________________________________________________ 75



5.9 Ecuador _______________________________________________________ 77



5.9.3 Generación _____________________________________________________ 78



5.10 Perú __________________________________________________________ 80



5.10.3 Generación _____________________________________________________ 82



5.11 Brasil _________________________________________________________ 83



5.11.3 Generación _____________________________________________________ 84



5.12 Bolivia ________________________________________________________ 87



5.12.3 Generación _____________________________________________________ 88



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5.13 Paraguay ______________________________________________________ 90



5.13.3 Generación _____________________________________________________ 91



5.14 Uruguay _______________________________________________________ 94



5.14.3 Generación _____________________________________________________ 95



5.15 Chile __________________________________________________________ 97



5.15.3 Generación _____________________________________________________ 99


5.15.5 Sistema de transmisión __________________________________________ 100

5.16 Argentina _____________________________________________________ 101

5.16.1 Demanda de energía eléctrica _____________________________________ 101

5.16.2 Política energética ______________________________________________ 102

5.16.3 Generación ____________________________________________________ 102

5.16.4 Potenciales de Generación ________________________________________ 103

5.16.5 Sistema de transmisión __________________________________________ 103

6 Red latinoamericana ____________________________________________________ 105

6.1 Demanda de energía eléctrica. _____________________________________ 105

6.2 Generación ____________________________________________________ 105

6.3 Potenciales de generación. ________________________________________ 107

7 Contexto sociopolítico de la integración energética en Latinoamérica ____________ 111

7.1 Escenarios energéticos de Latinoamérica ____________________________ 113

8 Conexiones internacionales en Latinoamérica _______________________________ 116

8.1 SIEPAC ______________________________________________________ 116

8.2 Colombia-Panamá ______________________________________________ 116

8.3 Colombia-Venezuela ____________________________________________ 116

8.4 Colombia-Ecuador ______________________________________________ 117

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8.5 Venezuela-Brasil _______________________________________________ 117

8.6 Ecuador-Perú __________________________________________________ 117

8.7 Chile-Argentina ________________________________________________ 117

8.8 Argentina-Uruguay _____________________________________________ 117

8.9 Argentina-Paraguay _____________________________________________ 118

8.10 Brasil-Paraguay ________________________________________________ 118

8.11 Brasil-Uruguay_________________________________________________ 118

8.12 Brasil-Argentina________________________________________________ 118

8.13 Brasil-Bolivia __________________________________________________ 119

8.14 Resumen de interconexiones en Suramérica __________________________ 119

9 Modelo caso de estudio __________________________________________________ 121

9.1 Supuestos de la SuperGrid ________________________________________ 121

9.2 Configuración geográfica del caso de estudio. ________________________ 122

9.3 Escenarios de generación. ________________________________________ 126

10 Resultados caso de estudio ______________________________________ 129

10.1 Resultados a mediano plazo (Año 2030) _____________________________ 129

10.2 Resultados a largo plazo (Año 2050) ________________________________ 131

11 Conclusiones __________________________________________________ 134

12 Trabajo futuro ________________________________________________ 136

13 Referencias ___________________________________________________ 137

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Índice de figuras

Figura 3.1: Roadmap SuperGrid europea escenario 2050, -80% emisiones GEI [14] ................... 18

Figura 3.2: perspectivas de desarrollo de una red integrando nuevas tecnologías [15] ................. 19

Figura 3.3 Principales componentes de un sistema HVDC [19] .................................................... 22

Figura 3.4 Disposición de una estación conversora para HVDC [18] [20] .................................... 23

Figura 3.5 Sistema HVDC con estaciones conversoras LCC [22] ................................................. 24

Figura 3.6 Diagrama P-Q para un sistema HVDC-VSC [24] ........................................................ 25

Figura 3.7 Sistema HVDC con estaciones conversoras VSC [18] [24] ......................................... 26

Figura 3.8 Enlace HVDC con conexión monopolar con retorno metálico [19] ............................. 27

Figura 3.9 Enlace HVDC con conexión monopolar con retorno por tierra [19] ............................ 28

Figura 3.10 Enlace HVDC-VSC con conexión bipolar con retorno por tierra [19] ....................... 28

Figura 3.11 Enlace HVDC con conexión back-to-back [19] ......................................................... 29

Figura 3.12 Enlace HVDC con conexión multiterminal [19] ........................................................ 29

Figura 3.13 Sistema HVDC Grid. [26] .......................................................................................... 30

Figura 3.14 Enlace HVDC con conexión unitaria .......................................................................... 31

Figura 3.15 Límites técnicos de la transmisión AC en función de la distancia [27] ...................... 32

Figura 3.16 Comparación en el tamaño de las torres AC-DC con una capacidad igual de 3GW. a)

800kV-AC b) 500kV-DC [14] ....................................................................................................... 33

Figura 3.17 Comparación de costos de desarrollo de HVDC y HVAC vs longitud [25] [32] ....... 35

Figura 3.18 Esquema de un Súper Nodo [36] ................................................................................ 37

Figura 4.1 Metodología general para el planeamiento de una SuperGrid en Latinoamérica ......... 39

Figura 4.2 Diagrama de flujo del proceso de optimización ........................................................... 43

Figura 4.3 Esquema utilizado basado en el Óptimo de Pareto ....................................................... 47

Figura 5.1 Esquema unifilar del sistema de transmision de Guatemala [43] ................................. 53

Figura 5.2 Sistema de transmisión de El Salvador [47] ................................................................. 56

Figura 5.3 Esquema unifilar del sistema de transmision de Honduras [43] ................................... 59

Figura 5.4 Esquema unifilar del sistema de transmision de Nicaragua [43] .................................. 62

Figura 5.5 Esquema unifilar del sistema de transmision de Costa Rica [43] ................................. 65

Figura 5.6 Esquema unifilar del sistema de transmision de Panamá [43] ..................................... 69

Figura 5.7 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Colombia actual [56] ....................... 73

Figura 5.8 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Colombia proyectado al 2030 [56] ... 74

Figura 5.9 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Venezuela 2010 [60] ......................... 77

Figura 5.10 Esquema unifilar y disposición geográfica del sistema de transmisión de Ecuador

considerando los próximos proyectos de expansión [64] ............................................................... 80

Figura 5.11 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Perú actual [66] ............................... 83

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Figura 5.12 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Brasil actual [71] ............................ 87

Figura 5.13 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Bolivia proyectado para el 2022 [72]

........................................................................................................................................................ 90

Figura 5.14 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Paraguay actual [74] ....................... 93

Figura 5.15 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Paraguay proyectado para el 2023 [74]

........................................................................................................................................................ 94

Figura 5.16 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Uruguay previsto al 2017 [77] ........ 97

Figura 5.17 Esquema unifilar del sistema de transmisión de SING Chile actual [79] ................. 100

Figura 5.18 Esquema unifilar del sistema de transmisión de SIC Chile actual [79] .................... 101

Figura 5.19 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Argentina norte actual [85] ........... 104

Figura 5.20 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Argentina sur actual [85] .............. 104

Figura 6.1 Participación de recursos primarios en la generación de energía eléctrica en

Latinoamérica ............................................................................................................................... 106

Figura 6.2 esquema geográfico la distribución y cuantificación de recursos de los recursos en

América del Sur [59] .................................................................................................................... 108

Figura 7.1 Proyección de demanda de petróleo y gas natural para los escenarios planteados por el

WEC [86] ..................................................................................................................................... 115

Figura 7.2 Proyección de emisión de GEI para los 3 escenarios planteados por el WEC [86] .... 115

Figura 9.1 Mapa esquemático de la SuperGrid para el caso de estudio ....................................... 126

Figura 10.1 transporte de potencia máxima estimado en la SuperGrid Latinoamericana para un

horizonte de tiempo de largo plazo .............................................................................................. 133

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Índice de tablas

Tabla 3.1: Dimensionamiento Roadmap SuperGrid europea escenario 2050, -80% emisiones GEI

[14] ................................................................................................................................................. 18

Tabla 3.2 Comparación entre tecnologías HVDC-LCC y HVDC-VSC [25] ................................. 27

Tabla 3.3 Rangos de Servidumbres utilizados en Estados Unidos [30] ......................................... 33

Tabla 3.4 Ancho de la zona de servidumbre de líneas de transmisión [m] [31] ............................ 34

Tabla 5.1 Escenarios de demanda .................................................................................................. 50

Tabla 5.2 Potencia instalada según tecnología en Guatemala (dic 2014) [41] ............................... 51

Tabla 5.3 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Guatemala [41] ........ 51

Tabla 5.4 Plantas candidatas por recurso para el periodo 2015-2030 ............................................ 52

Tabla 5.5 Proyección de Demanda de energía eléctrica en El Salvador [44] ................................. 54

Tabla 5.6 Potencia instalada según tecnología en Guatemala (dic 2016) [44] .................... 54

Tabla 5.7 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en El Salvador [46] ...... 55

Tabla 5.9 Resumen del potencial energético de El Salvador por recurso. ..................................... 56

Tabla 5.9 Proyección de demanda de energía eléctrica en Honduras 2017-2031 [48] .................. 57

Tabla 5.10 Potencia instalada según tecnología en Honduras (dic 2014) [46]............................... 58

Tabla 5.11 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Honduras [46]........ 58

Tabla 5.12 Potenciales de generación en Honduras por recurso. ................................................... 59

Tabla 5.13 Proyección de demanda de energía eléctrica en Nicaragua 2016-2030 [50] ................ 60

Tabla 5.14 Potencia instalada según tecnología en Nicaragua (dic 2014) [46] .............................. 61

Tabla 5.15 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Nicaragua [46] ....... 61

Tabla 5.16 Resumen del potencial energético de Nicaragua por recurso. ...................................... 62

Tabla 5.17 Proyección de demanda de energía eléctrica en Costa Rica 2016-2030 ..................... 63

Tabla 5.18 Potencia instalada según tecnología en Costa Rica (dic 2014) [46] ............................. 64

Tabla 5.19 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Costa Rica [46] ...... 64

Tabla 5.20 Resumen del potencial energético de Costa Rica por recurso ...................................... 65

Tabla 5.21 Proyección de demanda de energía eléctrica en Panamá 2015-2030 [54] ................... 66

Tabla 5.22 Potencia instalada según tecnología en Panamá (dic 2014) [46] ................................. 67

Tabla 5.23 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Panamá [46] .......... 67

Tabla 5.24 Resumen del potencial energético de Panamá por recurso .......................................... 68

Tabla 5.25 Proyección de demanda de energía eléctrica en Colombia 2016-2030 [56] ................ 70

Tabla 5.26 Potencia instalada según tecnología en Colombia (dic 2016) [56] .............................. 71


Tabla 5.28 Proyección de demanda de energía eléctrica en Venezuela 2016-2030 ....................... 75

Tabla 5.29 Potencia instalada según tecnología en Venezuela (dic 2013) ..................................... 75

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Tabla 5.30 Resumen del potencial energético de Venezuela por recurso ..................................... 76

Tabla 5.31 Proyección de demanda de energía eléctrica en Ecuador 2016-2030 [61] ................... 78

Tabla 5.32 Potencia instalada según tecnología en Ecuador (dic 2014) [62] ................................. 78


Tabla 5.34 Proyección de demanda de energía eléctrica en Perú 2016-2030 [65] ......................... 81

Tabla 5.35 Potencia instalada según tecnología en Perú (dic 2015) .............................................. 82

Tabla 5.36 Resumen del potencial energético de Perú por recurso [65] ........................................ 82

Tabla 5.37 Proyección de demanda de energía eléctrica en Brasil 2016-2030 [67] ...................... 84

Tabla 5.38 Potencia instalada según tecnología en Brasil (dic 2014) ............................................ 85

Tabla 5.39 Resumen del potencial energético de Brasil por recurso [70] ...................................... 86

Tabla 5.40 Proyección de demanda de energía eléctrica en Bolivia 2016-2030 [72] .................... 88

Tabla 5.41 Potencia instalada según tecnología en Bolivia (dic 2013) [73] .................................. 89

Tabla 5.42 Resumen del potencial energético de Bolivia por recurso [72] .................................... 89

Tabla 5.43 Proyección de demanda de energía eléctrica en Paraguay 2016-2030 [74] ................. 91

Tabla 5.44 Potencia instalada en Paraguay .................................................................................... 92

Tabla 5.45 Resumen del potencial energético de Paraguay [74].................................................... 92

Tabla 5.46 Proyección de demanda de energía eléctrica en Uruguay 2016-2030 [76] .................. 95

Tabla 5.47 Potencia instalada según tecnología en Uruguay (dic 2015) [78] ................................ 96

Tabla 5.48 Resumen del potencial energético de Uruguay por recurso ........................................ 96

Tabla 5.49 Potencia instalada según tecnología en Chile (dic 2016) ............................................. 99

Tabla 5.50 Resumen del potencial energético de Chile ................................................................. 99

Tabla 5.51 Proyección de demanda de energía eléctrica en Argentina 2016-2030 [83] .............. 102

Tabla 5.52 Potencia instalada en Argentina Febrero 2017 [84] ................................................... 102

Tabla 5.53 Resumen del potencial energético de Argentina ........................................................ 103

Tabla 6.1 Proyección de demanda de energía eléctrica en Latinoamérica 2016, 2030 y 2050 .... 105

Tabla 6.2 Potencia instalada en Latinoamérica 2016 ................................................................... 106

Tabla 6.3 Proyectos hidroeléctricos de gran escala Binacionales ................................................ 107

Tabla 6.4 Resumen del potencial energético de América del Sur por país y recurso [59] ........... 108

Tabla 6.5 Matriz energética proyectada en América Latina para mediano plazo. ....................... 109

Tabla 6.6 Potencial de generación teórico en América Latina para un escenario de largo plazo. 110

Tabla 7.1 Resumen comparativo de los escenarios planteados por WEC para Latinoamérica [86]

...................................................................................................................................................... 114

Tabla 8.1 Resumen conexiones internaciones en Suramérica (2014). ......................................... 120

Tabla 9.1 Subestaciones propuestas para el caso de estudio en el escenario climático intermedio

...................................................................................................................................................... 122

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Tabla 9.2 Líneas de la red propuesta para el caso de estudio ....................................................... 124

Tabla 9.3 Factor de planta por fuente de generación ................................................................... 127

Tabla 9.4 Escenarios de generación para el caso de estudio. ....................................................... 128

Tabla 10.1 Resultado óptimo para mediano plazo ....................................................................... 129

Tabla 10.2 Resultado óptimo para largo plazo ............................................................................. 131

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1 Introducción

En el marco del COP21 de Paris, la mayoría de los países del mundo han adquirido fuertes

compromisos para mitigar sus emisiones de gases de efecto invernadero. En la conferencia del

COP21, se expuso que la tercera actividad con mayor tasa de emisiones es la generación de energía

eléctrica, razón por la cual esta industria se está volcando hacia una inclusión masiva de energías

renovables con el fin de cumplir con los compromisos adquiridos. Por supuesto, es claro que la

industria de la energía eléctrica mantiene una fuerte inercia tecnológica debido al alto costo de

inversión en la infraestructura de los sistemas; por lo cual, es totalmente inviable plantear una

sustitución total de la tecnología actual por sistemas renovables. Así, el objetivo actual de los

sistemas debe centrarse en la coexistencia de las diferentes tecnologías diversificando la canasta

energética y, a su vez, mejorando índices de confiablidad dentro de cada sistema eléctrico [1].

En respuesta a estas nuevas necesidades a nivel mundial se ha planteado el concepto de SuperGrid,

el cual consiste en establecer interconexiones entre sistemas eléctricos colindantes, conectando

eléctricamente continentes enteros. Se prevé con las SuperGrid facilitar la integración de energías

renovables a gran escala al crear un equilibrio considerando una gran diversificación en la canasta

energética de los diferentes países que se encuentren interconectados a través de la SuperGrid. Por

supuesto, para su desarrollo se crea la necesidad de nuevas tecnologías, muchas de las cuales están

en fase de prototipo o aun presentan limitaciones de capacidad y costos. Tecnologías como HVDC

based on line-commutated converter (LCC-HVDC) technology o HVDC based on voltage source

converter (VSC-HVDC), HVDC multiterminal, HVDC Grids, baterías de alta potencia, sistemas

de control de macro sistemas, entre otras tecnologías; son indispensables para la ejecución óptima

de un proyecto a gran escala como una SuperGrid [2] [3].

En la actualidad, Europa y América del Norte han desarrollado planes de interconexión bajo el

concepto de SuperGrid, planes que servirán como lección aprendida para realizar un planeamiento

óptimo de una SuperGrid en Latinoamérica. Estos proyectos en ejecución evidencian numerosas

ventajas en términos de [4] [5]:

Seguridad de suministro, por el aumento de la confiablidad, la independencia de mercados

energéticos volátiles y por la redistribución de la energía generada.

Provisión de energía renovable, las plantas de generación eléctrica renovable en su

mayoría tienen un principio de intermitencia en el servicio que es minimizado al aumentar

la masa inercial del sistema [6].

Comercio internacional de energía, al aumentar el número de agentes presentes en el

sistema, se presume que la interacción entre dichos agentes en franca competencia fije

bajo un principio optimización del mercado un mejor precio.

Al considerar el potencial energético en Latinoamérica, se encuentran abundantes recursos a lo

largo del continente, recursos tanto convencionales (petrolíferos, gasíferos, carboníferos e

hidráulicos a gran escala) como recursos no-convencionales o renovables. Este gran potencial

energético puede fomentar la cooperación de las diferentes naciones para la integración regional

[7].

Entidades del continente como la Organización Latinoamericana de Energía, OLADE, y el Banco

Interamericano de Desarrollo de América Latina, CAF, han encontrado en esta propuesta una

oportunidad de desarrollo importante de la región [8]. Actualmente, el continente ha avanzado en

términos de una SuperGrid en América Central el proyecto de SIEPAC (Sistema de Interconexión

Electrica para los Países de América Central). Por otra parte, se conocen otros proyectos de

interconexión regional como el SINEA (Sistema de Interconexión Electrica Andina) el cual plantea

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la interconexión de 5 países de Suramérica (Colombia, Ecuador, Perú, Bolivia y Chile). Sin

embargo, todos estos proyectos de conexiones internacionales se han modelado, planeado e

implementado como proyectos independientes.

Este proyecto se encuentra enmarcado en la necesidad de ver a Latinoamérica como un solo sistema

eléctrico integrado. Se busca brindar los lineamientos específicos para modelar un sistema

completo del continente, dando la metodología necesaria para realizar estudios de estado estable y

determinar viabilidad técnica de las futuras interconexiones proyectadas además de exponer las

necesidades de transporte de energía en el continente.

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2 Objetivos

2.1 Objetivo general

Formular una metodología para el análisis de estado estable de una SuperGrid Latinoamericana.

2.2 Objetivos específicos

Identificar los beneficios técnicos de la ejecución de una SuperGrid en Latinoamérica.

Realizar una revisión del estado del arte de los planes de expansión de los países

latinoamericanos, identificando necesidades de demanda, oportunidades de generación

eléctrica, proyectos de expansión y política energética local.

Recolectar información sobre las interconexiones en funcionamiento, fuera de servicio, en

construcción o en fase de planeación, entre países latinoamericanos.

Recolectar información técnica sobre las interconexiones necesarias para el planeamiento

de una SuperGrid en Latinoamérica.

Identificar restricciones técnicas en las interconexiones entre sistemas de trasmisión.

Validar la metodología planteada con un caso de estudio particular.

2.3 Alcances

Se considerara la SuperGrid latinoamericana como la conexión de los países desde

Guatemala a la Patagonia exceptuando las Guayanas.

Se presentara un modelo de red desarrollado sobre un software académico capaz de realizar

pruebas de estado estable en la SuperGrid.

Se consideran estudios de estado estable: flujos de carga.

Se utilizaran tecnologías con modelos desarrollados en los softwares comerciales.

Se expondrá un único caso de estudio como solución a la creación de una SuperGrid en

Latinoamérica e implementación de la metodología propuesta.

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3 Marco conceptual para el desarrollo de una SuperGrid.

3.1 El concepto de una SuperGrid.

SuperGrid es un concepto creado en Europa para denominar la red de transmisión de energía

eléctrica que conecta o conectará a todos los países de Europa, el norte de África, el medio oriente

y Rusia. De forma general, la idea es realizar interconexiones entre redes nacionales de transmisión,

asumiendo éstas como áreas independientes de un sistema macro.

Dichas interconexiones tienen como características principales: largas distancias de conexión y

grandes capacidades de transporte. Estas características limitan las tecnologías a implementar en

los proyectos, tecnologías como el HVAC (tecnología más utilizada en transmisión de energía)

tiene limitaciones de estabilidad ante altas distancias y limitaciones de transporte dependiente del

nivel de voltaje. Por lo cual, se necesita el desarrollo de las tecnologías vanguardistas que permitan

mejorar las distancias y las capacidades de transporte, principalmente la tendencia en los grandes

proyectos está dirigida hacia la implementación de tecnólogas UHVAC y HVDC

Con la interconexión de diversos sistemas eléctricos, se espera facilitar la integración de las

energías renovables a gran escala logrando equilibrio entre las fuentes de energía considerando una

diversificación de las canastas de generación y el aprovechamiento de los recursos naturales de

cada zona de la SuperGrid. Adicionalmente, la introducción de líneas con grandes capacidades de

trasporte complementará el despliegue de soluciones locales (sistemas nacionales) al añadir

flexibilidad de nuevos sistemas de “microgrids”. [9]

La implementación de una SuperGrid lleva a múltiples beneficios técnicos, económicos y

ambientales. Por ejemplo, al aumentar la masa inercial del sistema, la respuesta ante una falla en

cualquier parte de la SuperGrid donde se presente un cambio repentino de voltaje y frecuencia,

muchos generadores ubicados a grandes distancias podrán responder ante la contingencia

minimizando las afectaciones al sistema. Otro ejemplo de beneficios técnicos a nivel de pérdidas

se presenta en el desperdicio en la capacidad de generación de algunas plantas eléctricas,

actualmente, cuando se presentan fuertes temporadas de lluvia las represas hidroeléctricas deben

liberar recurso hídrico al no tener requerimiento inmediato de la energía, con la SuperGrid se puede

plantear una producción plena de las plantas bajo estas condiciones y enviarla a grandes distancias

donde pueda ser consumida. Además de las plantas hidráulicas, los generadores renovables en

condiciones de alto recuso renovable y baja demanda deben realizar desconexiones de unidades de

generación para reducir la generación innecesaria, de esta forma se puede garantizar que toda o casi

toda la energía generada sea consumida mejorando la eficiencia del sistema. [10]

Generalmente en los sistemas eléctricos el principal consumo de energía eléctrica se focaliza en los

centros urbanos, y los recursos naturales para la generación renovable se encuentran en zonas

aisladas del sistema, otro de los beneficios asociados al desarrollo de una SuperGrid es el trasporte

de la energía generada en zonas aisladas hasta los centros urbanos con altas necesidades energéticas,

mediante líneas de trasmisión de grandes distancias y con altas capacidades de transmisión, esto en

un marco de responsabilidad ambiental abre espacio a la inclusión masiva de generación renovable

en todo el sistema.

Desde una perspectiva de mercado, integrando una gran cantidad de mercados eléctricos se espera

que el aumento de agentes en el mercado cree un sistema de competencia que mejore la eficiencia

del mercado y disminuya los precios de la energía, según los modelos de mercado de Sally Hunt

[11].

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3.2 SuperGrid en Europa

En Europa existe una fuerte preocupación por la seguridad energética y el cambio climático. En los

últimos años la comunidad europea ha tomado diversos compromisos para la mitigación en las

emisiones de CO2, lo cual limita en una fuerte medida el uso de combustibles fósiles dentro de la

canasta energética del continente, presentando nuevos retos al sector para la incorporación masiva

de energías basadas en recursos renovables, recursos que en su mayoría se encuentran en zonas

aisladas del continente.

Puntualmente los objetivos y compromisos de la UE son:

Para el año 2020 una reducción en la emisión de GEI de un 20% con respecto al año 1990

Para el año 2030 una reducción en la emisión de GEI de un 40% con respecto al año 1990

Para el año 2050 una reducción en la emisión de GEI de entre 80-95% con respecto al año

1990

Para el año 2030 una canasta energética con por lo menos un 27% de participación de

energías renovables

Garantizar la seguridad energética. [12]

En términos de seguridad energética, la preocupación yace en la dependencia a los combustibles

fósiles, debido a que en general la UE no cuenta con los recursos de materia prima (Petróleo, carbón

y gas) creando una dependencia con el mercado exterior, la volatilidad de dicho mercado refleja un

riesgo latente para la seguridad energética de los países.

En respuesta a esta problemática se planteó el uso de diversas tecnologías a implementar con el fin

de cumplir el objetivo de disminuir emisiones de CO2 y mejorar la seguridad energética en el

continente, se planean tecnologías de “Smart Grid”, “Microgrids” en marcadas en un gran proyecto

denominado SuperGrid.

La UE con miras al desarrollo de una SuperGrid paneuropea se crearon diversas organizaciones y

consorcios, tanto públicos como privados, la más notable de estas organizaciones es “Friends of

the SuperGrid” (FOSG), dicha organización tiene como miembros a las principales compañías de

energía eléctrica del mundo como: ABB, General Electric, Siemens, entre otras compañías locales

de Europa. [13]

Como primer pasó de diseño, que denominan “diseño conceptual” siguen 3 directrices principales:

Diversificación de la canasta energética en el continente

Identificación de los potenciales de generación y localización de las cargas del sistema

Selección de la tecnología necesaria para cada conexión. [14]

Se plantea de forma preliminar las oportunidades de generación y consumo de energía en todo el

continente, se considera el año 2050 con una meta del 80% de reducción de emisiones de GEI y se

determinaron las magnitudes en la transferencia de potencia pico, en la Figura 3.1 y en la Tabla 3.1

se muestra los resultados de este análisis preliminar.

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Figura 3.1: Roadmap SuperGrid europea escenario 2050, -80% emisiones GEI [14]

Tabla 3.1: Dimensionamiento Roadmap SuperGrid europea escenario 2050, -80% emisiones GEI [14]

Interconexión Capacidad adicional

(Existente) [GW]

Utilización

anual [%]

UK&Ireland-France 10(2) 78

UK&Ireland-Nordic 4(0) 90

UK&Ireland-Benelux&Germany 5(0) 81

France-Iberia 46(1) 74

France-Benelux&Germany 14(6) 77

France-Central Europe 12(3) 89

France-Italy&Malta 0(3) 92

Nordic-Benelux&Germany 0(3) 85

Nordic-Poland&Baltic 3(1) 72

Benelux&Germany-Central EU 7(4) 68

Benelux&Germany-Poland&Baltic 12(1) 82

Central EU-Poland&Baltic 0(2) 72

Central EU-South East EU 7(2) 76

Central EU-Italy&Malta 0(5) 69

South East EU-Italy&Malta 8(1) 74

Total 127(34)

Con la información anterior se puede dimensionar las necesidades de líneas de interconexión en

todo el continente, es importante destacar que es un análisis conceptual solo es una guía para

dimensionar ordenes de magnitud.

La estructura básica que sigue el mapa de ruta implementado en la SuperGrid europea es la

presentada por Siemens donde se busca integrar las “Micro Grids” en “Smart Grids” y a su vez en

la SuperGrid como lo muestra la Figura 3.2 [15].

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Figura 3.2: perspectivas de desarrollo de una red integrando nuevas tecnologías [15]

El diseño busca cambiar el esquema jerárquico unidireccional tradicional por un sistema versátil

de conexiones, cargas y generación en todos los niveles de la red, este modelo propuesto por

Siemens brinda mayor confiabilidad en el sistema al crear diversos caminos de suministro de

energía la red es menos propensa a interrupciones de suministro [15].

En FOSG se plantean tres etapas para la ejecución de la SuperGrid, se dividen las etapas

temporalmente, la primera es el presente donde se busca remplazar las plantas térmicas y nucleares

principalmente de Alemania por plantas eólicas tanto “Offshore” como “Onshore” de gran

capacidad, priorizando el uso de la tecnología HVAC en las conexiones de distancia cortas

(<100km) y tecnología HVDC VSC para las distancias largas. Para estas plantas eólicas se crea la

iniciativa North Seas Countries Offshore Grid (NSCOGI) [14] [16]

La segunda etapa corresponde al futuro cercano (antes del 2020). Las metas en esta atapa se

consideran en cuatro direcciones; en primer lugar, se busca continuar con los proyectos eólicos en

el continente para desplazar gradualmente las plantas térmicas y nucleares; en segundo, lugar se

requiere mejorar la integración de los sistemas nacionales para conseguir mayor flexibilidad en los

flujos de potencia, también se espera que los paraqués eólicos Offshore estén conectados entre sí

para lograr nuevos caminos de trasporte entre los países colindantes. El tercer objetivo, corresponde

a la estandarización de las regulaciones técnicas de los proyectos de energía en todo el continente

que brinde una base común para el planeamiento de la SuperGrid. Y por último iniciar con el

modelo necesario para establecer un sistema de mercado continental. [14]

En la última etapa para un futuro lejano (periodo 2020-2050), se espera contar en el continente con

una red totalmente integrada basada en la tecnología HVDC con una alta capacidad de trasporte,

que pueda conectar los grandes parques eólicos del norte, las plantas solares de gran escala en el

norte de áfrica, con los centros urbanos (que son los puntos principales de demanda). También se

contempla en el futuro lejano la posibilidad de conexión con la denominada SuperGrid asiática

encabezada por china, sobre esta última interconexión no se tienen investigaciones ni se encuentra

en el actual planeamiento europeo, pero si está abierta la posibilidad. [14]

De forma general todos los estudios asociados a la SuperGrid europea han arrojado como resultado

la total viabilidad técnica del proyecto planteado al 2050. Todas las tecnologías necesarias ya están

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en una etapa lo suficientemente madura para confiar en una correcta operación a la hora de ser

implementadas. Sin embargo los verdaderos retos que se perciben son a nivel regulatorio, de

mercado y financiero, barreras que en una primera etapa han sido superadas gracias a la figura de

la unión europea.

3.3 Operación de una SuperGrid

Como ya se explicó en literales anteriores el modelo de una SuperGrid busca constituirse como una

capa superior de un gran sistema de potencia como se ve en la Figura 3.2 B, sobre el sistema de la

SuperGrid se conectan los sistemas naciones. A partir de esta idea general, y considerando la

SuperGrid conformada por una red DC, se plantean los siguientes cuatro modelos operacionales

basados en la teoría expuesta en la referencia [17].

Operador Único: bajo este modelo se plantea un único operador del gran sistema continental, dicha

entidad tendría total poder tanto dela red de la SuperGrid como de los diferentes sistemas locales

(sistemas nacionales de transmisión). Este modelo tiene como gran beneficio la eficiencia del

sistema, al crear la posibilidad de optimizar los transportes de energía considerando la congestión

de las diferentes subredes del sistema minimizando las perdidas, por contraparte a nivel regulatorio

se presenta un gran impedimento al necesitar que todos los sistemas locales asociados a la

SuperGrid sean modificados para converger en un solo modelo de operación. Políticas de propiedad

pública sobre las redes naciones como las implementadas en países como Venezuela y Bolivia

impedirían la aplicación de este modelo.

Adicionalmente se necesitaría la creación de una segunda entidad internacional de regulación para

controlar y limitar el poder de mercado que el agente operador puede ejercer, y así pueda garantizar

un mercado óptimo de libre acceso e igualdad de condiciones para los diferentes agentes del sistema

(generadores, transmisores, distribuidores, comercializadores y usuarios).

Po último es importante destacar la tarea titánica que representaría el manejo operacional de un

sistema tan grande y complejo, se necesitaría realizar el trabajo de todos los agentes operacionales

hoy constituidos además del manejo adicional de la SuperGrid y los intercambios de energía entre

los sistemas locales.

Operador de la SuperGrid regulado: se configura con un único operador de red dedicado a la

SuperGrid, el cual consideraría las conexiones con los sistemas locales como fronteras de su red o

usuarios (que inyectan o consumen energía), en consecuencia los sistemas naciones continuarían

con su actual régimen de operación. De esta forma el modelo requiere de menores modificaciones

regulatorias y operaciones al interior de los sistemas locales. Otro beneficio del modelo es la

posibilidad de independizar el control de la potencia activa y reactiva, dado que la SuperGrid tiene

un principio de estructura en tecnología DC, físicamente es imposible considerar el transporte de

potencia reactiva por medio de la SuperGrid, por lo tanto se no pude plantear que el flujo de

potencia reactiva pueda ser manejado por el operador de la SuperGrid y los flujos de potencia

reactiva puede ser manejado por los operadores de red de cada sistema local interconectado,

disminuyendo así la complejidad operacional.

Operador comerciante de la SuperGrid: en este modelo la operación de la SuperGrid depende

las necesidades de intercambio de energía, de esta forma se pueden crear fronteras operacionales

dentro de la SuperGrid, como ventaja ante los demás modelos es la menor necesidad de regulación

dado que el mercado dicta las características de dicho agente, sin embargo esto requiere de un

mercado ideal sin asimetrías de información o fallas de mercado. Como desventaja, al primar el

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interés financiero sobre el interés técnico las pérdidas del sistema así como los costos por

congestión de red no necesariamente serán óptimos para el sistema.

Operador territorial: el modelo busca dividir las necesidades regulatorias entre los sistemas

conectados, manteniendo las fronteras políticas existentes, este modelo se aleja del concepto de la

SuperGrid y puede que limite los intercambios de energía como sucede actualmente en el en

contiene con las conexiones internacionales existentes. Por lo tanto no se considerara como un

modelo viable en el proyecto.

3.4 HVDC

La tecnología High Voltage Direct Current (HVDC) es un sistema de transmisión de energía

eléctrica de alta tensión en corriente continua. Aunque su uso no es muy común se utiliza

principalmente para el transporte de grandes potencias a través de largas distancias, donde la

corriente alterna presenta limitaciones, para el acople de sistemas de corriente alterna con diferentes

frecuencias de operación, o para el acople de sistemas de corriente alterna asíncronos.

La transmisión de electricidad como forma de transporte de energía tiene cerca de 130 años de

historia. Sin embargo, el primer enlace en HVDC se realizó hace aproximadamente 60 años. Aun

cuando los primeros desarrollos eléctricos se presentaron en corriente continua (DC), como la

invención de la pila eléctrica por Alejandro Volta (1799) o la bombilla de vacío atribuida a Thomas

Edison (1879), en la generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica predominó la

corriente alterna (AC). A partir de dichos descubrimientos se desarrollaron las primeras baterías y

generadores en DC, por lo que se planteó realizar la distribución en este formato. Por esa razón en

1882, en Alemania se construyó la primera línea de transmisión de 2 kVDC con una longitud de 50

km y las primeras redes de distribución en Europa y Estados Unidos se utilizaron en baja tensión

DC. Infortunadamente, las pérdidas en los conductores hicieron necesario replantear estos sistemas.

Gracias a los avances técnicos en equipos y máquinas eléctricas como generadores y

transformadores AC fue posible mejorar significativamente la eficiencia de la transmisión de

energía. Esto y la introducción de los sistemas trifásicos, ponderaron el uso y la implementación de

la transmisión y distribución AC sobre la DC. No obstante, la tecnología DC se siguió desarrollando

en paralelo bajo la dirección del Dr. Uno Lamm, considerado el padre del HVDC. Fue así como en

1954 se construyó el primer sistema comercial en HVDC basado en válvulas de arco de mercurio.

Éste consistía en un enlace submarino entre la isla de Gotland y Suecia, que operaba a 10 kV, a una

potencia nominal de 20 MW y una longitud de 98 km.

Con el paso del tiempo la tecnología evolucionó ampliamente, desde los diodos y tubos de vacío

utilizados a principio del sigo XX, pasando por las válvulas de arco de mercurio, la primera y

segunda generación de tiristores (1970 y 1980) y el desarrollo de la tecnología de estado sólido con

los transistores de potencia IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor) en el siglo XXI. Esta

evolución permitió considerar la tecnología HVDC como una opción viable en casos donde se

requiere transportar grandes cantidades de potencia a través de cientos e incluso miles de kilómetros

[18].

En los últimos años, este tipo de sistema de transmisión ha adquirido gran importancia dada su

versatilidad en cuanto a la gestión de la potencia. Los enlaces HVDC además de hacer posible el

transporte eficiente de energía a lo largo de distancias mayores que en AC, han permitido la

interconexión de grandes sistemas AC, que pueden, incluso, operar a diferentes frecuencias, y

adicionalmente, evitan que las fallas se transmitan de un sistema al otro. Otra de sus características

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más importantes es que posee una capacidad de transmisión superior que un sistema de corriente

alterna, empleando la misma infraestructura. Por otra parte, el control de los flujos de potencia a

través de estos enlaces, puede ser tanto automático como programado por un operador, según sea

la necesidad, lo que es muy útil en sistemas interconectados o con generación renovable.

Los sistemas HVDC sirven de enlace entre dos sistemas de corriente alterna, por ello, están

constituidos por cuatro componentes principales: estaciones conversoras en cada extremo del

enlace, la línea de transmisión DC, filtros y el sistema de control. Las estaciones conversoras operan

como rectificador AC-DC a un lado de la línea y como inversor DC-AC al otro. Según el tipo de

semiconductor que se emplee en las estaciones se diferencia dos tipos de tecnología HVDC: LCC

(Line Commutate Converter) que se basa en tiristores y VSC (Voltage Source Converter) que

funciona con base en transistores de potencia IGBT, cada una de estas tecnologías cuenta con

ciertas ventajas y limitaciones. Las diferencias entre las tecnologías HVDC-LCC y HVDC-VSC

dan lugar a diferentes topologías de conexión entre las estaciones, filtrado pasivo o activo y

requieren de sistemas de control diferentes.

Por otra parte, la transmisión HVDC aún no cuenta con un tipo de estándar o reglamento técnico

que normalice esta clase de sistemas. Por esta razón, en la práctica se encuentran proyectos

implementados con niveles de tensión y potencia muy diferentes entre sí. No obstante, para

transmisión se pueden identificar voltajes de operación frecuentes como 100, 230, 300, 500 kV y

los más altos de 600 y 800 kVDC. En cuanto a la potencia transmitida, se evidencian capacidades

nominales desde unos 100 MW hasta los 6 o 10 GW.

En esta revisión del estado del arte de la tecnología HVDC se abordarán las tecnologías que se

utilizan actualmente, las configuraciones de conexión típicas, las ventajas y desventajas de la

tecnología HVDC sobre HVAC como el uso de servidumbres o derechos de vía (Rights of Way –

ROW) y los costos asociados.

3.4.1 Componentes de un Sistema de Transmisión HVDC

Los sistemas HVDC se emplean para conectar sistemas de corriente alterna entre sí, por esta razón

cuentan con dos estaciones conversoras, una a cada extremo de la línea, lo que significa que para

transmitir la energía es necesario realizar dos procesos de conversión uno AC-DC y otro DC-AC.

A su vez, en las estaciones conversoras se requiere el uso de reactores de línea, filtros AC y DC,

compensación reactiva y sistemas de control. Según el tipo de semiconductor que se use en los

rectificadores e inversores se pueden dividir los sistemas HVDC en dos tipos: LCC y VSC, basados

en válvulas de tiristores e IGBTs, respectivamente. En la Figura 3.3 se muestran los principales

componentes de un enlace HVDC independientemente de la tecnología [19].

Figura 3.3 Principales componentes de un sistema HVDC [19]

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En la Figura 3.4 se presenta la disposición de equipos en una estación conversora HVDC monopolar

de 600 MW a 450 kV. Entre los componentes más destacados se encuentran las válvulas de

semiconductores (tiristores o IGBT), los transformadores específicos para aplicaciones HVDC y

los filtros, que además de reducir los armónicos en la onda de voltaje, permiten disminuir la

interferencia electromagnética, mejorar la calidad de potencia de las redes cercanas y aportan un

soporte de potencia reactiva al sistema.

Figura 3.4 Disposición de una estación conversora para HVDC [18] [20]

3.4.2 Tecnologías HVDC

Actualmente, los sistemas HVDC se pueden clasificar en dos tipos según la tecnología de las

válvulas que se emplean en las estaciones de conversión. Estas son: la tecnología HVDC-LCC (Line

Commutate Converter), también conocida como tecnología convencional y la tecnología HVDC-

VSC (Voltage Source Converter); las cuales operan a base de tiristores y transistores de potencia o

IGBTs, respectivamente. La aplicación de una u otra tecnología depende enteramente de las

restricciones de cada proyecto, pues los aspectos que las diferencian son los que determinan que

una tecnología sea aplicable o no en cada caso. A continuación, se describe cada tecnología y se

realiza una comparación entre ellas.

3.4.2.1 HVDC-LCC o HVDC Convencional

Esta tecnología es la más madura, y por tanto, la más usada en la actualidad, se basa en

convertidores de potencia de 6 o 12 pulsos compuestos por válvulas de tiristores (varios tiristores

en serie). Los tiristores son semiconductores controlables cada uno con una alta capacidad de

corriente y de voltaje de bloqueo. Por esto, es la tecnología más utilizada a la hora de transportar

grandes cantidades de potencia (1 – 10 GW) con altos niveles de tensión (300 – 800 kV). En el lado

DC el flujo de la corriente circula en una misma dirección a través de los semiconductores y una

inductancia de gran tamaño (Figura 3.5), por lo que para cambiar la dirección del flujo de potencia

es necesario cambiar la polaridad de los conversores [19]. En el lado AC, el convertidor se comporta

similar a una fuente de corriente, por esta razón los enlaces LCC se caracterizan por el flujo

unidireccional de la potencia.

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En la tecnología LCC se asigna un conversor para el control del voltaje DC en la línea y otro para

el control de la corriente DC (Id) que circula por la misma. De esta forma, según (3.1) se tiene que:

dc

dBdA

dR

VVI

(3.1)

Donde, VdA es el voltaje DC en el nodo del rectificador, VdB el voltaje DC en el nodo del inversor

y Rdc es la resistencia propia del conductor, la cual suele ser muy pequeña para evitar pérdidas [21].

Figura 3.5 Sistema HVDC con estaciones conversoras LCC [22]

Las desventajas de esta tecnología son la generación de armónicos, lo que implica el uso de filtros;

y que sólo es posible controlar su encendido, por tanto, existe un control de la potencia activa pero

no de la reactiva. Por esta razón, requiere compensación reactiva o compensadores estáticos (SVC)

para suministrar esta demanda [18]. Estas necesidades de filtrado y compensación hacen que las

estaciones para los sistemas LCC sean espacialmente grandes en comparación con la tecnología

VSC.

Por otra parte, esta tecnología presenta restricciones en cuanto al punto de conexión a la red HVAC,

pues se requiere de un punto con un nivel de cortocircuito considerablemente alto. Entre más débil

es el nodo AC en relación a la potencia nominal de la estación de conversión HVDC-LCC, mayores

son los problemas de estabilidad de voltaje y potencia, así como la ocurrencia de resonancia de

armónicos de bajo orden. El primer problema se debe a la incapacidad del sistema de proveer los

reactivos necesarios por los conversores para mantener un nivel de voltaje aceptable. El segundo

problema tiene que ver con la presencia de filtros y capacitores en derivación y su interacción con

la impedancia de la red AC, cuando el sistema es débil la impedancia podría generar resonancia a

ambos lados de la estación de conversión, lo que a su vez podría desencadenar en un punto de

operación inestable [23].

La fortaleza de una conexión AC-DC comúnmente se describe en términos del Effective Short-

Circuit Ratio (ESCR). En planeamiento de sistemas de potencia donde se contemplan conexiones

de este tipo se establece un ESCR mínimo de 2,5. No obstante, las técnicas avanzadas de control

han hecho posible operar estos sistemas aun con ESCR por debajo de 2,5, tal es el caso del enlace

HVDC Itaipú en Brasil que se diseñó para un ESCR de 1,7 [23].

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3.4.2.2 HVDC VSC

La tecnología VSC (Figura 3.7) consiste en conversores multinivel compuestos por transistores de

potencia de tipo IGBT dispuestos en serie. Aunque las válvulas de IGBT manejan capacidades de

potencia del orden de 1 GW con tensiones alrededor de los 300 kV (mucho menores en relación a

las válvulas de tiristores), presentan algunas características con las que no cuenta la tecnología

LCC. Los IGBTs tienen la ventaja de poder controlar tanto el encendido como el corte de la

conducción de corriente, lo que permite la gestión independiente de potencia activa y reactiva;

tienen la capacidad de conmutar a altas frecuencias, lo que conlleva a una respuesta dinámica rápida

y una menor cantidad de armónicos; no requieren una referencia de tensión de la red eléctrica. Al

integrar redes AC con este tipo de tecnología HVDC se incrementa su estabilidad y capacidad de

transmisión, contrario a LCC, esta tecnología no tiene ninguna limitación por nivel de corto circuito

en el punto de conexión y el flujo de potencia puede ser bidireccional. La tecnología HVDC-VSC

posibilita el control del flujo de la potencia activa, el flujo de la reactiva, el voltaje AC, el voltaje

DC y la frecuencia de operación.

Para el control se utilizan sistemas multinivel o con frecuencia modulación por ancho de pulsos

(PWM). Estos controladores generan muy poca distorsión armónica y posibilitan la operación de

los conversores de potencia en cualquiera de los cuatro cuadrantes de la Figura 3.6, tal como un

dispositivo STATCOM, manteniendo el voltaje DC constante. La estación inversora controla la

potencia activa, mientras que la estación rectificadora la reactiva [24].

Figura 3.6 Diagrama P-Q para un sistema HVDC-VSC [24]

Una estrategia de control utilizada frecuentemente es el control power-angle, el cual se basa en las

expresiones (3.2) y (3.3). De las cuales se evidencia que la potencia activa que se entrega a la red

AC es controlada al ajustar el ángulo de fase del voltaje UV a la salida del inversor y la potencia

reactiva es controlada al variar la magnitud del mismo (ver Figura 3.7).

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senX

UUP ACC (3.2)

X

UUUQ ACCC cos (3.3)

Donde

P= Potencia Activa entregada al sistema AC

Q= Potencia Reactiva entregada al sistema AC

UC= Magnitud del voltaje en el nodo a la salida del inversor

UAC= Magnitud de voltaje a la salida de la etapa de filtrado

θ = Diferencia angular entre UC y UAC

X= Reactor de línea entre los nodos

Figura 3.7 Sistema HVDC con estaciones conversoras VSC [18] [24]

No obstante, la tecnología HVDC-VSC posee varias limitaciones técnicas como un mayor nivel de

pérdidas e interferencia electromagnética debido a las altas frecuencias de conmutación y la

necesidad de conductores de características especiales para las líneas de transmisión.

La tecnología HVDC-VSC se encuentra en el mercado con diferentes nombres comerciales según

el fabricante. Las referencias comerciales más reconocidas son la versión HVDCPLUS (Power Link

Universal Systems) de Siemens, HVDC-Light de ABB y HVDC MaxSine de GE-Alstom. Los

conversores de Siemens y de GE-Alstom están basados en control multinivel, la tecnología de ABB

utiliza modulación por ancho de pulsos (PWM) para generar la onda fundamental de tensión [19].

En la Tabla 3.2 se realiza una comparación entre las dos tecnologías que se utilizan actualmente en

los sistemas de transmisión HVDC.

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Tabla 3.2 Comparación entre tecnologías HVDC-LCC y HVDC-VSC [25]

Tecnología HVDC-LCC Tecnología HVDC-VSC

Tecnología basada en Tiristores. Tecnología basada en Transistores de potencia

IGBT.

Encendido del semiconductor por acción de control. Encendido y bloqueo del semiconductor por acción

de control. Bloqueo del semiconductor depende del voltaje de la

red.

Convertidores de potencia de 6 y 12 pulsos. Convertidores de potencia multinivel y

multiterminal.

Control basado en ángulo de encendido. Estrategias de control PWM o vectorial.

Alta capacidad de potencia. Menor capacidad de potencia.

Alguna capacidad de sobrecarga. Sin capacidad de sobrecarga.

Genera distorsión amónica. Bajo contenido armónico.

Requiere grandes filtros Requiere algunos filtros pequeños

Bajas pérdidas 0,8 - 0,9% por estación conversora. Pérdidas mayores 1,1 - 1,4% por estación

conversora.

Requiere compensación reactiva del 30 - 60% de la

capacidad total.

Puede consumir e inyectar potencia reactiva como

un STATCOM.

Las estaciones conversoras necesitan amplias áreas

por los filtros y la compensación reactiva.

Reducción de un 40 - 50% del área requerida por una

estación LCC.

Menor costo de inversión. Costo de equipos elevado.

Tecnología madura. Tecnología menos madura.

3.4.3 Tipos de conexión de sistemas de transmisión HVDC

3.4.3.1 Monopolar

Esta configuración emplea un solo conductor para transmitir la electricidad entre las estaciones

conversoras, puede tener retorno por cable (retorno metálico) como en la Figura 3.8 o por tierra

mediante electrodos (Figura 3.9). La conexión monopolar se emplea normalmente en casos donde

la distancia entre las estaciones conversoras es muy grande y el no implementar un retorno metálico

representa un ahorro considerable. También es frecuente en sistemas submarinos, donde el mar

realiza la función de retorno evitando pérdidas en el conductor [18] [19].

Figura 3.8 Enlace HVDC con conexión monopolar con retorno metálico [19]

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Figura 3.9 Enlace HVDC con conexión monopolar con retorno por tierra [19]

3.4.3.2 Bipolar

Esta configuración se logra mediante conversores de potencia de 12 pulsos. Consiste en dos

sistemas monopolares independientes que pueden operar como polo positivo y negativo, lo que

hace posible que puedan funcionar individualmente en caso de que uno de ellos salga de operación.

Por su característica redundante, proporciona mayor confiabilidad al sistema, posee una capacidad

de potencia mayor que una conexión monopolar y es el tipo de conexión más utilizado en la

actualidad. Al igual que en el caso monopolar se pueden encontrar conexiones con retorno metálico

o por medio de electrodos aterrizados, su función es similar al neutro en un sistema trifásico [18]

[19]. En la Figura 3.10 se muestra un esquema de conexión bipolar.

Figura 3.10 Enlace HVDC-VSC con conexión bipolar con retorno por tierra [19]

3.4.3.3 Back-to-back

La conexión mostrada en la Figura 3.11 es de tipo Back-to-back, se utilizan principalmente para

acoplar sistemas asíncronos cercanos o sistemas con frecuencias de operación distintos. Por lo cual,

su ubicación es al interior de la misma subestación y no requiere líneas de transmisión entre los

equipos rectificadores e inversores. La conexión puede ser tanto de tipo monopolar como bipolar

[18] [19].

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Figura 3.11 Enlace HVDC con conexión back-to-back [19]

3.4.3.4 Punto a punto.

Es la configuración más común actualmente. Consiste en la conexión directa entre dos

subestaciones cuando la tecnología HVDC es más rentable o técnicamente mejor que un enlace

HVAC. Una de las subestaciones opera como rectificador y la otra como inversor en función de la

dirección del flujo de potencia. Se emplea también en conexiones submarinas [18] [19].

3.4.3.5 Multiterminal (MTDC)

Este tipo de conexión se utiliza cuando se conectan tres o más subestaciones a un sistema HVDC,

creando así un sistema basado en DC. Su desarrollo es posible mediante estaciones de tipo HVDC-

VSC, debido a que una configuración de conexión en varios puntos puede generar flujos en

diferentes sentidos dependiente del punto de operación dentro y fuera del MTDC, y la tecnología

HVDC-LCC requiere de un apagado total para cambiar la dirección del flujo de potencia. Puede

clasificarse en tres tipos de conexión multiterminal: Paralela, serie y mixta. En el tipo de conexión

paralela todas las subestaciones se encuentran al mismo nivel de tensión como se ilustra en la Figura

3.12, en la conexión serie todas las subestaciones tienen un nivel de tensión diferente y en la mixta

se presentan tanto subestaciones en paralelo como en serie [19].

Figura 3.12 Enlace HVDC con conexión multiterminal [19]

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3.4.3.6 HVDC Grid

El concepto de HVDC Grid nace a partir del concepto de MTDC, el objetivo de esta tecnología es

modelar un sistema DC que cumpla con los requerimientos de seguridad de un sistema AC. La

tecnología MTDC considera conexiones en T de las líneas DC, por lo tanto, una falla en el sistema

produciría una desconexión completa de la red. Por el contrario, con una HVDC Grid se consideran

Nodos y Switch DC, bajo esta configuración es viable sacar de operación una línea DC

manteniendo el funcionamiento de la HVDC Grid. Esta tecnología aún se encuentra en etapa de

investigación principalmente por el desarrollo de dispositivos capaces de funcionar como un Switch

DC. En la Figura 3.13 se muestra el esquema conceptual de la HVDC Grid.

Figura 3.13 Sistema HVDC Grid. [26]

3.4.3.7 Unitaria

La conexión unitaria se encuentra en casos donde la transmisión DC se realiza directamente en el

punto de generación, es decir, el rectificador está conectado directamente al generador para luego,

volver a convertir la energía a AC a la frecuencia del sistema. Este tipo de conexión mostrada en la

Figura 3.14, se utiliza principalmente en centrales hidroeléctricas o plantas eólicas, pues permite

alcanzar la eficiencia máxima de las turbinas, ya que independientemente de la velocidad, el

inversor es capaz de entregar a la red la señal de tensión a la frecuencia fundamental. Su función es

comparable con una conexión back-to-back, con un lado operando a la frecuencia nominal del

sistema y con el otro de manera asíncrona [18] [19].

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Figura 3.14 Enlace HVDC con conexión unitaria

3.4.4 Ventajas y desventajas de la tecnología HVDC vs HVAC

Entre las ventajas de los sistemas de transmisión HVDC sobre HVAC se encuentra que la capacidad

de transmisión de potencia se mantiene constante independientemente de la distancia de la línea,

solo depende del límite térmico del conductor. En contraste, la transmisión AC presenta

restricciones por límites térmicos, regulación de voltaje y estabilidad a medida que la distancia se

incrementa (Figura 3.15). Adicional a esto, la electrónica de potencia que se requiere en las

aplicaciones HVDC posibilita el control efectivo y oportuno del flujo de potencia a través de las

líneas.

Por otro lado, esta tecnología hace posible superar las limitaciones de la transmisión de potencia

por cables subterráneos y submarinos, ya que en AC la distancia máxima está entre 40 y 80 km,

mientras que en HVDC no existe este problema. Por esta razón, se ha realizado una gran cantidad

de interconexiones de islas y parques eólicos offshore utilizando HVDC.

Otra de las ventajas de los sistemas HVDC es que permiten mejorar el desempeño de

interconexiones de sistemas HVAC de gran tamaño, gracias al control del flujo de potencia entre

los sistemas. Así cuando se presenta una falla en alguna de las áreas este control evita que las

perturbaciones se propaguen de un sistema al otro. Además, hace posible la conexión de sistemas

asíncronos mediante un acople HVDC back-to-back, que también es utilizado para conectar

parques eólicos y para control de potencia entre sistemas HVAC a la misma frecuencia.

Por otra parte, los sistemas de transmisión HVDC presentan menores pérdidas técnicas. Aun

cuando las estaciones conversoras tienen pérdidas mayores que las subestaciones convencionales,

la reducción en transmisión hace que en proporción el transporte de energía en HVDC sea más

eficiente. Finalmente, la tecnología HVDC genera un impacto ambiental y visual menor, puesto

que requiere un tamaño de servidumbre más pequeño para transmitir la misma cantidad de potencia

que una línea AC.

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Figura 3.15 Límites técnicos de la transmisión AC en función de la distancia [27]

Entre las desventajas que podría llegar a tener esta tecnología se encuentra el costo de los equipos

y estaciones conversoras, el cual es superior en comparación con sus análogos en AC; no existen

transformadores de niveles de tensión DC; los rectificadores e inversores de electrónica de potencia

producen armónicos, por tanto se requieren filtros; requiere fuentes de energía reactiva; necesita un

sistema de control complejo y según el nivel de voltaje puede generar ruido audible e interferencia

electromagnética [27].

Finalmente se puede considerar una desventaja la problemática asociada a las simulaciones

necesarias para el estudio de las líneas DC, a pesar que las líneas HVDC no son nuevas, los modelos

desarrollados en los softwares comerciales tienen una alta complejidad y baja versatilidad a la hora

de modelar un proyecto puntual. Actualmente estas restricciones en los modelos no permiten

realizar estudios de conexiones DC en sistemas de gran envergadura, lo cual es un gran problema

en la modelación de una SuperGrid.

3.4.4.1 Servidumbres

Como se introdujo anteriormente una de las ventajas de los sistemas de transmisión HVDC es la

reducción del impacto ambiental, debido a la disminución en el tamaño requerido para los

corredores de las líneas de transmisión. Aunque en la actualidad no existe un estándar o reglamento

técnico para las instalaciones HVDC se toma como referencia varios autores entre ellos de artículos

CIGRÉ donde se evalúa la conversión de líneas AC a DC.

Según [28] y [29], la servidumbre o Right-of-Way (ROW) de las líneas de transmisión DC depende

de varios parámetros importantes: la densidad de corriente de iones debajo de la línea, el valor

medio del campo eléctrico, el valor medio del campo magnético, el ruido audible, la forma de las

cadenas de aisladores, el tipo de conductor, entre otros.

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Figura 3.16 Comparación en el tamaño de las torres AC-DC con una capacidad igual de 3GW. a) 800kV-AC b)

500kV-DC [14]

Un error constante en la industria es buscar la comparación de servidumbres entre la tecnología AC

y DC en base al nivel de tensión (500kV-AC con 500kV-DC), la forma correcta de realizar la

comparación es considerando la capacidad en el transporte de potencia. Las estructuras que se

muestran en la Figura 3.16 tienen una capacidad de trasporte de 3GW [14] y se comparan los

tamaños de las torres necesarias entre a) línea trifásica AC de 800 kV y b) línea bipolo DC de 500

kV. Otro punto a destacar en la comparación es que en caso de falla o mantenimiento de las líneas

en al caso AC la conexión queda fuera de servicio y en el caso DC la conexión puede perder uno

de los polos y dejar el otro en funcionamiento, demostrando así una mejor confiabilidad de la

transmisión en un espacio de servidumbre mucho menor. [27]

Adicionalmente, se evidencia que a medida que el número de conductores por polo incrementa, el

espacio de servidumbre disminuye. Esto se debe al campo eléctrico en la superficie del conductor,

el cual es uno de los parámetros más importantes en el efecto corona. Al incrementar el número de

conductores por polo el valor de este gradiente superficial disminuye proporcionalmente, así como

la posibilidad de descargas por efecto corona, las cuales conllevan consecuencias como: pérdidas,

radio interferencia, ruido audible y efectos visuales [29]. Por otra parte, en [30] se presenta un

histograma del tamaño de la servidumbre según el nivel de voltaje para varios casos implementados

en Estados Unidos. Esto se resume en la Tabla 3.3, la cual presenta datos prácticos, dada la falta de

una metodología para la selección de la distancia de servidumbres en la transmisión HVDC.

Tabla 3.3 Rangos de Servidumbres utilizados en Estados Unidos [30]

Voltaje Rango de la

Servidumbre Cant. Reportada

kVDC m

< 230

< 15 51

15 - 38 41

> 38 7

230

< 23 40

23 - 38 36

> 38 30

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Voltaje Rango de la

Servidumbre Cant. Reportada

kVDC m

345

< 23 6

23 - 38 36

> 38 30

500

< 38 4

38 - 53 21

> 53 13

A maneja de ejemplo, para el caso AC, en Colombia el Reglamento Técnico de Instalaciones

Eléctricas (RETIE) establece unas servidumbres mínimas requeridas en función de las tensiones

normalizadas en el país. Estas se muestran en la Tabla 3.4.

Tabla 3.4 Ancho de la zona de servidumbre de líneas de transmisión [m] [31]

Tipo de estructura Tensión [kV] Ancho mínimo [m]

Torres/postes 500 (2 Ctos.) 65

500 (1 Cto.) 60

Torres/postes 400 (2 Ctos.) 55

400 (1 Cto.) 50

Torres 220/230 (2 Ctos.) 32

220/230 (1 Cto.) 30

Postes 220/230 (2 Ctos.) 30

220/230 (1 Cto.) 28

Torres 110/115 (2 Ctos.) 20

110/115 (1 Cto.) 20

Postes 110/115 (2 Ctos.) 15

110/115 (1 Cto.) 15

Torres/postes 57,5/66 (1 o 2 Ctos.) 15

Al realizar una comparación sencilla entre los valores de servidumbre en la Tabla 3.3 y la Tabla

3.4 entre los niveles de tensión de 230 y 500 kV AC y DC, es posible llegar a reducir el espacio

requerido entre un 5 y un 25% para las líneas de 230 kV y de un 20 a un 40% en las de 500 kV.

3.4.4.2 Costos asociados

Uno de los aspectos más importantes a tener en cuenta en la tecnología HVDC es su viabilidad

económica, pues si bien es cierto que los equipos son más costosos que sus análogos en corriente

alterna, existe un punto de inflexión donde es más económico transmitir la potencia en DC.

Típicamente, las estaciones conversoras (rectificadora e inversora) superan ampliamente el costo

de inversión y pérdidas de las subestaciones en AC, esto debido a las válvulas de tiristores o IGBT

que no solo son más costosas, sino que presentan una mayor cantidad de pérdidas. Por otro lado, el

costo de las líneas de transmisión en HVDC es menor al de las líneas en HVAC, pues las pérdidas

de la primera tecnología pueden llegar a ser menores en un 50%. Además, las limitaciones de los

sistemas HVAC hacen que a medida que la longitud se incrementa los costos también aumenten

debido a la necesidad de incluir, por ejemplo, compensación reactiva y/o reactores de línea, sin

mencionar que la servidumbre de las líneas DC es menor que para líneas AC. Todo esto en conjunto

conlleva a la existencia de un punto donde la transmisión de energía es más económica en corriente

continua, por lo general, este punto de infección o distancia crítica está entre los 500 y 800 km para

líneas aéreas [18], [25], [32]. Las distancias en que se presenta este punto de inflexión son mucho

menores para los casos de conexiones subterráneas o submarinas. La relación de costos en el caso

aéreo se puede observar gráficamente en la Figura 3.17.

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Figura 3.17 Comparación de costos de desarrollo de HVDC y HVAC vs longitud [25] [32]

En la referencia [29] del CIGRÉ, se establece una metodología para calcular el costo de una línea

en configuración bipolar y de las estaciones conversoras. Esta metodología consiste en obtener la

función de costos para la línea y las estaciones de conversión a partir de datos de fabricantes. De

esta forma se calcula el costo de la línea y de las estaciones según (3.4) y (3.5), respectivamente.

kmUdcNSbVaClínea /$ (3.4)

Donde,

a= 69950; b= 115,37; c=11,77; d= 10,25

V= Voltaje de polo a tierra (kV)

S=NS1 Sección transversal total (MCM) del conductor de aluminio

S1= Sección transversal del conductor de aluminio

N= Número de conductores por polo

La ecuación (3.5) se recomienda para el cálculo del costo de estaciones conversoras de potencias

iguales o superiores a 4000 MW.

$UPVACt CB (3.5)

Donde,

a= 0,698; b= 0,317; c=0,557

P= Potencia nominal (MW)

V= Voltaje del polo (kV)

Para los posibles promeas de frecuenca de la Super Grid se ppantean dos alternativas en primer

lugar las líneas HVDC tiene un control en el flujo de potencia que puede ayudar a amortiguar las

fluctuaciones de frecuencia, por otra lado las baterías para este fin.

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3.4.4.3 Estandarización del HVDC

Más allá de las problemáticas propias de la tecnología, se presentan retos al integrar sistemas en

una SuperGrid con trasmisión HVDC, y este es el tema de estandarización con el fin de simplificar

los proyectos de conexión, los sistemas de control y disminuir costos. Infortunadamente, no existe

una regulación clara en ningún país del mundo. Para lograr la integración necesaria en un proyecto

de SuperGrid se requiere:

Niveles de voltaje DC: todos los sistemas eléctricos en el mundo cuentan con niveles

típicos asociados a su función (Transmisión, subtrasmisión y distribución), diferentes

niveles de tensión en un sistema AC no es un problema a la hora de buscar la integración

de sistemas puesto que existen los transformadores de voltaje. Sin embargo en el caso DC

no se cuenta con transformadores de voltaje por lo cual manejar niveles de tensión

estandarizados es un tema clave para desarrollar MTDC o una HVDC Grid.

Conceptos para la interconexión de redes locales e inter-área de la red de distribución,

probablemente con diferentes niveles de voltaje DC, con fin de facilitar las conexiones a

nivel de sub-transmisión.

Topologías de red de DC, facilita las simulaciones de planeamiento y operación.

Los principios de control y protección, determina las acciones correctivas y preventivas en

el sistema.

Comportamiento de fallo, con esto se logra establecer los requerimientos mínimos de una

interconexión DC para permitir la conexión de un nuevo proyecto en el sistema. Esta

estandarización funciona actualmente para las conexiones AC, todos los países bajo estudio

cuenta con una norma equivalente al código de redes [33] colombiano.

Tamaños de bloques típicos para estaciones de conversión.

Esta estandarización es primordial para realizar una planeación de proyectos HVDC, ahora

considerando que en el diseño de una SuperGrid se espera que las interconexiones entre los sistemas

se realicen sobre tecnología HVDC debido a la necesidad de cubrir grandes distancias y necesidad

de transporte de grandes cantidades de potencia. En general no existe una estandarización

consensuada sobre los temas ya descritos. Sin embargo, en el modelo planeado de la SuperGrid

Europea se trabaja de la mano de diversos grupos de investigación del “International Council on

Large Electric Systems” (CIGRE), de “European Committee for Electrotechnical Standardisation”

(CENELEC) y de “International Electrotechnical Commission” (IEC), con estos grupos de

investigación se busca cumplir con todas las necesidades de estandarización europea.

3.5 UHVAC

Se considera una conexión UHVAC líneas de transmisión con niveles de voltaje superiores o

iguales a 800kV, en la actualidad los líderes en esta tecnología son los sistemas de China e India.

En china se están implementando líneas de 1000kV y en la India se están planeando líneas de

1200kV, esto evidencia una carencia en la estandarización en el uso de la UHVAC [34].

Las líneas UHVAC se han detectado grandes problemas en el control de potencia reactiva, este tipo

de problemas generan debilidades de estabilidad que pueden ser críticos para el sistema, por lo cual

se hace indispensable el uso de dispositivos FACTS, dispositivos que a su vez requieren de sistemas

control muy robustos capaces de mantener la estabilidad del sistema en cada nodo asociado a las

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líneas UHVAC. Estas tecnologías adicionales necesarias para complementar aumentan los costos

de manera considerable lo que abre el camino a una competencia de costos con líneas HVDC. [35]

3.6 Súper Nodo

Un súper nodo AC es un nuevo concepto desarrollado para realizar conexiones de 2 o más sistemas

HVDC, es una opción tecnológica ideal para realizar conexiones de parques eólicos offshore y/o

plataformas de generación en sitio de gas, para estos tipos de conexiones se requiere de plataformas

colectoras de energía eléctrica, funcionando en corriente alterna debido a las cortas distancias entre

aerogeneradores además de considerar que la salida de estas máquinas es en AC. Posterior mente a

la colectoras se requiere de enviar la energía generada a largas distancias y posiblemente a diversos

puntos de conexión, para dicho transporte dependiendo de la longitud y de la potencia a transportar

la mejor alternativa es HVDC, considerando esto, la subestación colectora puede considerarse un

Súper Nodo, dado su total aislamiento de otros sistemas AC y su aplicación en la interconexión de

diversos sistemas DC como se muestra en Figura 3.18

Figura 3.18 Esquema de un Súper Nodo [36]

Esta tecnología presenta beneficios en si uso por 3 razones principales:

Interconexión de sistemas HVDC de diferentes características técnicas, es un método

confiable para conectar sistemas DC con tecnologías LCC y VSC, también es posible

realizar la conexión de sistemas DC con diferentes niveles de voltaje. A pesar de la

existencia de la tecnología MTDC, para la implantación de esta tecnología actualmente se

requiere que los sistemas DC a interconectar cuenten con características técnicas iguales.

El súper nodo no necesariamente debe operar en frecuencias estándar (50 o 60 Hz), al ser

un sistema aislado se puede permitir el uso de una frecuencia diferente sin afectar los otros

sistemas conectados. Al evitar la restricción del uso de frecuencia se puede estipular que la

frecuencia utilizada en el Súper Nodo depende de los activos que la componen

(aerogeneradores, transformadores, compensadores reactivos), de esta forma se puede

conseguir optimizar perdidas y evita costos asociados a los cambios frecuenciales de los

activos.

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Tiempo de respuesta ante fallas: los actuales sistemas de protección HVDC tienen una

confiabilidad relativa baja, los disparos de la tecnología AC es más rápida y confiable para

el aislamiento de fallas. [37]

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4 Metodología General para el planeamiento de una

SuperGrid en América Latina

El objetivo principal de esta tesis es el planteamiento de una metodología aplicable al planeamiento

de una SuperGrid en América Latina. En la Figura 4.1 se muestra el diagrama de flujo de la

metodología planteada.

Inicio

Caracterización de

los sistemas

eléctricos por país

Definición de

nodos DC

Definición de corredores de

transmisión eléctrica

Definición del modelo de

optimización

Optimización del

problema

Alternativa

Optima

Definición del

horizonte de

planeamiento

Fin

Figura 4.1 Metodología general para el planeamiento de una SuperGrid en Latinoamérica

Con base en la Figura 4.1 se describe cada uno de los pasos a continuación.

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4.1 Definición del horizonte de planeamiento

Considerando que ya se estipularon las oportunidades que plantea una SuperGrid en Latinoamérica,

como primer paso se debe plantear el horizonte de tiempo necesario para su implementación, para

ello se tuvieron las siguientes consideraciones.

La puesta en marcha de una SuperGrid continental requiere de años de planeamiento

técnico, financiero y político además del tiempo de investigación requerido, por lo tanto no

se puede pensar en un planeamiento de corto plazo.

En esta etapa se propone plantear un horizonte de tiempo de largo plazo, considerando las

limitaciones que se tienen por las proyecciones de demanda y generación del continente.

Con el fin de plantear una ruta de ejecución y para identificar las necesidades técnicas del

proyecto se requiere de un punto intermedio.

En las diferentes proyecciones estatales y en las proyecciones de entes investigativos se

consideran las divisiones en distintos horizontes de tiempo, dado un nivel de incertidumbre.

Aplicando esto, los parámetros utilizados al mediano plazo deben tener una relativa baja

incertidumbre, es decir, que se modela la SuperGrid únicamente con datos y proyecciones

con un nivel de estudio avanzado, por criterio de diseño.

Para el largo plazo no se espera contar con la totalidad de la información requerida por lo

cual se plantean diferentes metodologías de extrapolación de datos asociados a supuestos

globales desarrollados por entidades internacionales dedicadas al planeamiento energético.

4.2 Caracterización de los sistemas eléctricos por país.

El principal objetivo de esta etapa, es caracterizar la demanda y generación de energía eléctrica

prevista en el continente. Se puede hablar de varios puntos a desarrollar en esta etapa:

Se deben caracterizar los sistemas en tres espacios temporales. El presente para determinar

la situación actual de cada país; el mediano plazo, con el fin de determinar las necesidades

energéticas; y el largo plazo, con el fin de fijar un objetivo de planeamiento de la

SuperGrid.

Para la caracterización de demanda y generación de energía eléctrica en el presente y

mediano plazo, se plantea el estudio de los informes locales de operación y planeamiento

de cada país. La mayoría de organizaciones estatales del continente tienen estudios

detallados para el planeamiento de sus sistemas eléctricos.

Para la caracterización de demanda y generación de energía eléctrica en el largo plazo, se

consideran estudios globales sobre las proyecciones, esto por dos razones, en primer lugar,

el nivel de incertidumbre a largo plazo es superior a los otros plazos de tiempo por lo que

no es necesario llegar a un mayor detalle, y en segundo lugar, muchos de los países no

cuentan con los instrumentos necesarios para realizar un planeación de este tipo.

El principal resultado de esta etapa es la información de proyección de demanda máxima

y las proyecciones de las matrices eléctrica por país.

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4.3 Definición de nodos DC

De acuerdo con la definición inicial de la SuperGrid, se debe tener claro que el proyecto aquí

planteado tiene como principal objetivo suplir una necesidad de transporte de energía eléctrica a

gran escala en términos de potencia y distancia; por lo que la SuperGrid propuesta sigue el esquema

de HVDC Grid. Por este motivo es necesario entender en detalle las necesidades del continente,

principalmente a nivel de demanda futura y de potenciales de generación. Considerando lo anterior

se contemplan los siguientes lineamientos para la ubicación de los nodos de la SuperGrid.

Nodos de demanda de energía eléctrica: se deben identificar los puntos geográficos con

una gran demanda, para esto se consideraron dos focos principales de consumo el primero

las grandes zonas industriales que actualmente existen en el continente, se detectaron zonas

de grandes producciones de metales, zonas portuarias, producciones de diferentes materias

primas. El segundo foco de consumo son las grandes zonas urbanas, para determinar el

dimensionamiento de dicho consumo actual y proyectado se realizaron revisiones de mapas

de densidad demográfica dado que la cantidad de habitantes en una zona mantiene una alta

correlación de forma directa con el consumo de energía eléctrica de la misma zona.

Inclusión de la totalidad de los países contemplados en el caso de estudio: como restricción

todos los países deben tener por lo menos un nodo de la SuperGrid en su territorio.

Nodos de generación: en la caracterización de los sistemas de cada país, se mantuvo

especial cuidado con la información de proyección de generación identificando zonas con

potenciales naturales para la producción de energía eléctrica con esto se pudieron

identificar zonas necesidades de transporte de energía. Considerando lo anterior se ubican

nodos de generación en inmediaciones de dichas zonas detectadas.

La ubicación de los nodos es zonal: la ubicación que se plantee para cada uno de los nodos

se contempla de manera zonal debido a la naturaleza de la información primaria utilizada,

es decir, se contempla la posibilidad de movimientos y ajustes de los nodos propuestos

4.4 Definición de corredores de transmisión eléctrica

Definir los corredores de transmisión eléctrica, más que un planteamiento propositivo es un

resultado de los pasos anteriores. Ya se proyectaron las necedades de la red y se debe plantear un

red capaz de suplirlas considerando minimización de costos, criterios de límites de voltaje, criterios

de máxima capacidad en etapas de diseño y minimización de pérdidas del sistema. Para cumplir

con los requerimientos se consideran los siguientes criterios de diseño:

Confiablidad del sistema: se requiere como criterio técnico mínimo de confiablidad que

todos los nodos planteados tengan 1 corredor de transmisión eléctrica asociado, con

capacidad de soportar la potencia a transmitir en estado estable una falla N-1.

Trazado de líneas: para determinar la longitud de los corredores de transmisión se utiliza

un software comercial cartógrafo con toda la información vial del continente, se contempla

un trazado bordeando infraestructura vial existente, esta aproximación se contempla bajo

la premisa de facilidad de construcción.

Cargabilidad de las líneas: se considera como criterio de diseño de las líneas una

cargabilidad máxima del 70%, esto con el fin de considerar el crecimiento vegetativo

constante del sistema.

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Capacidad máxima de un circuito: la capacidad de un circuito depende de numerosas

variables (longitud, nivel de tensión, conductor y número de sub-conductores). Por criterio

de diseño en la practicidad del montaje se consideran un máximo de 4 sub-conductores por

fase y máximo 2 circuitos por torre de transmisión.

Restricciones ambientales: el alcance del planeamiento no considera el trazado de las líneas

diseñadas, considerando que los nodos tienen una ubicación zonal no es viable realizar un

trazado exacto de las líneas. Sin embrago, en el actual trazado aproximado no se consideran

violaciones ambientales de gran escala, es decir no se permite que los corredores de

transmisión crucen grandes reservas forestales o cuencas hidrológicas.

4.5 Definición del problema a optimizar

En este punto ya se cuenta con una ubicación aproximada de los nodos de la SuperGrid con los

cálculos proyectados del equivalente de generación y consumo, adicionalmente se tienen los

trazados aproximados de los corredores de transmisión. La razón de realizar una optimización es la


cumplan los requerimientos técnicos en estado estable minimizando el costo de la red. Sin embargo,

es importante aclarar que no se considera un límite máximo de inversión.

La optimización del sistema se modela con 3 puntos de variabilidad que son:

Regulación del despacho del sistema: para modelar dicha variabilidad se plantea la creación

de escenarios climáticos que limiten el factor de planta de las fuentes dependientes del

clima y reflejar la complementariedad de le las fuentes convencionales y no

convencionales.

Número de líneas activas del sistema: en la etapa de planteamiento de las líneas de

transmisión se plantean corredores por criterio del diseñador y no técnico, es necesario

caracterizar la necesidad o no de cada corredor. Por lo tanto, de plantea una variable a

optimizar correspondiente a la presencia o no de cada corredor, dicha variable se modela

como un vector “Estatus” de tamaño igual al número de corredores del sistema.

Número de subconductores por corredor: la segunda variable a optimizar es la capacidad

de transporte de cada corredor de transmisión, para ello se modela un conductor de alta

capacidad como la unidad base y se busca la cantidad de estos conductores necesarios para

cumplir con las necesidades técnicas del sistema, se agrupan estos conductores en circuitos

de 4 sub-conductores por fase y 2 circuitos por línea de transmisión.

La optimización del problema se realiza en dos etapas, la primera consiste en un método de

evolución diferencial que se expone en detalle en la sección 4.6.2 de este documento, en esta etapa

se optimizan los vectores objetivos (“Estatus y Número de conductores”) para cada uno de los

escenarios climáticos, obteniendo así una serie de resultados que se llamaron sub-óptimos; así, se

cuenta con el mismo número de resultados sub-óptimos que numero de escenarios planteados.

La segunda etapa, consiste en la aplicación del “óptimo de Pareto” evaluando cada uno de los sub-

óptimos obtenidos en la etapa anterior, en un sentido técnico y otro económico para determinar el

resultado óptimo del sistema. En la sección 4.6.3 se explica en detalle el método implementado.

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4.6 Modelo de optimización implementado

En esta tesis se propone una metodología de optimización de planeamiento de expansión de

transmisión con el algoritmo Evolución Diferencial como primer paso para encontrar las

configuraciones óptimas por escenario climático (sub-óptimos globales). Posteriormente con una

metodología de óptimo de Pareto considerando restricciones de diseño, se encuentra el óptimo del

problema. En la Figura 4.2 se muestra el diagrama de flujo del proceso de optimización.

Inicio subproceso

Selección de Escenario de Generación E=e

Generación aleatoria de población inicial (N alternativas)

Evaluación de viabilidad técnica

Alternativas viables

Evaluación de la función de costos

Guarda la viable solución de menor costo

¿Se cumple la condición de parada?

NO

Generacion nueva poblacion (Evolucion Diferencial)

Población sucesora

SI

Guarda subóptimo correspondiente al escenario E=e

e=total de escenariosNOe=e+1

Cálculo de Puntaje Técnico de cada subóptimo

Cálculo de Puntaje Económico de cada subóptimo

SI

Selección de alternativa optima

Fin Subproceso

Figura 4.2 Diagrama de flujo del proceso de optimización

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4.6.1 Selección de escenarios de generación.

Culminadas las atapas de “Caracterización de los sistemas eléctricos por país” y “Definición de

nodos DC”, se cuenta con la proyección de la generación instalada para cada uno de los nodos

planteados. Sin embargo no se puede contar con toda esa energía como disponible en el sistema, la

energía disponible depende, principalmente, de 3 factores:

Fuente de generación: de acuerdo con el energético primario (renovable o no renovales) la

planta de generación eléctrica tiene un factor de capacidad que limita la energía disponible.

Para el caso de este proyecto se consideran factores de capacidad típicos en Latinoamérica.

Condiciones climáticas del continente: el clima influye directamente el factor de capacidad

de una planta, en especial en las fuentes renovables tienen una fuerte dependencia a las

condiciones climáticas, por lo tanto, se plantea la creación de escenarios a partir de la

variabilidad climática

El despacho: los sistemas eléctricos actuales manejan un sistema de despacho económico

dependiente del costo marginal de cada planta del sistema. Para el caso particular bajo

estudio este tipo de despachos no se encuentra dentro del alcance del proyecto por lo tanto

se realiza una aproximación considerando un despacho porcentualmente igualitario en

todas las máquinas del sistema.

4.6.2 Algoritmo de Evolución diferencial.

Price y Storn propusieron la Evolución Diferencial (DE) como un optimizador de funciones

confiable, versátil y de fácil implementación. La primera publicación sobre este tema fue un reporte

técnico en 1995. Desde entonces este algoritmo ha sido implementado en diversas aplicaciones y

probado en diferentes competencias como IEEE International Contest on Evolutionary

Optimization llevadas a cabo en 1996 y 1997 [38].

El algoritmo de Evolución Diferencial es un optimizador que inicia con una población aleatoria,

por la cual se realiza un muestreo de la función objetivo en múltiples puntos, al igual que otros

métodos evolutivos, la DE genera nuevos puntos como alteraciones a la población inicial, esta

segunda iteración de población se genera con la diferencia escalada de dos vectores de la población

inicial aleatoriamente. Para la selección del resultado óptimo del problema, un vector de prueba

compite contra otro vector de la población, seleccionando el mejor en términos de la función

objetivo. Luego de este proceso comparativo los vectores ganadores se convierten en los padres de

la siguiente generación en el ciclo evolutivo [38].

4.6.2.1 Inicialización del algoritmo de Evolución Diferencial.

La primera etapa de la DE es la inicialización de los parámetros que se quieren variar, se define el

dominio de dichas variables especificando límites superior e inferior (𝑏𝐿 y 𝑏𝑈). Posteriormente, se

genera la población inicial asignando un valor aleatorio, respaldando los límites declarados.

𝑥𝑗,𝑖,0 = 𝑟𝑎𝑛𝑑𝑗(0,1) ∗ (𝑏𝑗,𝑈 − 𝑏𝑗,𝐿) + 𝑏𝑗,𝐿 ( 4.1)

Esta primera población se denomina población de Padres, la cual contiene 𝑁𝑝 vectores D-

dimensionales de parámetros, y se expresa como 𝑃𝑥 y está compuesta por los vectores 𝑥𝑖,𝑔 resultado

de la ecuación ( 4.1).

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𝑃𝑥,𝑔 = (𝑥𝑗,𝑔), 𝑖 = 1,2, … , 𝑁𝑝, 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥

𝑥𝑖,𝑔 = (𝑥𝑗,𝑖,𝑔), 𝑗 = 1,2, … , 𝐷

( 4.2)

El subíndice 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥 indica la generación a la cual pertenece el vector. [38]

4.6.2.2 Mutación del algoritmo de Evolución Diferencial.

Luego de la inicialización, el algoritmo muta aleatoriamente algunos de los individuos de la

generación directamente anterior, para producir una población intermedia de vectores mutantes,

𝑃𝑉,𝑔 compuesta por 𝑁𝑝 individuos 𝑣𝑖,𝑔.

𝑃𝑣,𝑔 = (𝑣𝑖,𝑔), 𝑖 = 1,2, … , 𝑁𝑝, 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥

𝑣𝑖,𝑔 = (𝑣𝑗,𝑖,𝑔), 𝑗 = 1,2, … , 𝐷 ( 4.3)

Cada 𝑣𝑖,𝑔 mutado se crea a partir de la generación anterior

𝑣𝑖,𝑔 = 𝑥𝑟1,𝑔 + 𝐹 ∗ (𝑥𝑟2,𝑔 − 𝑥𝑟3,𝑔) ( 4.4)

Donde F es el factor de escalamiento con 𝐹 ∈ (0,1) número real positivo. Este factor de

escalamiento controla la taza de evolución de la población, es importante destacar que los 𝑣𝑖,𝑔

deben cumplir los límites máximos y mínimos con los que se construyen los 𝑥𝑖,𝑔. [38]

4.6.2.3 Recombinación del algoritmo de Evolución Diferencial.

Para esta etapa es necesario recombinar la población de Padres con la población mutada, para

obtener una nueva población denominada de Hijos, 𝑃𝑢,𝑔 compuesta por 𝑁𝑝 individuos 𝑢𝑖,𝑔.

𝑃𝑣,𝑔 = (𝑢𝑖,𝑔), 𝑖 = 1,2, … , 𝑁𝑝, 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥

𝑢𝑖,𝑔 = (𝑢𝑗,𝑖,𝑔), 𝑗 = 1,2, … , 𝐷 ( 4.5)

La recombinación entre los vectores Padres y los Mutados de acuerdo con la ecuación (5,6). Con

una probabilidad de recombinación 𝐶𝑟 ∈ [0,1], este parámetro a elección por usuario y controla la

proporción de vectores mutantes que pasan a la generación de hijos. El paso de un padre o un

mutante se realiza por medio de un numero aleatorio, si el numero aleatorio es menor o igual a 𝐶𝑟

el vector hijo sea igual al vector mutante (𝑣𝑖,𝑔) de lo contrario será una copia del vector Padre (𝑥𝑖,𝑔)

[38].

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𝑢𝑖,𝑔 = 𝑢𝑗,𝑖,𝑔 {𝑣𝑗,𝑖,𝑔 𝑠𝑖 (𝑟𝑎𝑛𝑑𝑗(0,1)) ≤ 𝐶𝑟 ó 𝑗 = 𝑗𝑟𝑎𝑛𝑑

𝑥𝑗,𝑖,𝑔 𝑑𝑒 𝑙𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑟𝑖𝑜

( 4.6)

4.6.2.4 Resultado del algoritmo de Evolución Diferencial.

Por último, se evalúan todos los vectores Hijos (𝑢𝑖,𝑔) en la función objetivo, si el valor es mejor

que el obtenido con alguno de los vectores Padres (𝑥𝑖,𝑔), el Hijo remplaza al padre en la siguiente

generación, de lo contrario el Padre conserva su posición en la población.

𝑥𝑖,𝑔+1 = {𝑢𝑖,𝑔 𝑠𝑖 𝑓(𝑢𝑖,𝑔 ≤ 𝑓(𝑥𝑖,𝑔))

𝑥𝑖,𝑔 𝑑𝑒 𝑙𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑟𝑖𝑜

( 4.7)

Al obtener una nueva población resultado, esta población se convierte en generación Padres y se

itera de nuevo repitiendo el proceso de mutación y recombinación hasta que se cumple el criterio

de parada que busca el óptimo del proceso.

4.6.2.5 Evaluación en la función de costos

Considerando las alternativas viables, se evalúa la función de costos para cada una. Esta función

considera los aspectos de mayor relevancia diferencial entre las alternativas de solución. Debido a

la diferencia que se presenta en las vidas útiles de los activos eléctricos contemplados, se calculó

el valor anual equivalente (VAE) de cada alternativa. Posteriormente, la función a de costos a

minimizar es el VAE del costo total de la configuración, dado por:

min(𝑓𝑇) = 𝑉𝐴𝐸(𝐶𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙) ( 4.8)

𝐶𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐶𝑖𝐶 + 𝐶𝑖𝐸 + 𝐶𝑖𝑆 + 𝐶𝑖𝐿 ( 4.9)

Existen otros costos asociados a cada alternativa pero se consideran constantes entre las

alternativas; por lo tanto no, son un factor de decisión y no se incluyen en la ecuación de costos

objetivo. La función global, para este caso en especial se compone por las sub-funciones en ( 4.9).

Donde:

𝐶𝑖𝐶 Es el costo de inversión de los conductores, este valor depende la longitud de la línea, el

número de haz por fase y el número de circuitos. Se tomaron costos de referencia del catálogo de

fabricantes.

𝐶𝑖𝐸 Es el costo de las estructuras, este valor depende directamente de la longitud de las líneas

y el número de circuitos asumiendo un máximo de 2 circuitos Bipolares por línea de transmisión.

Se utiliza un vano entre torres de 500m de acuerdo con las especificaciones técnicas de Código de

redes de Colombia.

𝐶𝑖𝑆 Es el costo de servidumbre, depende de la longitud de las líneas y del número de líneas de

transmisión de un corredor. Se utiliza un ancho del corredor de servidumbre de 60m de acuerdo

con los reportes de proyectos HVDC de 745kV.

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𝐶𝑖𝐿 Es el costo de las pérdidas de cada línea de transmisión. Para ello, se toman el Lavelizad

Cost of Energy (LCOE) de $66 UDS/MWh a corte de primer semestre del 2017 con base en [39].

Se tomas costos en USD$ a corte del primer semestre del 2017, y se utilizó una taza de descuento

de 10% para el cálculo del VAE.

4.6.3 Óptimo de Pareto.

Con el algoritmo de evolución diferencial se encuentra una solución óptima para cada uno de los

escenarios; por lo tanto, se encuentran i soluciones sub-óptimas (donde i es el número de escenarios

de genracion). Para el siguiente paso se selecciona la mejor alternativa con un principio de óptimo

de Pareto entre las variables de viabilidad técnica y la función de costos. El óptimo global se

considera como el resultado con mejor puntaje económico que cumple como mínimo con un puntaje

técnico del 95%.

Figura 4.3 Esquema utilizado basado en el Óptimo de Pareto

4.6.3.1 Cálculo del Puntaje Económico

Uno de los resultados del algoritmo de “DE” es el costo de cada uno de los sub-óptimos encontrados

los cuales son normalizados sobre el mínimo costo, dando al mínimo sub-óptimo un puntaje

económico de 1 a los demás asigna puntajes entre 0 y 1 dependiendo del diferencial del costo, de

la siguiente manera:

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𝑃𝐸 = −𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠

min(𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠)+ 2

( 4.10)

Donde:

𝑃𝐸 = Vector de puntaje económico, con dimensiones 1xNumero de escenarios.

𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 = Vector de costos de los sub-óptimos, resultados del “DE”, con dimensiones

1xNumero de escenarios.

4.6.3.2 Cálculo del Puntaje Técnico

Para el puntaje técnico se propone asociar una probabilidad de ocurrencia a cada escenario

climático planteado. Seguido a esto, se evalúa la viabilidad de cada resultado sub-optimal en los

diferentes escenarios climáticos y se suma la probabilidad de ocurrencia de dicho escenario en caso

de viabilidad, tal como lo presenta la siguiente expresión:

𝑃𝑇𝑖 = ∑ 𝑃𝐸𝑗

𝑁𝐸

𝑗=1

𝑠𝑖 𝑋𝑖 𝑒𝑠 𝑣𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑒𝑛 𝐸𝑗

( 4.11)

Donde:

𝑃𝑇𝑖 = Puntaje técnico de la solución i, con i = al número de sub-óptimos.

𝑃𝐸𝑗 = Probabilidad de ocurrencia del escenario j, con j = al número de escenarios

𝑁𝐸 = Numero de escenarios climáticos

𝑋𝑖 = Sub-optimo i.

𝐸𝑗 = Escenario j.

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5 Planeamiento de Latinoamérica

Para el caso de estudio se contemplan los países comprendidos dentro del proyecto de SIEPAC y

américa del sur. México no se considerara dentro de este proyecto debido a su robusta conexión

con Estados Unidos la cual comprende acuerdo binacionales de cooperación la cual comprende un

total de 9 corredores con una capacidad de 1GW por lo que al incluir a México dentro del proyecto

sería necesario incluir toda américa del norte, lo cual se considera por fuera del alcance del

ejercicio. [40]

En el caso de Belice se cuenta con una conexión a nivel de sub-trasmisión a un nivel de tensión de

115 kV con una capacidad máxima de transmisión de 25 MW, esta conexión en el año 2011 alcanzo

a representar el 35% de la energía eléctrica consumida en Belice, esto refleja dos puntos importantes

con respecto a este país, en primer lugar la demanda total del sistema de Belice es muy pequeño

dado que una conexión de 25MW son suficientes para atender el 35% de la demanda por otra parte

su alta dependencia al mercado de importación refleja una de baja capacidad de generación por lo

tanto a su vez tendría una baja participación sistema de SuperGrid Latinoamericana.

Adicionalmente una conexión con Guatemala tendría que realizarse por el departamento de Peten

el cual tienen fuertes restricciones ambientales para la construcción de proyectos eléctricos razones

que hacen inviable una interconexión en esta zona por lo tanto la no inclusión del país en el proyecto

no afecta considerablemente los resultados [40]

5.1 Guatemala

Para Guatemala se publicó en el 2016 un informe “planes indicativos de generación y transmisión”

por el ministerio de Energía y Minias del Gobierno de Guatemala [41]. Dicho informe recoge

información hasta diciembre del 2014 del sector de energía

5.1.1 Demanda de energía eléctrica

La proyección de energía eléctrica en Guatemala se realiza con base en las proyecciones de

población y PIB. La población ha tenido un crecimiento que se podría considerar casi constante en

el periodo 1996-2014 con un crecimiento del 2.4% anual con una población para el 2014 de

15’806.675 habitantes. En cuanto al PIB se tiene reportado los años 2000-2014 con un crecimiento

porcentual que varía entre el 0.5% y el 6.5% anual, el periodo de menor crecimiento coincide con

la crisis economía del 2009, por esta razón se puede considerar que la economía de Guatemala tiene

un crecimiento positivo.

Estos datos exponen un crecimiento contante del país por lo tanto se pude asumir que el crecimiento

en la demanda de energía eléctrica en el país tendría un comportamiento análogo.

En el plan de expansión de Guatemala se presenta un escenario de demanda de energía eléctrica

hasta el año 2030, en la Tabla 5.1 se muestran los escenarios de eficiencia energética y el escenario

medio considerando perdidas y proyectos industriales.

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Tabla 5.1 Escenarios de demanda

Escenario Medio + PI +

PER

Escenario de eficiencia

energética

Año Demanda

[GWh/año]

Demanda

[MW]

Demanda

[GWh/año]

Demanda

[MW]

2014 10.962 1.800 9.491 1.602

2015 11.566 1.906 9.837 1.664

2016 12.102 1.996 10.176 1.726

2017 13.308 2.163 10.517 1.788

2018 13.854 2.253 10.938 1.858

2019 14.414 2.346 11.371 1.931

2020 14.972 2.439 11.796 2.003

2021 16.528 2.644 12.203 2.072

2022 17.095 2.738 12.620 2.143

2023 17.679 2.834 13.066 2.216

2024 18.268 2.931 13.509 2.290

2025 18.874 3.030 13.961 2.366

2026 19.484 3.129 14.420 2.442

2027 20.063 3.222 14.904 2.524

2028 20.657 3.316 15.400 2.606

2029 21.273 3.415 15.907 2.690

2030 21.880 3.513 16.426 2.776

5.1.2 Política energética

La política energética ha analizado e identificado diferentes líneas de intervención, el objetivo de

dividir las líneas de intervención es la de mejorar el los puntos que se consideran problemáticos en

la actualidad, dichas líneas son:

Seguridad del abastecimiento de electricidad a precios competitivos

Seguridad del abastecimiento de combustibles a precios competitivos

Exploración y explotación de las reservas petroleras con miras al autoabastecimiento

nacional

Ahorro y uso eficiente de la energía

Reducción del uso de la leña

En Guatemala la energía eléctrica solamente constituye el 8% de la canasta energética por debajo

de los derivados del petróleo y la leña razón por la cual el ministerio está dando vital importancia

a los consumos de los energéticos contaminantes. A pesar de ello, en los últimos años se ha

presentado un aumento exponencial

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5.1.3 Generación

Guatemala cuenta con una canasta energética relativamente diversa debido a que tiene participación

de muchas fuentes de energía, sin embargo, se denota una fuerte dependencia a los combustibles

fósiles con una participación del 42.2%, lo que a su vez produce una alta ineficiencia en términos

de emisiones GEI, en la Tabla 5.2

Tabla 5.2 Potencia instalada según tecnología en Guatemala (dic 2014) [41]

Tecnología Potencia [MW] Participación [%]

Hidráulica 1.033,3 31,7

Geotérmica 49,2 1,5

Eólica 52,8 1,6

Cogeneración 669,2 20,5

Solar 80,0 2,5

Biogás 1,3 0,0

Térmica 1.376,2 42,2

Total 3.262,0 100,0

Existe una fuerte componente de la energía eléctrica que se utiliza en Centro América dependiente

de las exportaciones que realiza Guatemala en los últimos años, que han crecido considerablemente

desde que se estableció esta alternativa en el 2000. En la Tabla 5.3 se muestran las exportaciones

en los periodos 2000-2014.

Tabla 5.3 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Guatemala [41]

Año Importaciones

[GWh]

Exportaciones

[GWh]

Importación Neta

[GWh]

2.000 122,9 840,9 -718,0

2.005 23,2 335,4 -312,2

2.007 8,1 131,9 -123,8

2.008 4,7 76,0 -71,3

2.009 37,2 94,1 -56,9

2.010 362,3 138,9 223,4

2.011 525,6 193,4 332,2

2.012 225,8 195,6 30,2

2.013 266,6 587,9 -321,3

2.014 496,9 986,4 -489,5

El aumento de las exportaciones demuestra, en primer lugar, el potencial energético con el que

cuenta Guatemala, y en segundo lugar, una necesidad de energía por parte del resto de países de

Centro América ya que el cerca del 90% de estas exportaciones se realizan por medio del proyecto

SIEPAC. Por otra parte es importante aclarar que en su mayoría las importaciones se realizan desde

México.

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5.1.4 Potenciales de Generación

Energía hidráulica

Guatemala es un país compuesto por sistemas montañosos de los cuales se derivan dos regiones

con altos potenciales hidrológicos, cuencas hídricas que desembocan en el Océano Pacifico y las

que desembocan en el Océano Atlántico. Se estima que se cuenta con un potencial de generación

en el país de 6000MW de los cuales hay instalados actualmente 16.39%, dejando disponible un

potencial de 5016.6MW. [41]

Energía Solar

Guatemala cuenta con un potencial de generación fotovoltaico promedio de 5.3kWh/m2/dia. En las

zonas del sur del país se presentan potenciales de generación hasta de 6.4kWh/m2/dia.

Energía eólica

El potencial eólico en Guatemala se ubica en las zonas altas del centro del país y se estima que se

cuenta con un recurso aprobable de hasta 280MW de los cuales, se encuentran instalados

actualmente 52.8MW

Energía Geotérmica

Guatemala es un país con muchos volcanes y se han encontrado numerosas oportunidades de

inversión en generación Geotérmica, sin embargo en su mayoría las zonas con este potencial se

encuentran en áreas de reserva naturales nacionales, lo que ha impedido un estudio exhaustivo sobre

el potencial real del recurso. Por otra parte el Instituto Nacional de Electrificación (INDE) según el

acuerdo gubernativo 842-92 inicio un proceso de evaluación del potencial Geotérmico en el país,

sin embargo aún no se cuenta con dichos análisis. [42]

Plantas Candidatas

Basados en los potencies de los recursos del país se determina el potencial utilizable en para los

próximos 15 años de esta forma se plantea en la Tabla 5.4 la oportunidad de generar hasta

6102.3MW de todos los recursos del país.

Tabla 5.4 Plantas candidatas por recurso para el periodo 2015-2030

Recurso Cantidad Potencia [MW]

Agua 66 3.550,3

Geotérmica 3 300,0

Sol 8 187,0

Híbridos 4 316,0

Eólico 3 101,0

Bunker 4 445,0

Carbón 2 600,0

Gas Natural 4 603,0

Total 6.102,3

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5.1.5 Sistema de transmisión

El sistema de transmisión cuenta con 23 líneas de 230 kV a corte de diciembre del 2014, cuentan

con niveles de tensión inferiores para la distribución de energía eléctrica (138 kV y 69 kV).

Guatemala cuenta con una línea de 400 kV para la interconexión con México, esta línea se

encuentra entre las subestaciones de Tapachula (México) y Los Brillantes (Guatemala), con una

capacidad de transporte de 225 MVA y un banco de reactores de 50 MVAr.

Figura 5.1 Esquema unifilar del sistema de transmision de Guatemala [43]

En la Figura 5.1 se muestra el diagrama unifilar del sistema de transmisión de Guatemala

considerando sus conexiones internacionales

5.2 El Salvador

Para El Salvador se publicó en el 2016 un informe “Actualización del Plan Indicativo de la

Expansión generación 2016-2026” por el Consejo Nacional de Energía (CNE) del Gobierno de la

Republica de El Salvador [44]. Dicho informe recoge información hasta diciembre del 2014 del

sector de energía


La estrategia de El salvador para la proyección de demanda de energía eléctrica se puede considerar

un poco gruesa con respecto a la realidad, se considera un promedio del crecimiento de los últimos

10 años y se aplica como constante en la ventana de proyección 2016-2026, adicionalmente se

presenta un único escenario de crecimiento, considerando esto se presentan los datos de la ¡Error!

No se encuentra el origen de la referencia. y de extrapola con la misma estrategia de planificación

utilizada por el informe hasta el año 2030 (horizonte de investigación). Al consideras un

crecimiento constante de la demanda de energía eléctrica también se asume constante un factor de

carga de 68%.

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Tabla 5.5 Proyección de Demanda de energía eléctrica en El Salvador [44]

Año Energía [GWh] Potencia [MW]

2015 6.427,9 1.046,4

2016 6.449,2 1.072,6

2017 6.610,4 1.099,5

2018 6.775,7 1.126,9

2019 6.945,1 1.155,1

2020 7.118,7 1.184,0

2021 7.296,6 1.213,6

2022 7.479,1 1.243,9

2023 7.666,0 1.275,0

2024 7.857,7 1.306,9

2025 8.054,1 1.339,6

2026 8.255,5 1.373,1

2027 8.461,9 1.407,4

2028 8.673,4 1.442,6

2029 8.890,3 1.478,7

2030 9.112,5 1.515,6


Se ha detectado en el país una fuerte preocupación por su dependencia térmica en la canasta

energética, por lo cual el gobierno de El Salvador en conjunto con el Consejo Nacional de Energía

(CNE), han realizado estudios para evaluar la potencial generación con fuentes renovables y la

viabilidad de dicho potencial. Para ello se desarrolló un plan maestro para la inclusión de energías

renovables en El Salvador [45].

5.2.3 Generación

La capacidad instalada para el 2016 de El Salvador se puede ver en la Tabla 5.6 donde se evidencia

que en su mayoría el país depende de una generación térmica, donde cerca del 40.4% de la

generación depende combustibles con alto nivel de emisiones de GEI [44]

Tabla 5.6 Potencia instalada según tecnología en Guatemala (dic 2016) [44]


Hidráulica 552,6 29,5



Biogás 228,4 12,2

Térmica 756,6 40,4

Total 1.871,5

Las importaciones de energía eléctrica en el Salvador constituyen cerca de 18.8% de su demanda,

la principal fuente de importación es Guatemala y en los últimos años las importaciones han crecido

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considerablemente, en la Tabla 5.7 se muestran las importaciones y exportaciones de energía

eléctrica en El Salvador para los últimos años. [46]

Tabla 5.7 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en El Salvador [46]

Año Importaciones

[GWh]

Exportaciones

[GWh]

Importación Neta

[GWh]

2.000 807,7 11,7 796,0

2.005 322,1 37,8 284,3

2.007 38,4 6,7 31,7

2.008 83,1 88,9 -5,8

2.009 208,5 78,7 129,8

2.010 174,2 89,0 85,2

2.011 215,8 101,6 114,2

2.012 163,4 78,0 85,4

2.013 373,8 90,8 283,0

2.014 588,5 207,8 380,7


En [45] se evalúan diferentes potenciales de generación de las fuentes renovables de El Salvador y

se desarrollan los siguientes puntos:

Energía Hidráulica: el enfoque de tomar la generación hidráulica como renovable se basa en la

instalación de PCHs, por lo cual se detectaron 209 sitios posibles para la instalación de estas plantas,

dichas ubicaciones están principalmente en la región occidental del país.

Energía Fotovoltaica: el país cuenta con pequeñas plantas de generación fotovoltaica que suman

poco más de 160 kW, la actual capacidad instalada se encuentra en manos de privados con el

objetivo de la autosuficiencia de los agentes probados. Por lo tanto se puede considerar que esta

tecnología es nueva para el país por lo tanto en el plan maestro se consideran los potenciales de

generación en 8 ubicaciones del país de acuerdo con un mapa de radiación de todo el territorio,

estas ubicaciones tienen un potencial de generación eléctrica de 290 MW.

Energía Eólica: El Salvador no cuenta con estudios propios sobre el potencial eólico del país, sin

embargo, basados en los resultados obtenidos por modelo WRF se creó un mapa de vientos para

detectar 10 posibles ubicaciones para la instalación de parques eólicos con un potencial de

generación de hasta 70 MW. El principal problema que encuentra esta tecnología es la poca o nula

penetración en el país.

Energía Geotérmica: uno de los agentes generadores de El Salvador (LaGeo) se dedica

exclusivamente a la explotación de la geotermia, a diferencia de otras fuentes renovables esta tiene

una participación considerable dentro de la canasta energética del país. Por esta razón el CNE tiene

grandes expectativas del aumento de esta tecnología como prioridad para hacer la canasta

energética cada vez más renovable, se prevé que para el año 2026 la geotérmica constituya el 25%

de la generación de El Salvador con un aumento hasta de 300 MW con los nuevos proyectos.

En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se resume el potencial energético de el

salvador según [45]

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Tabla 5.8 Resumen del potencial energético de El Salvador por recurso.


Agua 3 170,3

Geotérmica 15 300,0

GNL 1 380,0

Solar 9 290,0

Eólico 1 70,0

BioGas 2 35,0

Biomasa 2 65,0

Total 1310,3


El sistema de transmisión principal del país es una red de 23 subestaciones y 38 líneas de 115 kV

y el paso del proyecto SIEPAC con 3 subestaciones y líneas de 230 kV, dos de estas líneas son

interconexiones internacionales hacia Guatemala y honduras. [47] En la Figura 5.2 se muestra el

sistema de transmisión de El Salvador a corte de diciembre del 2014.

Figura 5.2 Sistema de transmisión de El Salvador [47]

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5.3 Honduras

En Honduras la Empresa Nacional de Energía Eléctrica ENEE es la encargada del sector eléctrico

en particular de la transmisión y generación sin embargo no cuenta con planes indicativos en el

sector a largo plazo. Se cuenta con un plan estratégico de corto plazo con el cual se caracterizara la

red así como unas proyecciones de demanda y un informe desarrollado por la OLADE sobre el

mercado energético en Honduras.


En noviembre del 2016 la ENEE publica un resumen desagradado de las proyecciones de demanda

de energía eléctrica de Honduras entre los años 2017 y 2031, en este informe presentan un único

escenario base del crecimiento de la demanda. En la de muestra de forma resumida las

proyecciones de energía y potencia. [48]

Tabla 5.9 Proyección de demanda de energía eléctrica en Honduras 2017-2031 [48]

Año Energía [GWh] Potencia [MW]

2016 9.415,0 1.550,8

2017 9.805,0 1.615,2

2018 10.211,3 1.681,7

2019 10.634,2 1.750,9

2020 11.042,6 1.817,6

2021 11.471,7 1.887,7

2022 11.936,5 1.963,6

2023 12.415,3 2.041,7

2024 12.908,5 2.122,1

2025 13.416,5 2.204,9

2026 13.939,7 2.290,1

2027 14.488,9 2.379,5

2028 15.055,1 2.471,6

2029 15.638,8 2.566,5

2030 16.240,6 2.664,7

A partir de esta información se encuentra que el país proyecta un factor de carga promedio de 69,4%


La principal preocupación del sector eléctrico de Honduras son las pérdidas no técnicas del sistema

con cerca del 24,9% de la demanda total, y la mora en el pago del servicio. Por esta razón el enfoque

de la política energética del gobierno de Honduras prioriza el trabajo político y regulatorio para

minimizar el impacto de estas problemáticas al sistema eléctrico. [49]

También se señala una serie deficiencia en las redes de distribución del país, por falta de

mantenimiento y de reposición de equipos.

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5.3.3 Generación

Se toma como referencia el informe repositorio de estadísticas de producción del subsector eléctrico

de CEPAL [46]. En la Tabla 5.10 se muestra la capacidad instalada de energía eléctrica en Honduras

por tipo de tecnología, es importante destacar de esta información el hecho que el 52% de la

capacidad instalada en el país es depende de combustibles fósiles.

Tabla 5.10 Potencia instalada según tecnología en Honduras (dic 2014) [46]



Eólica 152,0 7,8


Térmica 1.009,1 52,0

Total 1.940,2

Adicionalmente a esta generación Honduras depende del comercio internacional de energía

eléctrica, este país es principalmente importador de energía como se puede ver en la Tabla 5.11.

Tabla 5.11 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Honduras [46]

Año Importaciones

[GWh]

Exportaciones

[GWh]

Importación Neta

[GWh]

2.000 287,9 12,7 275,2

2.005 58,3 2,8 55,5

2.007 11,8 23,4 -11,6

2.008 44,7 11,7 33,0

2.009 0,8 46,2 -45,4

2.010 22,1 13,3 8,8

2.011 44,3 1,1 43,2

2.012 75,8 1,1 74,7

2.013 114,6 7,9 106,7

2.014 278,5 0,0 278,5


Honduras cuenta con una alianza comercial con Italia y se creó la Cámara de Industria y Comercio

Ítalo-Hondureña la cual ha desarrollado diversos estudios sobre focos de inversión extranjera en

honduras, parte de esta investigación se desarrolla en el marco del sistema eléctrico de honduras

con esta instigación se obtuvo los datos que se muestran en Tabla 5.12. Por otra parte en energía

hidráulica Honduras se considera un potencial aproximado de generación con energía hidráulica

que asciende a las 5000 MW. Sin embargo los proyectos de generación planteados como posible

desarrollo suman 354 MW

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Tabla 5.12 Potenciales de generación en Honduras por recurso.

Recurso Potencia [MW]

Hidráulico 2.714

Eólico 1.292

Solar 1.143

Geotérmica 120

Biomasa 179

Total 5.448


El sistema de transmisión principal de Honduras se basa en una red de 138 kV con 35 nodos y 41

líneas para atender su demanda. También cuenta con 13 subestaciones a nivel de 230 kV

interconectadas con 24 líneas de transmisión, estas líneas en su mayoría hacen parte del proyecto

de SIEPAC de interconexiones regionales. En la Figura 5.3 se muestra un esquema unifilar del

estado del sistema de transmisión de Honduras, esta información se extrae del informa final de

identificación de la res de transmisión regional realizado por el Ente Operador Regional (EOR)

[43], se denotan varias etapas de desarrollo del sistema a corte del 2012.

Figura 5.3 Esquema unifilar del sistema de transmision de Honduras [43]

Página 60 de 155

5.4 Nicaragua

El desarrollo del sistema eléctrico en Nicaragua depende directamente de su Ministerio de Energía

y Minas como principal ente encargado del planeamiento, el cual desarrollo un plan indicativo de

generación para el periodo 2016-2030 [50],


De acuerdo con las mediciones realizadas en el 2015 por el Ministerio de Energía y Minas de

Nicaragua se registró una demanda máxima de 667.56 MW y un consumo total en el año de 4.160,3

GWh.

La proyección de demanda la basan en el uso de modelos econométricos que toman de referente el

PIB del país, y la proyección población realizada por el Instituto Nacional de Información de

Desarrollo (INIDE), dicha proyección se presenta en Tabla 5.14, donde se puede calcular un factor

de carga promedio del 71,2% en comparación es una factor alto pero esto se puede explicar por la

alta participación de combustibles fósiles en la canasta energética.

Tabla 5.13 Proyección de demanda de energía eléctrica en Nicaragua 2016-2030 [50]

Año Demanda de Energía

[GWh] Demanda de

Potencia [MW]

2016 4.394,0 695,1

2017 4.594,3 726,4

2018 4.800,2 758,6

2019 5.027,3 792,4

2020 5.265,0 827,8

2021 5.502,3 864,6

2022 5.752,2 903,4

2023 6.015,3 944,3

2024 6.293,0 987,4

2025 6.585,5 1.032,8

2026 6.894,2 1.080,7

2027 7.220,1 1.128,9

2028 7.565,8 1.179,9

2029 7.929,9 1.233,6

2030 8.316,8 1.290,4


La principal preocupación del sector es la dependencia a la importación de combustibles fósiles por

este motivo se brinda prioridad a los proyectos de generación renovable, sin embargo esto presenta

nuevos retos para red nicaragüense. Se consideran que estas centrales eléctricas renovables no son

despacharles por lo cual se requiere mejorar el sistema en términos de estabilidad, control y análisis

del funcionamiento de la red.

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5.4.3 Generación

Nicaragua tiene como principal fuente de generación de energía eléctrica los combustibles fósiles

con un 54,6% de participación en la canasta energética, este comportamiento es de esperase puesto

que en toda América Central los generadores térmicos son la principal fuente. Sin embargo la

peculiaridad de Nicaragua es la participación de fuentes renovales la cual es del 45.3% la más alta

participación del subcontinente.

Tabla 5.14 Potencia instalada según tecnología en Nicaragua (dic 2014) [46]

Tecnología Potencia

[MW]

Participación

[%]



Eólica 186,2 13,9

Solar 1,4 0,1

Biogás 176,3 13,1

Térmica 672,9 50,2

Total 1.341,5

A nivel de comercio internacional Nicaragua tiene una baja participación en el mercado y no se

podría tipificar como un país importador o exportador como se muestra en la Tabla 5.15.

Tabla 5.15 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Nicaragua [46]

Año Importaciones

[GWh]

Exportaciones

[GWh]

Importación Neta

[GWh]

2.000 115,8 1,2 114,6

2.005 22,5 8,3 14,2

2.007 64,0 0,0 64,0

2.008 28,2 0,0 28,2

2.009 1,7 1,5 0,2

2.010 10,2 43,3 -33,1

2.011 9,9 40,6 -30,7

2.012 20,0 3,2 16,8

2.013 52,0 16,2 35,8

2.014 22,3 49,0 -26,7


Se consideran proyectos de toda naturaleza técnica registrados como alternativas de crecimiento de

la generación en el Ministerio de Energía y Minas de Nicaragua. En la Tabla 5.16 se muestra de

forma resumida el número de proyectos así como la capacidad de generación por tecnología.

Página 62 de 155

Tabla 5.16 Resumen del potencial energético de Nicaragua por recurso.


Hidro 14 843,5

Geotérmica 21 600

Solar 5 122

Eólico 5 183

Biomasa 10 199,5

T Gas 2 600

T Diésel 2 200

T Fuel Oíl 12 420

Total 3.168


El sistema de transmisión principal de Nicaragua se basa en una red de 138 kV con 23 nodos y 24

líneas para atender su demanda. También cuenta con 10 subestaciones a nivel de 230 kV

interconectadas con 16 líneas de transmisión, estas líneas en su mayoría hacen parte del proyecto

de SIEPAC de interconexiones regionales. En la Figura 5.4 se muestra un esquema unifilar del

estado del sistema de transmisión de Nicaragua, esta información se extrae del informa final de

identificación de la res de transmisión regional realizado por el Ente Operador Regional (EOR)

[43], se denotan varias etapas de desarrollo del sistema a corte del 2012.

Figura 5.4 Esquema unifilar del sistema de transmision de Nicaragua [43]

Página 63 de 155

5.5 Costa Rica

Se toma como base de la investigación sobre la caracterización del sector eléctrico en Costa Rica

el documento “VII Plan Nacional de Energía 2015-2030” publicado por el Ministerio de Ambiente

y Energía (MINAE) [51].


En Costa Rica no se cuenta con una proyección de la demanda de energía eléctrica, por lo tanto se

realiza una aproximación utilizando los datos del 2015 publicados por CEPAL en [52] y se

consideró el crecimiento promedio de los últimos 7 años, como el crecimiento esperado hasta el

2030 de esta forma se tiene la Tabla 5.17.

Tabla 5.17 Proyección de demanda de energía eléctrica en Costa Rica 2016-2030

Año Demanda de

Energía [GWh] Demanda de

Potencia [MW]

2016 10.702 1.627

2017 10.801 1.642

2018 10.900 1.657

2019 11.000 1.672

2020 11.101 1.687

2021 11.203 1.703

2022 11.306 1.719

2023 11.410 1.734

2024 11.515 1.750

2025 11.620 1.766

2026 11.727 1.783

2027 11.835 1.799

2028 11.944 1.815

2029 12.053 1.832

2030 12.164 1.849

5.5.2 Política energética.

La política energética en Costa Rica no está muy alejada de las políticas de la región, los principales

lineamientos son la disminución de la pobreza energética y el fomento de las acciones frente al

cambio climático. La preocupación de por la pobreza energética se enfoca en dos caminos de

solución, el primero, es el de la eficiencia energética el cual busca disminuir las pérdidas del sistema

así como como fomentar el uso inteligente de la energía por parte de la demanda, en segundo lugar

es indispensable para el sistema mejorar su porcentaje de atención de la demanda puesto que aún

se consideran muchas zonas aisladas del sistema de transmisión nacional.

5.5.3 Generación

En costa rica la generación de energía eléctrica tiene como principal fuente primaria la hidrología

esto rompe con el promedio de Centro América en donde la principal fuente de generación es

Página 64 de 155

basada en combustibles fósiles, a pesar de tener una participación importante en la canasta

energética de Nicaragua esta participación llega al 20,6%, lo cual es suficientemente bueno para

considerar una generación limpia y de alta confiabilidad al tener el respaldo de las plantas térmicas.

En la Tabla 5.18 se muestra la canasta energética de Nicaragua con corte a diciembre del 2014.

Tabla 5.18 Potencia instalada según tecnología en Costa Rica (dic 2014) [46]




Eólica 196,5 6,8


Solar 1,0 0,0

Biogás 3,7 0,1

Térmica 595,7 20,6

Total 2.888,6

Históricamente Nicaragua ha mantenido una baja participación en los mercados internacionales,

sin embargo y debido a su dependencia hidrológica para la generación de energía eléctrica en el

año 2014 donde se presentó una fuete temporada de sequía por el fenómeno del niño el cual afecto

a gran parte del continente la importación de electricidad hacia Nicaragua y desde sistemas con una

mayor producción térmica aumento considerablemente, cabe aclarara que este tipo de

importaciones aumentan en gran medida los costos marginales de la energía pero mantienen la

seguridad energética del sistema. En la Tabla 5.19 se muestra el balance de importaciones y

exportaciones de Nicaragua para los últimos años.

Tabla 5.19 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Costa Rica [46]

Año Importaciones

[GWh]

Exportaciones

[GWh]

Importación Neta

[GWh]

2.000 0,4 497,3 -496,9

2.005 81,2 69,8 11,4

2.007 162,1 5,0 157,1

2.008 30,0 96,0 -66,0

2.009 82,0 68,0 14,0

2.010 62,1 38,4 23,7

2.011 4,8 42,9 -38,1

2.012 34,3 22,8 11,5

2.013 61,3 19,6 41,7

2.014 759,5 554,7 204,8


De acuerdo con un informe realizado por el BID en el 2013 [53] se precisa el potencial energético

para la generación eléctrica brindando una capacidad bruta de aprovechamiento y una capacidad

Página 65 de 155

técnicamente viable de desarrollo la cual se presenta en la Tabla 5.20 En potencial bruto sobre sale

una capacidad hidráulica de 25.500 MW y solar de 10.000 MW.

Tabla 5.20 Resumen del potencial energético de Costa Rica por recurso


Hidráulico 6.633

Térmico 0

Eólico 274

Nuclear 0

Cogeneración 0

Solar 0

Geotérmica 257

Biomasa 95

Total 7.259


Costa rica cuenta con una red de 230 kV relativamente grande en comparación con el resto de países

de Centroamérica cuanta con un total de 29 subestaciones, y su red de subtransmisión cuenta con

un nivel de tensión 138 kV. En la Figura 5.5 se muestra el diagrama unifilar del sistema de

transmisión del país.

Figura 5.5 Esquema unifilar del sistema de transmision de Costa Rica [43]

5.6 Panamá

Se toma como base de la investigación sobre la caracterización del sector eléctrico en Panamá el

documento “Plan Energético Nacional 2015-2050” publicado por la Secretaria Nacional de

Energía. [54]

Página 66 de 155


De acuerdo con el plan energético nacional de Panamá, se evalúa la ventana de tiempo asociada al

periodo del estudio 2015-2050. En la Tabla 5.21 se muestra la proyección de consumo de energía

y necesidad de potencia por el país hasta el 2050.

Tabla 5.21 Proyección de demanda de energía eléctrica en Panamá 2015-2030 [54]

Año Demanda de


Potencia [MW]

2014 9.026 2.396

2015 9.566 2.841

2016 10.107 3.285

2017 10.648 3.730

2018 11.188 4.175

2019 11.729 4.619

2020 12.269 5.064

2021 12.969 5.146

2022 13.668 5.228

2023 14.367 5.310

2024 15.066 5.391

2025 15.765 5.473

2026 16.670 5.555

2027 17.576 5.637

2028 18.482 5.719

2029 19.388 5.800

2030 20.294 5.882


La Secretaria Nacional de Energía de Panamá identifica 4 directrices prioritarias para el desarrollo

del sector eléctrico en el país

El acceso universal y la reducción de la pobreza energética: esta directriz busca mejorar

los índices de acceso a la energía eléctrica en el país

La descarbonización de la matriz energética: la matriz energética de Panamá tiene una

participación del 40% de generación térmica, y en consideración a la preocupación mundial

por el cambio climático, Panamá quiere desarrollar tecnologías renovables para mitigar

emisiones.

El uso eficiente de la energía y la sobriedad energética: evitar despilfarros de energía y

fomentar un cambio tecnológico en las cargas para lograr la eficiencia energética.

La seguridad energética: se prevé que la seguridad energética en el futuro puede ser

amenazada por los mercados de combustibles fósiles mundiales, por lo que se buscan

nuevas fuentes de energía con la integración con Centroamérica y Colombia.

Página 67 de 155

5.6.3 Generación

Panamá cuenta con una canasta energética limitada, con dependencia casi total a la hidrología y a

los combustibles fósiles, en la Tabla 5.22 se muestra en términos de porcentaje que la generación

térmica constituye el 40,3% de su capacidad instalada haciendo el sistema poco eficiente en

términos de costos marginales de la energía además de las altas emisiones de GEI del país.

Tabla 5.22 Potencia instalada según tecnología en Panamá (dic 2014) [46]



Eólica 55,0 2,0

Solar 2,4 0,1

Térmica 1.132,4 40,3

Total 2.812,9

En términos del mercado internacional Panamá cuenta con una alta participación pero no se podría

caracterizar el país como importador o exportador de energía, debido a que esta característica

depende directamente de la posibilidad de generación con fuentes hidráulicas, los años

considerados de gran afluencia hidráulica el sistema se comporta como un exportador pero en

periodos de sequía se comporta como un sistema importador. En la Tabla 5.23 se muestra el

comportamiento del sistema panameño en el mercado internacional de los últimos años.

Tabla 5.23 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Panamá [46]

Año Importaciones

[GWh]

Exportaciones

[GWh]

Importación Neta

[GWh]

2.000 132,5 14,9 117,6

2.005 54,9 106,3 -51,4

2.007 8,7 125,0 -116,3

2.008 105,0 31,5 73,5

2.009 64,3 95,2 -30,9

2.010 70,7 37,5 33,2

2.011 72,2 8,1 64,1

2.012 16,9 59,0 -42,1

2.013 75,4 71,4 4,0

2.014 189,3 98,5 90,8


Panamá al igual que la mayoría de países del mundo realiza una proyección de generación

renovable encontrando así diferentes análisis en el plan de expiación desarrollados en torno a la

explotación de dichos recursos.

Energía eólica: el potencial de este recurso en Panamá se estima en 7.180 MW en un área de 890

km2, según estudios realizados por ETESA para el PEN 2009-2023. Y actualmente se encuentra

una gran cantidad de proyectos de instalación para el futuro cercano.

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Energía solar: no existe un gran potencial de generación eléctrica con este recurso en Panamá, sin

embargo el sistema eléctrico le apuesta a la generación distribuida. En la Autoridad de Servicios

Públicos ha publicado un listado de licencias registradas y en pre registro que suman un total de

capacidad instalada de 1.302 MW a febrero del 2016 [55].

Energía Hidráulica: se cuenta con un proyecto denominado Bocas del Toro el cual será el proyecto

hidroeléctrico más grande del país y se espera su puesta en marcha en los próximos años con una

capacidad de generación de 223 MW

Energía Térmica: a pesar de la directriz que busaca disminuir las emisiones de GEI el gobierno

panameño considera que se requiere la instalación de nuevos proyectos térmicos para mantener la

confiabilidad del sistema eléctrico.

Energía Geotérmica: es una fuente de energía importante en gran parte de Centroamérica sin

embargo en Panamá no se cuenta con estudios detallados de su potencial por lo que no se cuenta

con un estimado del recurso.

Con forme con esta información en la Tabla 5.24 se muestra los potenciales de generación por

recurso para Panamá, considerando un periodo de tiempo hasta el 2050

Tabla 5.24 Resumen del potencial energético de Panamá por recurso


Hidro 2.389

Solar 1.302

Térmico 300

Eólico 7.180

GNL 6.612

Biomasa 25

Total 17.808


El sistema de transmisión de Panamá cuenta con una red de 230 kV con un total de 23 subestaciones

y su sistema de su transmisión funciona a un nivel de tensión de 115 kV, en la Figura 5.6 se presenta

el diagrama unifilar del sistema de transmisión de Panamá.

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Figura 5.6 Esquema unifilar del sistema de transmision de Panamá [43]

5.7 Colombia

En Colombia el ente encargado del planeamiento del sector eléctrico es la Unidad de Planeamiento

Minero Energética UPME, dicha unidad desarrolla un plan indicativo de expansión de generación

y transmisión del sistema eléctrico nacional, este informe de actualiza año a año con una venta de

tiempo de 15 años, la última versión publicada es la asociada al periodo 2016-2030. Utilizando ese

documento se desarrolló la siguiente información. [56]


La proyección de demanda en Colombia se realiza con base a una función estadística, la cual tiene

como parámetros de entrada las proyecciones de población, PIB y temperatura medio en el territorio

nacional. Por otra parte dentro de las proyecciones de la demanda se plantean 3 escenarios de

crecimiento basados en diferentes supuestos sobre el desarrollo económico del país, para uso

práctico en este proyecto se considera el escenario más exigente en este caso el escenario de alto

crecimiento. [56]

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Tabla 5.25 Proyección de demanda de energía eléctrica en Colombia 2016-2030 [56]

Año Demanda de


Potencia [MW]

2016 70.280 10.889

2017 72.945 11.208

2018 76.583 11.753

2019 78.955 12.041

2020 81.229 12.304

2021 83.248 12.507

2022 85.336 12.714

2023 87.516 12.924

2024 89.875 13.155

2025 92.403 13.409

2026 95.086 13.680

2027 97.934 13.969

2028 100.937 14.868

2029 104.125 14.583

2030 107.514 14.917

Con esta información se puede calcular un factor de carga promedio proyectado del 77%.


La política energética está enfocada en eliminar la pobreza energética y desarrollar herramientas

que permitan la diversificación de la canasta energética incrementando fuertemente la participación

de fuentes renovables. Para mejorar las medidas de confiabilidad del sistema se especifica que los

proyectos de conexión internacional son prioritarios, en el caso de la conexión con Panamá de

espera que en el 2018 se cuente con una capacidad de transporte de 400 MW, y se espera repotenciar

las líneas de interconexión con Ecuador

5.7.3 Generación

La generación en Colombia tiene como principal fuente la energía hidráulica con una participación

del 66%, en segundo lugar se encuentra la generación la térmica a gas con una participación del

21,3%. Considerando generación actual en total la participación térmica contamínate es de cerca

del 30% lo que preocupa en un escenario de cambio climático y explica la fuerte tendencia del

sistema por aumentar la participación eólica en la canasta energética. En la Tabla 5.26 se muestra

la canasta energética actual.

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Tabla 5.26 Potencia instalada según tecnología en Colombia (dic 2016) [56]


[MW]

Participación

[%]


Gas 3.509,0 21,3

Carbón 1.344,0 8,2

Menores 745,4 4,5


Eólica 19,0 0,1

Total 16.488,5


Colombia cuenta con una gran variedad de recursos naturales por lo que se puede considerar que

el potencial de generación es alto en comparación con los países vecinos.

Energía Eólica: Se detecta que principal potencial de generación eólica en Colombia se encuentra

en el departamento de la Guajira, considerando una incorporación máxima de este recurso de 3131

MW.

Energía Solar: El crecimiento de este tipo se generación se contempla en la instalación de paneles

fotovoltaicos a un nivel de distribución en las zonas urbanas de gran consumo.

Energía hidráulica: se contempla que la generación hidráulica a gran escala en el territorio

colombiano ya no es viable por impacto ambiental, actualmente se considera que el mega proyecto

de generación hidráulico Ituango puede ser la última planta a gran escala del sistema por lo que la

unidad de planeamiento en Colombia considera la instalación masiva de PCH. Para cuantificar el

potencial hidroenergético del país la UPME en conjunto con Colciencias y la Universidad Javeriana

lanzo en el 2015 un Atlas que revela un potencial de 51.242 MW en todo el país [57]

Energía Térmica: a pesar del sentido de descarbonificacion de los sistemas eléctricos, se estima

que la vulnerabilidad del sistema ante fenómenos ambientales de sequía, se requiere la construcción

de este tipo de plantas con el fin de mantener la seguridad energética del sistema.

Con esta información y considerando los diferentes escenarios de expansión de generación que se

plantean en [56], se calculas los posibles potenciales para la instalación de nuevas capacidades de

generación considerando el recurso fuente y la cantidad de plantas como se presenta en la Tabla

5.27

Página 72 de 155


Recurso Cantidad Potencia

[MW]

Hidro 10 4.909

Geotérmica 2 100

Solar 1 122

Eólico 22 3.131

Biomasa 2 285

Menores 29 2.835

T Gas 6 147

T Diésel 1 88

T Carbón 11 3086

Total 14.702


Debido a la gran extensión del territorio colombiano se tiene una gran cantidad de niveles de tensión

a nivel de transmisión (220kV, 230 kV y 500 kV) y sub transmisión (110 kV, 115kV y 66 kV),

para el ejerció de esta investigación se considera como red principal del país la de 500 kV y de 230

kV para los puntos de conexión internacional. A continuación en la Figura 5.7 y la Figura 5.8 se

muestra en el sistema de transmisión actual y la proyectada para el año 2030 respectivamente.

Página 73 de 155

Figura 5.7 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Colombia actual [56]

Página 74 de 155

Figura 5.8 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Colombia proyectado al 2030 [56]

5.8 Venezuela

El caso de Venezuela es muy complejo a nivel de información puesto que no se cuenta con informes

gubernamentales resientes que brinden directrices sobre el sistema eléctrico del país, no se cuenta

con página del Ministerio del Poder Popular para la Energía Electrica (MPPEE) ni algún entidad

de planeación u operación, por esta razón se tomaron los últimos informes presentados que datan

del 2013.

Página 75 de 155


Se logró el acceso a un informe con finalidad política de la Comisión Mixta pare el Estudio de la

Crisis Eléctrica en el País publicado en el 2016 [58] en donde se presenta una producción bruta de

energía eléctrica histórica, donde se muestra que la demanda de energía eléctrica ha tenido una

fuerte caída año tras año desde el 2009, con los datos obtenidos se ha realizado una aproximación

de la demanda para los próximos años en Venezuela, considerando el histórico y la actual

problemática política, social y económica por la que atraviesa el país se consideró un bajo

crecimiento del 1% anual y se presenta en la Tabla 5.28.

Tabla 5.28 Proyección de demanda de energía eléctrica en Venezuela 2016-2030

Año Demanda de


Potencia [MW]

2016 117.000 16.967

2017 118.170 17.137

2018 119.352 17.308

2019 120.545 17.481

2020 121.751 17.656

2021 122.968 17.832

2022 124.198 18.011

2023 125.440 18.191

2024 126.694 18.373

2025 127.961 18.557

2026 129.241 18.742

2027 130.533 18.930

2028 131.839 19.119

2029 133.157 19.310

2030 134.488 19.503

5.8.2 Generación

Para determinar la potencia instalada de Venezuela se utilizó el último anuario estadístico publicado

por el MPPEE en el 2014, este informe cuanta con datos a diciembre del 2013 y se presentan en la

Tabla 5.29.

Tabla 5.29 Potencia instalada según tecnología en Venezuela (dic 2013)


Térmica 15.358 44,6

Hidráulica 14.879 43,2

Eólica 50 0,1

Menores 4 0,0

Total 30.291

Página 76 de 155


En Venezuela no se cuenta con información pública estatal que cuantifique el potencial de

generación eléctrica disponible en el país. Por lo cual para el caso del proyecto se toman los datos

recolectados por la OLADE en el informe “Potencial de Recursos Energéticos y Minerales en

América del Sur” [59]. En la Tabla 5.30 se muestra dicho potencial.

Tabla 5.30 Resumen del potencial energético de Venezuela por recurso


Hidráulico 46.000

Eólico 45.000

Solar 806

Geotérmica 910

Total 92.716

Es importante destacar que Venezuela cuenta con la mayor reserva probada de hidrocarburos

probadas del continente sin embargo no se cuenta con un estudio que determine cuanto de estas

reservas son de uso viable para la generación de energía eléctrica.


A nivel del sistema de transmisión Venezuela cuanta con líneas de UHVAC de 765 kV y nivel de

tención secundario de 400 kV, adicionalmente existen líneas dimensionadas a 400 kV operando a

230 kV pensando en futuras expansiones del sistema. El último esquema unifilar del sistema

eléctrico encontrado fue publicado en el 2010 en un informa de planeación 2010-2015 [60]

Página 77 de 155

Figura 5.9 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Venezuela 2010 [60]

5.9 Ecuador

Las proyecciones del sistema de transmisión de ecuador están a cargo de dos entes fundamentales,

el primero es el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER) y segundo la Corporación

Electrica del Ecuador CELEC EP.


Para la proyección de la demanda de energía eléctrica en Ecuador, utilizan series de parámetros

típicos en el sector como los son las proyecciones del PIB y la población del país. Infortunadamente

para el enfoque de este proyecto la última proyección realiza por el CELEC comprende hasta el

año 2022 y en el proyecto se desea considerar el año 2030 como base la conexión de la SuperGrid.

Por lo tanto se tomó la decisión de considerar un crecimiento constante de la demanda de energía

eléctrica en la venta de tiempo asociada al 2022-2030. En la Tabla 5.31 se muestra la proyección

de demanda eléctrica en el Ecuador hasta el 2030.

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Tabla 5.31 Proyección de demanda de energía eléctrica en Ecuador 2016-2030 [61]

Año Demanda de


Potencia [MW]

2016 20.362 3.274

2017 21.316 3.427

2018 22.301 3.536

2019 23.303 3.695

2020 24.325 3.857

2021 25.384 4.025

2022 26.542 4.208

2023 27.752 4.400

2024 29.018 4.601

2025 30.341 4.811

2026 31.725 5.030

2027 33.171 5.259

2028 34.684 5.499

2029 36.270 5.751

2030 37.925 6.013


Para el gobierno ecuatoriano la prioridad es de solucionar problemas operativos y de inversión para

asegurar el suministro de energía eléctrica. De esta forma fomentar una alta competitividad del

mercado eléctrico.

5.9.3 Generación

En el informe del balance energético del 2015 se publican los datos asociados a las fuentes de

generación eléctrica utilizadas en el sistema ecuatoriano y se resumen en la Tabla 5.32 es

importante destacar la fuerte dependencia a la generación térmica como su mayor fuente.

Tabla 5.32 Potencia instalada según tecnología en Ecuador (dic 2014) [62]


Térmica 1.608,4 49,1

Hidráulico 1.491,9 45,6

Interconexiones 109,0 3,3

Biomasa 52,1 1,6

Eólica 10,5 0,3

Solar 2,3 0,1

Total 3.274

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De acuerdo con la política energética de Ecuador el desarrollo de energías renovables no es una

prioridad en el sistema eléctrico por lo tanto no existen proyectos firmes con este enfoque,

únicamente se desarrollaron proyectos de estimación del recurso en informes llamados Atlas eólico

el cual estima un potencial bruto de generación eólica de 1.670 MW [63], Atlas Solar y documentos

de potenciales geotérmicos sin embargo estos últimos dos estudios no presentan un potencial de

generación explicito sino una metodología para el cálculo de los mismos.

De acuerdo con esta información los proyectos en firme para la expansión de energía eléctrica

consideran principalmente fuentes hídricas de gran y pequeña escala como se muestra en la Tabla

5.33



Hidro 75 12.118

Solar 2 2

Eólico 1 71,75

Menores 115 221

Total 12.412,75


El sistema de transmisión de ecuador lo dividen en 5 zonas geográficas (Noroccidental, Norte,

Nororiental, Suroccidental y Sur). El sistema maneja los niveles de tensión para transmisión de 230

kV y 138 kV, también cuenta con dos conexiones internacionales una con Colombia y otra con

Perú a un nivel de tensión de 230 kV.

Considerando las necesidades del proyecto se relaciona con mayor detalle la red de 230 kV del

territorio ecuatoriano, de tal forma que cuenta con 15 subestaciones de transmisión y 1 de

seccionamiento

A nivel de expansión del STN el proyecto más importante es la puesta en funcionamiento del primer

circuito de 500 kV del país, el cual tiene como principal objetivo la conexión de las grandes

ciudades (Quito y Guayaquil) con dos nuevos proyectos de generación hidráulica (Sopladora y

Coca Codo Sinclair).

A continuación en la Figura 5.10 se muestra el STN de Ecuador considerando los próximos

proyectos de expansión.

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Figura 5.10 Esquema unifilar y disposición geográfica del sistema de transmisión de Ecuador considerando los

próximos proyectos de expansión [64]

5.10 Perú

Para la recolección de información del sistema eléctrico nacional del Perú, se utiliza la información

suministrada en documento público por el Comité de Operación Económica del Sistema

Interconectado Nacional (COES-SINAC)


En el COES la proyección de la demanda se modela a partir de las proyecciones realizadas para el

PIB y el crecimiento de la población. Con esta información se genera un escenario base, y a partir

de este escenario crean otros 4 (muy pesimista, pesimista, optimista y muy optimista), esto

considerando una desviación en las proyecciones. Para el fin de este proyecto se consideró el

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escenario optimista para considerar una alta demanda no necesariamente crítica. En la Tabla 5.34

se muestra dicha proyección de demanda de energía y potencia pico.

Tabla 5.34 Proyección de demanda de energía eléctrica en Perú 2016-2030 [65]

Año Demanda de


Potencia [MW]

2016 49.751 6.762

2017 53.140 7.143

2018 57.729 7.680

2019 62.586 8.281

2020 68.264 9.006

2021 72.637 9.556

2022 76.680 10.088

2023 79.898 10.540

2024 82.942 10.956

2025 86.023 11.415

2026 89.270 11.875

2027 92.543 12.343

2028 96.062 12.844

2029 99.715 13.332

2030 103.507 13.839

A partir de esta información se calcula el factor de carga del sistema promedio de 85.9% para el

periodo de tiempo en estudio.


Al igual que la tendencia mundial en gobierno del Perú busca un trabajo en equipo del ministerio

encargado del sector eléctrico y el ministerio del Ambiente, con esto se pretende un desarrollo

energético con un mínimo impacto ambiental, promoviendo el uso de tecnologías renovables, esto

es una meta primordial considerando que cerca de la mitad de la generación eléctrica en el país se

realiza por medios térmicos contaminantes. Con esta idea principal en la planeación se plantean los

siguientes lineamientos:

“Impulsar el desarrollo y uso de energías limpias y de tecnologías con bajas emisiones

contaminantes y que eviten la biodegradación de los recursos.

Establecer medidas para la mitigación de emisiones provenientes de las actividades

energéticas.

Promover que los proyectos energéticos obtengan los beneficios de la venta de los

certificados de la reducción de emisiones (CERs) para el mercado de carbono.

Alcanzar una normativa ambiental con requerimientos compatibles con la Política

Nacional del Ambiente y los estándares internacionales

Promover el perfeccionamiento permanente de las normas de seguridad en el uso de

energéticos.

Promover e incentivar el uso de residuos sólidos y líquidos para la producción de energía.

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Promover prácticas de responsabilidad social en las actividades energéticas.

Promover las relaciones armoniosas entre el estado, las comunidades y empresas del

sector energía” [65]

5.10.3 Generación

La generación en Perú tiene como principal fuente la energía hidráulica y térmica a gas con una

participación casi igual en magnitud. Considerando generación actual en total la participación

térmica contamínate es de cerca del 48% lo que preocupa en un escenario de cambio climático y

explica la fuerte tendencia del sistema por aumentar la participación eólica en la canasta energética.

En la Tabla 5.35 se muestra la canasta energética actual.

Tabla 5.35 Potencia instalada según tecnología en Perú (dic 2015)


[MW]

Participación

[%]


Gas 3.137,6 46,4

Carbón 37,9 0,6

Menores 124,4 1,8

Líquidos 32,5 0,5

Solar 35,2 0,5


Eólica 89,9 1,3

Total 6.586,2


Se considera como potencial de generación las plantas eléctricas futuras con algún nivel de estudio

de factibilidad mas no el potencial energético de los recursos del país, en la Tabla 5.36 se muestran

la generación futura por fuente de energía.

Tabla 5.36 Resumen del potencial energético de Perú por recurso [65]


Hidro 17.640

Combinado 269

Solar 184

Eólico 162

Biomasa 4

T Gas 9.456

T Diésel 81

Total 27.796

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Perú a principios de los años 80’ realizo un estudio en conjunto con MEM, Electroperú y la Misión

Alemana de Cooperación Técnica el cual calculo un potencial de 58GW


Debido a la gran extensión del territorio Peruano se tiene una gran cantidad de niveles de tensión a

nivel de transmisión (220kV y 500 kV) y sub transmisión (138 kV, 69 kV y 50 kV), para el ejerció

de esta investigación se considera como red principal del país la de 500 kV y de 220 kV para los

puntos de conexión internacional. A continuación en la Figura 5.11 se muestra en el sistema de

transmisión actual.

Figura 5.11 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Perú actual [66]

5.11 Brasil

Debido al tamaño del territorio, cantidad de población y la magnitud del sistema eléctrico de Brasil

se puede considerar como una SuperGrid por sí sola. Los principales agentes en el sistema eléctrico

brasilero son el Ministerio de Minas y Energía (MME), la Agencia Nacional de Energía Electrica

(ANEEL) y el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS).


La proyección de la demanda se calcula a partir de la serie proyectada del PIB del país la de forma

que se contempla que casi se duplica la demanda para el año 2030 con respecto al 2016, el

documento de planeamiento al 2030 [67] no contempla una proyección para la potencia máxima

del sistema, sin embargo enuncia que el factor de carga del sistema está considerado como el 70%

en promedio para los próximos 15 años, con esta información se realiza el resumen presentado en

la Tabla 5.37.

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Tabla 5.37 Proyección de demanda de energía eléctrica en Brasil 2016-2030 [67]

Año Demanda de Energía

[GWh] Demanda de Potencia

[MW]

2016 566.856 92.442

2017 592.365 96.602

2018 619.021 100.949

2019 646.877 105.492

2020 674.693 110.028

2021 703.705 114.759

2022 733.964 119.694

2023 765.525 124.841

2024 798.442 130.209

2025 832.775 135.808

2026 868.584 141.648

2027 905.934 147.739

2028 944.889 154.091

2029 985.519 160.717

2030 1.027.896 167.628


La política energética de Brasil se enfoca en pilares fundamentales y con priorización organizada:

Mitigar la pobreza energética: en Brasil aún existen aglomeraciones de carga aisladas

dependientes de fuentes de generación costosas, la prioridad es lograr la interconexión con

estas áreas y mejorar la cobertura del sistema.

Eficiencia energética: se han detectado muchas fallas del sistema en términos de eficiencia

energética tal como lo indica el informe nacional de monitoreo de la eficiencia energética

del Brasil [68], por lo que se han creado diversas metodologías para mejorar el uso de la

energía por los usuarios.

Mitigar afectaciones ambientales: este es uno de los pilares que buscan cumplir con los

compromisos adquiridos en el marco del COP 21, sin embargo se prioriza la confiabilidad

del sistema, por eso se puede ver en el plan de expansión de generación el gran desarrollo

térmico y nuclear en la matriz energética.

5.11.3 Generación

La generación en Brasil cuenta con una capacidad instalada de casi la mitad del total instalado en

toda Latinoamérica, una particularidad especial del sistema es que cuenta con una planta de

generación nuclear en Rio de Janeiro, aspecto atípico en América Latina. En cuanto a la matriz de

generación, tiene como principal fuente la energía hidráulica y térmica con una participación del

68% y el 27% respectivamente. En la Tabla 5.38 se muestra la canasta energética actual. [69]

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Tabla 5.38 Potencia instalada según tecnología en Brasil (dic 2014)



Térmica 37.886 27,1

Nuclear 1.957 1,4

Eólica 4.893 3,5

Solar 15 0,0

Total 139.800


Hidro electricidad: La capacidad instalada a partir de la hidro-energía es la principal fuente de

energía eléctrica en Brasil, y considerando que es un recurso relativamente limpio, el país sigue

con la idea de explotar al máximo el recurso el país, los estudios de MME demuestra un potencial

total en el país de 251.490 MW del cual se está aprovechando solo el 37%, de la restante capacidad

se cuentan con estudios de factibilidad técnica un total de 126.164 MW para futuras expansiones

del sistema.

Nuclear: El recurso nuclear en el mundo está actualmente siendo desmantelado o no se considera

como futuras expansiones sin embargo las proyecciones de la fuente en Brasil considerando su

experiencia y sus necesidades eléctricas se realizó un estudio que demuestra total viabilidad de

expansión de hasta 33.000 MW adicionales a los ya existentes, por supuesto y de acuerdo a la

política energética estas plantas no tienen vital prioridad en su ejecución.

Carbón: se crean diferentes escenarios a partir de la capacidad de las reservas de Brasil y de los

principales comercializadores del carbón (Colombia, Sur África y Australia), con base en esto y

considerando el escenario de mayor uso del carbón se estima un potencial de nueva generación de

10.000 MW.

Gas Natural: el modelo de proyección es el mismo que para el caso del carbón y se estima en un

escenario de máximo aprovechamiento del energético de hasta 21.200 MW.

Biomasa: se proyecta para el 2030 un aumento del uso de este energético, y se estima el potencial

de nuevas plantas en 6.830 MW

Eólica: de acuerdo con la política energética esta fuente de generación tiene una alta prioridad para

suplir la demanda del sistema eléctrico, de acuerdo con estudios entregados por CEPAL el potencial

bruto en Brasil es de 143 GW de los cuales se consideran viables técnicamente el 50% de dicho

potencial

Solar: el desarrollo de esta tecnología según los parámetros del sistema brasilero no es viable a

gran escala y esta segregada a la generación distribuida por lo que no se presenta un estudio de

factibilidad.

Energía de mares: de acuerdo con estudios realizados por COPPE/UFRJ se estima que el potencial

de este recurso en Brasil es de hasta 114.000 MW por lo que los operadores del sistema realizo una

prueba piloto de 50 MW en Porto de Pecém.

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En la Tabla 5.39 se muestra el resumen del potencial de generación eléctrica por recurso para el

sistema brasilero considerado hasta el 2030

Tabla 5.39 Resumen del potencial energético de Brasil por recurso [70]


Hidro 61.300

Nuclear 6.000

Carbón 9.000

Gas Natural 15.000

Biomasa 4.750

Eólica 3.300

Menores 7.300

Total 106.650


El sistema de transmisión brasilero pos su extensión y por su principio de sistemas independientes

recientemente interconectados cuenta con una gran cantidad de niveles de tensión en AC (138 kV,

230 kV, 345 kV, 440 kV, 500 kV y 750 kV) además cuenta con algunas líneas de transmisión DC

embebidas de 600 kV. En la Figura 5.12 se muestra el sistema actual.

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Figura 5.12 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Brasil actual [71]

5.12 Bolivia

El modelo de organización del sector eléctrico en Bolivia se constituye desde el Ministerio de

Hidrocarburos y Energía y el Viceministerio de desarrollo Energético, la recolección de

información para este proyecto se realiza a partir de dos documentos publicados por el ministerio

el primero es el “Plan Óptimo de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2012-2022” [72]

y el “Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de Bolivia 2025” [73]


Para la proyección de demanda el gobierno boliviano considera la variable del PIB como principal

factor en las series, adicionalmente es importante destacar que no de los principales lineamientos

en la política energética es la de cumplir un 100% de cubrimiento de la demanda de energía eléctrica

para el año 2025. Bajo estas consideraciones en la Tabla 5.40 se muestra la proyección de la

demanda de enrgia electrica en términos de energía anual consumida y potencia pico anual. Bajo

el estudio de Ministerio se calcula un factor de carga del sistema para el año 2030 del 70%.

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Tabla 5.40 Proyección de demanda de energía eléctrica en Bolivia 2016-2030 [72]

Año Demanda de


Potencia [MW]

2016 9.348 1.590

2017 10.088 1.708

2018 10.828 1.826

2019 11.567 1.944

2020 12.307 2.061

2021 13.046 2.179

2022 13.786 2.297

2023 14.726 2.446

2024 15.666 2.595

2025 16.606 2.744

2026 17.814 2.933

2027 19.022 3.122

2028 20.229 3.311

2029 21.437 3.500

2030 22.645 3.689


Una de las principales líneas de desarrollo del sistema eléctrico en Bolivia es la diversificación de

la canasta energética disminuyendo la dependencia al mercado extranjero de hidrocarburos.

Por otro parte el estado busca la apropiación del sector dejando a un lado los agentes privados esto

con el fin de garantizar el servicio y disminuir la pobreza energética del país, en la actualidad cerca

del 70% del sector es del estado con lo que se denominó la “Nacionalización” del sector desde el

año 2010, se espera que con este cambio para el año 2020 se alcance el 100% de los hogares

bolivianos con energía eléctrica

5.12.3 Generación

La canasta energética de Bolivia tiene una composición similar a la de los países de Centroamérica

con un muy alto porcentaje de generación contaminante, en este caso entre las plantas térmicas a

gas, a diésel y la biomasa constituyen cerca del 70% de la canasta. En la Tabla 5.41 se muestra la

distribución de la canasta energética de Bolivia para el 2013

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Tabla 5.41 Potencia instalada según tecnología en Bolivia (dic 2013) [73]


[MW]

Participación

[%]

Térmica Gas 872,4 63

Hidro Filo 263,1 19

Hidro Embalse 152,3 11

Térmica Diésel 83,1 6

Biomasa 13,8 1

Total 1.385


La principal fuente de potenciales futuros de generación en Bolivia es la hidro-energia, el potencial

de cuencas hídricas del país es muy alto y sin embargo ha sido poco explotado en el actual sistema

eléctrico, de acuerdo con el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas se cuenta con 6

grandes proyectos de este tipo con una potencia nominal instalada de 19.887 MW.

A nivel de plantas térmicas, a pesar que la política del país busca la disminución de emisiones en

la matriz de generación se cuenta con el estudio de 35 plantas con Gas Natural como alternativas

de expansión, todas las plantas son comparativamente pequeñas y suman un potencial nominal de

1.857 MW.

A nivel de generación renovable hace falta más estudios de viabilidad puesto que el país no

considera expansión de en este sentido.

En la Tabla 5.42 se muestra en resumen los proyectos que se consideran dentro del planeamiento

de generación de Bolivia.

Tabla 5.42 Resumen del potencial energético de Bolivia por recurso [72]


[MW]

Hidro 6 19.887

Gas Natural 35 1.837

Líquidos 1 20

Geotérmica 1 11

Biomasa 2 50

Total 21.804


El sistema eléctrico boliviano aún se encuentra en una etapa sectorial, donde se cuenta con 5

pequeños sistemas independientes en el territorio, una de las principales directrices de la política

energética en Bolivia es interconectar todas estas zonas y lograr una mayor cobertura de la demanda

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de energía eléctrica. Considerando esto, los proyectos de planeación bolivianos esperan para el año

2022 terminar el montaje de una red de 230kV que interconecten las zonas aisladas.

En la Figura 5.13 se muestra el sistema de transmisión eléctrica de Bolivia proyectado para el año

2022, cuyos principales niveles de tensión son 230 kV y 115 kV.

Figura 5.13 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Bolivia proyectado para el 2022 [72]

5.13 Paraguay

En Paraguay existen diversos agentes gubernamentales que contribuyen al sistema eléctrico, a nivel

ministerial no existe una organización dedicada de forma exclusiva al sector energético como el

resto de países de la región, sin embargo se estructura un Viceministerio de Minas y Energía el cual

crea a la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), el cual desarrolla un plan estratégico

de generación y transmisión a corto y mediano plazo.


Dado que se realiza un planeamiento a corto y mediano plazo se tiene la proyección de la demanda

de energía eléctrica del país hasta el año 2023, dicha proyección realizada por la ANDE considera

un crecimiento constante para 4 diferentes escenarios de crecimiento económico (bajo, medio, alto

II y alto I) para cada escenario se tiene un porcentaje de crecimiento constante, para el caso bajo

estudio se considerara el escenario medio el cual considera un crecimiento contante del 5.66% el

cual es alto en comparación con los demás países de la región. Con base en esta proyección hasta

el año 2023 se extrapolaron los datos considerando este mismo crecimiento constante hasta el año

2030 y se presentan los resultados en la Tabla 5.43. La alta tasa de crecimiento se debe al estudio

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histórico que demuestra crecimientos económicos y en el sector eléctrico en promedio del 9.11%

anual.

Tabla 5.43 Proyección de demanda de energía eléctrica en Paraguay 2016-2030 [74]

Año Demanda de


Potencia [MW]

2016 3.086 440

2017 3.268 466

2018 3.455 493

2019 3.620 517

2020 3.810 544

2021 3.995 570

2022 4.187 597

2023 4.369 623

2024 4.616 659

2025 4.878 696

2026 5.154 735

2027 5.445 777

2028 5.754 821

2029 6.079 867

2030 6.423 917


Según el Viceministerio de Minas y Energía propone 4 objetivos claves para el desarrollo del sector

energético del país:

Garantizar la energía a todos los ciudadanos: en la zona norte del país aún se encuentran

muchas poblaciones sin acceso a la energía eléctrica y son zonas que deben ser alcanzadas

por el sistema.

Seguridad energética: utilizando recursos primarios de la nación esto a nivel de energía no

eléctrica.

Convertir a Paraguay en un centro internacional regional: esto ya se comenzó con los

proyecto binacionales de generación que se realizaron ene le país, y el principal objetivo

es continuar trabajando en la línea de la integración energética regional.

La conciencia ciudadana en el uso de las energías: se propone trabajar con el comité de

eficiencia energética para implementar campañas de para que los usuarios hagan un uso

eficiente de la energía eléctrica.

5.13.3 Generación

La generación de Paraguay es un tema difícil de definir, el país cuenta principalmente con 3 plantas

hidroeléctricas disponibles para la generación eléctrica del país, una de ellas, Acaray, es propiedad

del país con una potencia máxima instalada de 200 MW. El caso de Itaupú es una central con una

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capacidad total de 14.000 MW pico con 20 turbinas generadoras, de las cuales solo 10 corresponden

al uso de Paraguay y las otras 10 atienden demanda brasilera. Una situación similar se tiene con la

planta de Yacyretá la cual tiene una potencia instalada de 3.200 MW en 20 turbinas de las cuales a

Paraguay le corresponden 1600 MW y los otros 1600 MW corresponden a Argentina, además de

estas tres centrales de generación Paraguay cuenta con 4 plantas de generación térmicas pequeñas

(mínimas considerando las capacidades de las plantas hídricas) las cuales suman 21 MW. En la

Tabla 5.44 se muestra la capacidad instalada en Paraguay. [75]

Tabla 5.44 Potencia instalada en Paraguay

Tecnología Central Potencia

[MW]

Participación

[%]

Hidráulica

Itaupú 7.000 79,3

Acaray 200 2,3

Yacyretá 1.600 18,1

Térmica 4 plantas 24,9 0,3

Total 8.825

Esta peculiaridad en el esquema de generación es una muestra del concepto de SuperGrid aplicado

hoy en día en el continente, donde se compartes recursos naturales por el bien común de la región

asociando a los diferentes países a nivel de inversión financiera y tecnológica


El conocimiento técnico de Paraguay es principalmente la hidrología como única fuente de

generación por lo tanto los proyectos a mediano plazo solo consideran esta tecnología, lo cual puede

no ser lo más indicado, sin embargo en el plan maestro de generación se consideran los siguientes

potenciales de plantas hídricas y PCHs.

Tabla 5.45 Resumen del potencial energético de Paraguay [74]


[MW]

Hidráulico 7 5386

Menores 7 80

Total 5466


El sistema de transmisión en Paraguay considera dos niveles de tensión, 500 kV y 220 kV,

actualmente el país cuenta únicamente con 3 subestaciones conectadas por 2 líneas de 500 kV, sin

embargo se cuenta con la proyección del sistema de transmisión se Paraguay para el año 2023 en

donde ya se presenta un rad de 500 kV más robusta con 7 subestaciones y 8 líneas de transmisión.

En la Figura 5.14 y en la Figura 5.15 se muestra el sistema de transmisión actual y el proyectado

para el año 2023 respectivamente.

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Figura 5.14 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Paraguay actual [74]

Página 94 de 155

Figura 5.15 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Paraguay proyectado para el 2023 [74]

5.14 Uruguay

En Uruguay los entes gubernamentales encargados del sistema eléctrico son el Ministerio de

Industria, Energía y Minería (MIEM) y la Administración del Mercado Eléctrico (ADME). Una de

las principales particularidades de Uruguay es la cantidad de energía eólica instalada en el país que

alcanza el 31% de la potencia total instalada lo cual es la participación más alta de este tipo de

generación en el mundo, debido a ello también se presenta en el sistema un factor de carga muy

bajo en comparación a los demás países de la región.


Según el regulador del sistema eléctrico nacional la “Administración del Mercado Eléctrico

ADME” se plantea el crecimiento de la demanda de energía eléctrica en el país hasta el año 2023

puesto es su venta de tiempo más lejana dentro de sus esquemas de planeación, para realizar el

ajuste hasta el 2030 se asumió a partir del año 2023 un crecimiento constante de la demanda y de

presenta dicha proyección en la Tabla 5.46. Por otra parte se calculó el factor de carga del sistema

y se encontró que es en promedio de 63% esto se debe al alto porcentaje de participación de fuentes

eólicas en el sistema.

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Tabla 5.46 Proyección de demanda de energía eléctrica en Uruguay 2016-2030 [76]

Año Demanda de


Potencia [MW]

2016 10.699 1.920

2017 10.981 1.970

2018 11.282 2.024

2019 11.576 2.077

2020 11.577 2.077

2021 11.808 2.119

2022 12.044 2.161

2023 12.285 2.204

2024 12.530 2.248

2025 12.781 2.293

2026 13.036 2.339

2027 13.296 2.386

2028 13.562 2.433

2029 13.833 2.482

2030 14.109 2.531


El gobierno uruguayo presenta un documento de política energética necesaria para el desarrollo

eléctrico del país en el periodo 2005-2030 con el fin de fomentar el desarrollo del sector [77].

Como objetivo general establece la que la diversificación de la canasta energética a nivel

tecnológico, fuentes de generación, y agentes generadores, además de considerar el fomento del

desarrollo de energías renovables, este último punto lo han realizado muy bien hasta la fecha con

una fuerte inclusión de energía eólica en el sector.

Como segundo objetivo contempla la creación de mecanismos de integración regional, por lo cual

se puede pensar que se encuentran abiertos a las propuestas asociadas a una SuperGrid

Latinoamericana.

5.14.3 Generación

Se extraen los datos del balance energético de Uruguay publicado por el Ministerio de Industria,

Energía y Minería MIEM [78]. Uruguay tiene el mayor porcentaje de participación de fuente de

generación eólica con un 31% para el año 2015.

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Tabla 5.47 Potencia instalada según tecnología en Uruguay (dic 2015) [78]



Eólica 1.119,7 31,0

Térmica 614,0 17,0

Biomasa 397,3 11,0

Solar 72,2 2,0

Total 3.612


En Uruguay no se cuenta con información pública estatal que cuantifique el potencial de generación

eléctrica disponible en el país. Por lo cual para el caso del proyecto se toman los datos recolectados

por la OLADE en el informe “Potencial de Recursos Energéticos y Minerales en América del Sur”

[59]. En la Tabla 5.48se muestra dicho potencial.

Tabla 5.48 Resumen del potencial energético de Uruguay por recurso


Hidráulico 1.815

Eólico 3.000

Cogeneración 179

Solar 59

Biomasa 216

Total 5.268


El sistema de transmisión de Uruguay de basa en los niveles de tensión de 500 kV y 150 kV la red

principal del país conecta las plantas de generación con la capital Montevideo. En la Figura 5.16 se

muestra el sistema eléctrico uruguayo proyectado para el año 2017.

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Figura 5.16 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Uruguay previsto al 2017 [77]

5.15 Chile

En Chile el agente encargado de la planificación del sistema eléctrico se conoce como el

Coordinador Eléctrico Nacional, el cual en [79] publica diversos documentos de planificación y

operación del sistema eléctrico. El punto importante de salida del estudio de esta información es el

hecho de la división del sistema eléctrico en 2 partes el Sistema Interconectado del Norte Grande

(SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC).


Al igual que la mayoría de modelos de planeamiento de la demanda utilizados en el mundo, las

proyecciones en Chile consideran como parámetros de entrada en el modelo las series de las

proyecciones de crecimiento poblacional y de crecimiento económico del país.

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Año Demanda de


Potencia [MW]

2016 67.656 9.086

2017 69.456 9.328

2018 71.509 9.604

2019 73.676 9.895

2020 75.932 10.198

2021 78.162 10.497

2022 80.466 10.807

2023 82.786 11.118

2024 85.196 11.442

2025 87.535 11.756

2026 89.745 12.053

2027 92.105 12.370

2028 94.448 12.684

2029 96.727 12.990

2030 98.906 13.283

Con esta información se calcula un factor de carga promedio del 85% en la ventana de tiempo en

estudio.


El ministerio de energía de Chile desarrolla una nueva política energética con miras a un sistema

en el año 2050. Para esto se propone el desarrollo en 4 pilares de desarrollo que son: [80]

Confiabilidad: es indispensable considerar un sistema eléctrico que cuente con la capacidad de

atender la demanda el país, bajo fuertes lineamientos de seguridad, calidad del suministro y

flexibilidad en las interconexiones. En este punto de destaca en el informe el compromiso por contar

con una generación descentralizada y una gestión activa de la demanda.

Inclusividad: este pilar busca posicionar al sector eléctrico como un factor fundamental en el

desarrollo económico del país, por lo cual se busca desarrollar en fuerte medida tecnologías que

impulsen la eficiencia energética, además de integrar los agentes del sistema para eliminar fallas

del mercado. La prioridad en este lineamiento es la cobertura del servicio alcanzando el 100% de

las cargas del país.

Competitividad: la competitividad del mercado eléctrico se considera con el costo marginal de la

energía el cual incluye un factor de impacto sobre el medio ambiente, al igual que en la mayoría de

países del mundo se ha manifestado la preocupación por desarrollar una canasta energética

amigable con el medio ambiento, por lo cual la prioridad en este punto es fomentar la

descarbonificacion de la canasta con la inclusión de tecnologías renovables.

Sostenibilidad, Eficiencia y educación energética: el objetivo principal de este lineamiento es el

fomento de la participación de la demanda como un agente activo del sistema, el papel de la

demanda el sistema se presenta en los modelos de respuesta a la demanda y el uso eficiente de la

energía eléctrica.

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5.15.3 Generación

Las bases de datos sobre los generadores del sistema chileno se encuentran divididos por dos

diferentes oficinas dentro del Coordinador Eléctrico Nacional uno para el SING y el otro para el

SIC y se encuentran en [81] y en [82]. En la Tabla 5.49 se muestra de forma resumida la potencia

instalada en el país pos tipo de fuente de generación.

Tabla 5.49 Potencia instalada según tecnología en Chile (dic 2016)

SING SIC Chile


[MW]

Participación

[%]

Potencia

[MW]

Participación

[%]

Potencia

[MW]

Participación

[%]

Carbón 2.667,7 45,6 0 0,0 2.667,7 11,6

Gas Natural 2.559,9 43,8 6.578 38,2 9.137,5 39,6

Líquidos 326,0 5,6 1.644 9,6 1.970,4 8,5

Solar 172,2 2,9 1.312 7,6 1.484,2 6,4

Eólica 90,0 1,5 1.028 6,0 1.118,0 4,8

Cogeneración 17,5 0,3 0 0,0 17,5 0,1

Hidro 10,9 0,2 6.654 38,7 6.664,9 28,9

Total 5.844 17.216 23.060


Se cuenta con un informe realizado por el centro de energía de Chile que describe diferentes

escenarios de expansión en la generación de energía eléctrica en el país, basados en un potencial

que cuantifican para los recursos que consideran viables en el país. Con el desarrollo de los

escenarios se tomó el de mayor potencial instalado al año 2030, los resultados se muestran en la

Tabla 5.50, y se tomaron datos del potencial energético que se elevan a 44.240 MW.

Tabla 5.50 Resumen del potencial energético de Chile


Hidráulico 0 50

Térmico 26 6.447

Eólico 39 7.532

Nuclear 0 0

Cogeneración 0 0

Solar 10 1.516

Geotérmica 1 180

Biomasa 0 0

Total 15.725

Página 100 de 155


Chile cuenta con un territorio de una gran extensión en sentido norte-sur y es muy angosto en un

sentido oriente-occidente, por lo cual a lo largo del tiempo se desarrollaron dos sistemas

independientes en el territorio, pero ya se cuenta con un proyecto para interconectar los dos

sistemas. En el sistema se cuenta con niveles de tensión para transmisión de 500 kV, 345 kV y 220

kV y para subtransmisión de 154 kV, 110 kV y 66 kV. A continuación en la Figura 5.17 se muestra

el sistema de transmisión del sistema SING y en la Figura 5.18 se muestra en el sistema de

transmisión del sistema SIC.

Figura 5.17 Esquema unifilar del sistema de transmisión de SING Chile actual [79]

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Figura 5.18 Esquema unifilar del sistema de transmisión de SIC Chile actual [79]

5.16 Argentina

Argentina ha tenido una desaceleración económica con fuertes repercusiones en el sistema

eléctrico, disminuyendo considerablemente la evolución de la demanda de energía eléctrica. Las

entidades organizacionales del sistema están encabezadas por el ministerio de energía y minería y

la secretaria de energía eléctrica, a nivel operacional cuentan con el CAMMESA en donde se

realizan los estudios requeridos para cumplir el objetivo de esta tesis.


Se plantean dos escenarios de demanda, el primero asume un alto crecimiento bajo la premisa que

las políticas de uso eficiente de la energía no son efectivas y el segundo escenario asume que si son

efectivas dichas políticas. Para el caso del estudio se asumirá la premisa de mayor crecimiento de

la demanda por ser el escenario crítico del país. En la Tabla 5.51 se presenta la proyección para el

2030.

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Tabla 5.51 Proyección de demanda de energía eléctrica en Argentina 2016-2030 [83]

Año Demanda de


Potencia [MW]

2016 125.550 20.475

2017 130.091 21.015

2018 134.562 21.591

2019 139.283 22.152

2020 143.944 22.702

2021 148.360 23.269

2022 152.677 23.851

2023 157.258 24.447

2024 161.657 25.058

2025 166.198 25.685

2026 171.089 26.327

2027 175.796 26.985

2028 180.644 27.660

2029 185.643 28.351

2030 190.670 29.060


La política energética de Argentina no cuenta con mayores directrices de trabajo, de acuerdo con

las decisiones gubernamentales el principal factor es la eficiencia energética en miras de generar

ahorros en el consumo de energía eléctrica del país. La segunda preocupación es la dependencia a

los combustible fósiles considerando que los últimos años la producción total de petróleo y gas

natural ha bajado casi en un 1% anual.

5.16.3 Generación

De acuerdo con informe mensual presentado por CAMMESA en febrero del 2017 se presenta la

Tabla 5.52, donde se evidencia una fuerte dependencia a las fuentes térmicas por lo que el problema

de emisiones de CO2 es un problema importante en el sistema, como segunda particularidad es la

participación de energía nuclear, en el continente es el país con mayor porcentaje de participación.

Tabla 5.52 Potencia instalada en Argentina Febrero 2017 [84]


Térmica 20.893 60,6


Nuclear 1.755 5,1

Menores 489 1,4

Eólica 195 0,6

Biomasa 17 0,0

Solar 8 0,0

Total 34.464

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Se consideran los potenciales de generación asociados a los proyectos nuevos desde el 2016 al

2030, que se exponen en informe de CAMMESA “Metodología para la Elaboración y Evaluación

de Escenarios Energéticos 2030”, este informe contiene una lista de los nuevo proyectos de

generación para los próximos 15 años, bajo diferentes escenarios que consideran supuestos maro

económicos distintos en la Tabla 5.53 se muestran la capacidad a instalar por recurso para el 2030.

[83]

Tabla 5.53 Resumen del potencial energético de Argentina


Hidráulico 0 7.952

Térmico 0 2.400

Eólico 0 10.000

Nuclear 0 2.000

Cogeneración 0 6

Solar 0 100

Geotérmica 0 90

Biomasa 0 10.000

Total 32.548

Adicional a las plantas que se consideran viables para el año 2030, se requiere una estimación a

largo plazo de los potenciales de generación eléctrica en Argentina, el EREC realiza un análisis de

los potenciales energéticos del país por fuente de generación, dicho potencial alcanza los 68.600

MW adicionales instalados.


El Ministerio de Energia y Minas de Argentina cunat con un portal interctivo geografico, de donde

se puede extraer la informacion completa del sistema electrico del pais [85]. El sistema de

transmision de argentina por su gran extencion y si anterior configuracion de sistemas aislados se

presentan un gran nuim,ero de nivles de tension, en orden decendente el sistema de transmisuion

es 500 kV, 345 kV (para interconexion con chile) 330 kV y 220 kV. Debido al tamaño del sistema

se dividio en las dos figuras que se muestran a continuacion.

Página 104 de 155

Figura 5.19 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Argentina norte actual [85]

Figura 5.20 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Argentina sur actual [85]

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6 Red latinoamericana

6.1 Demanda de energía eléctrica.

De acuerdo con el estudio realizado en el literal anterior se resume la demanda del continente en la

Tabla 6.1 donde se presenta la demanda total y por países de acuerdo con las etapas de planeamiento

necesarias en la metodología propuesta (años 2016, 2030 y 2050). Para el año 2050, debido a la

falta de datos por parte de los entes de planeamiento de los diferentes países, se optó por una

aproximación en la cual se asumió un crecimiento constante considerando la taza del periodo 2029-

2030.

Tabla 6.1 Proyección de demanda de energía eléctrica en Latinoamérica 2016, 2030 y 2050

2016 2030 2050

Energía [GWh]

Potencia [MW]

Energía [GWh]

Potencia [MW]

Energía [GWh]

Potencia [MW]

Brasil 566.856 92.442 1.027.896 167.628 2.385.792 389.072

Argentina 125.550 20.475 190.670 29.060 312.852 47.618

Venezuela 117.000 16.967 134.488 19.503 164.102 23.798

Colombia 70.280 10.889 107.514 14.917 204.016 28.306

Chile 67.656 9.086 98.906 13.283 154.426 20.739

Perú 49.751 6.762 103.507 13.839 218.338 29.193

Ecuador 20.362 3.274 37.925 6.013 92.554 14.674

Guatemala 12.102 1.996 21.880 3.513 38.408 6.167

Costa Rica 10.702 1.627 12.164 1.849 14.605 2.220

Uruguay 10.699 1.920 14.109 2.531 20.957 3.760

Panamá 10.107 3.285 20.294 5.882 56.538 13.574

Bolivia 9.348 1.590 22.645 3.689 67.773 11.041

Honduras 9.415 1.551 16.241 2.665 34.560 5.670

El Salvador 6.449 1.073 9.113 1.516 14.930 2.483

Nicaragua 4.394 695 8.317 1.290 21.564 3.346

Paraguay 3.086 440 6.423 917 19.313 2.757

Total 1.093.758 174.071 1.832.091 288.096 3.820.728 604.419

Como se puede ver para el año 2030 se espera un crecimiento de la demanda en el continente

cercana al 70% con respecto al 2016, y del 250% para el año 2050, lo que demuestra una gran

necesidad de nueva generación, virtualmente se necesita triplicar la capacidad instalada a la fecha.

6.2 Generación

Consolidando los datos obtenidos en el literal anterior donde se analizaron los las matrices

energéticas locales en cada país, se construyó la Tabla 6.2 donde se muestra la potencia instalada

por país u por recurso de generación.

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Tabla 6.2 Potencia instalada en Latinoamérica 2016

[MW] Hidráulico Térmico Eólico Nuclear Cogeneración Solar Geotérmica Biomasa Total

Brasil 95.064 37.886 4.893 1.957 - 15 - - 139.815

Argentina 11.107 20.893 195 1.755 489 8 - 17 34.464

Venezuela 14.879 15.358 50 - 4 - - - 30.291

Chile 6.665 13.766 1.118 - 18 1.484 - - 23.050

Colombia 10.890 4853 19 - 863 - - - 16.625

Paraguay 8.800 25 - - - - - - 8.825

Perú 3.286 3.208 90 - 144 35 - - 6.763

Guatemala 1.033 1.378 53 - 669 80 49 - 3.262

Uruguay 1.409 614 1.120 - - 72 - 397 3.612

Ecuador 1.492 1.608 11 - - 2 - 52 3.165

Costa Rica 1.834 599 197 - 40 1 218 - 2.889

Panamá 1.623 1.132 55 - - 2 - - 2.813

Honduras 624 1.009 152 - 156 - - - 1.940

El Salvador 553 985 - - 130 - 204 - 1.872

Bolivia 415 956 - - - - - 14 1.385

Nicaragua 150 849 186 - - 1 155 - 1.342

Total 159.824 105.119 8.138 3.712 2.511 1.702 626 480 282.111

Participación 56,7% 37,3% 2,9% 1,3% 0,9% 0,6% 0,2% 0,2% 100,0%

Figura 6.1 Participación de recursos primarios en la generación de energía eléctrica en Latinoamérica

De acuerdo con las directrices mundiales en respuesta al cambio climático Latinoamérica cuenta

con una matriz energética con alta participación de energía limpia puesto que tiene como principal

fuente de generación el recurso hídrico con una participación cercana al 57% es decir unos 160 GW

instalados. Ahora, si se consideran los recursos renovables no convencionales instalados este

porcentaje sube al 62%.

56,7%

37,3%

2,9%

1,3%

0,9%

0,6%

0,2%

0,2%

1,0%

Hidraulico Térmico Eólico Nuclear

Cogeneracion Solar Geotermica Biomasa

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Considerando las proyecciones de futura potencia instalada se espera que este porcentaje de

generación renovable o de baja emisión de CO2 aumentara considerablemente como se presentara

más adelante.

Por otra parte los países de Latinoamérica ya tienen un enfoque de integración internacional y de

compartir recursos naturales para el bien común. Esto se evidencia con el mercado internacional de

energía eléctrica, en su mayoría los países vecinos tienen conexiones eléctricas muchas de ellas de

baja capacidad aun, por lo que no se puede tipificar una SuperGrid.

Un primer paso a nivel de integración de generación son las plantas de generación binacionales en

el caso de sur américa se pueden establecer 5 proyectos de esta índole, donde se realizan inversiones

por parte de dos naciones para explotar el recurso natural de una de ellas, en la Tabla 6.3 se

caracterizan estos 5 proyectos.

Tabla 6.3 Proyectos hidroeléctricos de gran escala Binacionales

Países Nombre Capacidad instalada

[MW]

Brasil-Paraguay Itaipú 14.000

Argentina-Uruguay Salto Grande 1.890

Argentina-Paraguay Yacyretá 3.200

Argentina-Brasil Garabí 1.500

Argentina-Paraguay Corpus 3.400

6.3 Potenciales de generación.

La cuantificación de los potenciales de generación es una tarea primordial para el planeamiento de

una SuperGrid, una de las principales directrices en un mercado regional es la diversificación de la

matriz energética para esto es necesario entender con qué recursos se cuenta en cada sector de la

SuperGrid, así mismo se pueden identificar las características (posición geográfica, capacidad de

generación, necedades de transmisión, restricciones amiéntales y geográficas, etc.) de los proyectos

que alimenten el sistema.

Sin embargo estos estudios aún se encuentran etapa de estimación y no se pueden catalogar como

alternativas firmes, por otra parte los estudios locales se enfocan en recursos particulares de acuerdo

con las directrices de planeamiento que estipule la política energética local.

La OLADE en conjunto con UNASUR, desarrollaron el informe “Potencial de Recursos

Energéticos y Minerales en América del Sur” en el 2014 donde se estima el potencial energético de

sub continente. En la Figura 6.2 se muestra en un esquema geográfico la distribución y

cuantificación de recursos de los recursos en América del Sur, por otra parte en la Tabla 6.4 se

muestra el resumen por país, energético y la totalización del continente.

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Tabla 6.4 Resumen del potencial energético de América del Sur por país y recurso [59]

País Hidráulico Eólico FV Solar GeoT Bioenergía Biodiesel Bioetanol Petróleo GN Carbón Uranio

[MW] [MW] [MW] [W/m2] [MW] [MW] [Mill Ltr] [Mill Ltr] [10^6 bbl] [10^9 m3] [10^6 T] [TM]

Brasil 260.093 142.000 0,196 471 115 1.000 2.397 28 15.052 459 4.555 309.000

Argentina 40.400 200.000 2.478 21,2 2.010 0 2.620 121 2.478 333 422 0

Venezuela 46.000 45.000 806 485 910 0 0 0 297.571 5.529 1.768 0

Chile 25.156 40.000 0 453 3.350 113 0 0 24 39 147 0

Colombia 93.000 18.000 0 418 2.210 60 519 337 2.259 188 5.557 0

Paraguay 12.516 0 0,0504 503 0 0 0 138 0 0 0 0

Perú 58.937 22.000 164 508 2.990 54 7,98 0 579 360 49 100

Uruguay 1.815 3.000 0 405 0 216 0 13 0 0 0 0

Ecuador 25.150 884 0 324 1.700 38,2 0 0 6.187 3,3 22 0

Bolivia 40.000 0 200 503 2.490 44 0 0 194 265 0 0

Total 603.067 470.884 3.648 15.775 1.524 5.544 637 324.344 7.175 12.520 309.100

Figura 6.2 esquema geográfico la distribución y cuantificación de recursos de los recursos en América del Sur [59]

Página 109 de 155

Considerando que estos potenciales presentados constituyen el potencial teórico de cada nación de

Suramérica y no considera factibilidades de implantación de dichas generación son un una guía

vaga si se piensa en un escenario de generación a mediano plazo, adicionalmente dicho potencial

es total es decir que se considera la generación instalada actualmente.

Dada la metodología planteada se necesita plantear un potencial energético para las dos ventanas

de tiempo asociadas al planeamiento a mediano y largo plazo.

Se plantea para el mediano plazo (2030) considerar únicamente los proyectos de generación con

algún grado de viabilidad o factibilidad de conexión expresados en los planes de expansión de los

diferentes países que hacen parte del proyecto, cabe resaltar que no se cuenta con dicha información

para Venezuela ni Uruguay. En la Tabla 6.5 se resumen dichos potenciales.

Tabla 6.5 Matriz energética proyectada en América Latina para mediano plazo.


Brasil 156.364 37.886 8.193 7.957 7.300 15 0 4.750 222.465

Argentina 19.059 20.893 10.195 3.755 495 108 90 10.017 64.612

Venezuela 14.879 15.358 50 0 4 0 0 0 30.291

Chile 6.715 13.766 8.650 0 18 3.000 180 0 32.328

Colombia 15.799 4.853 3.150 0 3.698 122 100 285 28.007

Paraguay 9.339 25 0 0 0 0 8 0 9.372

Perú 20.926 3.208 252 0 144 219 0 4 24.753

Guatemala 4.583 1.378 154 0 669 267 349 0 7.400

Uruguay 1.409 614 1.120 0 0 72 0 397 3.612

Ecuador 13.610 1.608 82 0 221 4 0 52 15.578

Costa Rica 8.467 599 471 0 40 1 475 95 10.148

Panamá 4.012 1.132 7.235 0 0 1.304 0 25 13.709

Honduras 3.338 1.009 1.444 0 156 1.143 120 179 7.388

El Salvador 723 985 70 0 130 290 504 65 2.767

Bolivia 20.302 956 50 0 0 25 100 64 21.497

Nicaragua 994 849 369 0 0 123 755 200 3.290

Total 300.519 105.119 41.485 11.712 12.873 6.695 2.681 16.133 497.215

Participación 60,440% 21,141% 8,343% 2,356% 2,589% 1,346% 0,539% 3,245% 100%

Es importante destacar el hecho que cerca del 75% del potencial de nueva generación de energía

eléctrica en el subcontinente está asociado a fuentes limpias o renovables. Muchos de los países de

la región han optado por desestimar su potencial de generación a partir de recursos fósiles debido

a la preocupación mundial por el cambio climático disminuyendo la participación de la generación

térmica, al comparar los porcentajes de participación del potencial energético con la actual matriz

energética (Tabla 6.2) se encuentra que la tendencia está dirigida a mantener una participación

mayoritaria de generación hidroeléctrica y remplazar (aunque en una baja medida) la generación

térmica por eólica.

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7 Para el análisis de largo plazo (2050) se contemplaron los la suposición que el avance tecnológico durante este periodo de proyectos de generación a gran escala la información ha sido expansión, informes futuros e informes regionales especificados por país en el literal de Metodología General para el

planeamiento de una SuperGrid en América Latina El objetivo principal de esta tesis es el planteamiento de una metodología aplicable al planeamiento

de una SuperGrid en América Latina. En la Figura 4.1 se muestra el diagrama de flujo de la

metodología planteada.

Página 111 de 155

Inicio

Caracterización de

los sistemas

eléctricos por país

Definición de

nodos DC

Definición de corredores de

transmisión eléctrica

Definición del modelo de

optimización

Optimización del

problema

Alternativa

Optima

Definición del

horizonte de

planeamiento

Fin

Figura 4.1 Metodología general para el planeamiento de una SuperGrid en Latinoamérica

Con base en la Figura 4.1 se describe cada uno de los pasos a continuación.

7.1 Definición del horizonte de planeamiento

Considerando que ya se estipularon las oportunidades que plantea una SuperGrid en Latinoamérica,

como primer paso se debe plantear el horizonte de tiempo necesario para su implementación, para

ello se tuvieron las siguientes consideraciones.

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La puesta en marcha de una SuperGrid continental requiere de años de planeamiento

técnico, financiero y político además del tiempo de investigación requerido, por lo tanto no

se puede pensar en un planeamiento de corto plazo.

En esta etapa se propone plantear un horizonte de tiempo de largo plazo, considerando las

limitaciones que se tienen por las proyecciones de demanda y generación del continente.

Con el fin de plantear una ruta de ejecución y para identificar las necesidades técnicas del

proyecto se requiere de un punto intermedio.

En las diferentes proyecciones estatales y en las proyecciones de entes investigativos se

consideran las divisiones en distintos horizontes de tiempo, dado un nivel de incertidumbre.

Aplicando esto, los parámetros utilizados al mediano plazo deben tener una relativa baja

incertidumbre, es decir, que se modela la SuperGrid únicamente con datos y proyecciones

con un nivel de estudio avanzado, por criterio de diseño.

Para el largo plazo no se espera contar con la totalidad de la información requerida por lo

cual se plantean diferentes metodologías de extrapolación de datos asociados a supuestos

globales desarrollados por entidades internacionales dedicadas al planeamiento energético.

7.2 Caracterización de los sistemas eléctricos por país.

El principal objetivo de esta etapa, es caracterizar la demanda y generación de energía eléctrica

prevista en el continente. Se puede hablar de varios puntos a desarrollar en esta etapa:

Se deben caracterizar los sistemas en tres espacios temporales. El presente para determinar

la situación actual de cada país; el mediano plazo, con el fin de determinar las necesidades

energéticas; y el largo plazo, con el fin de fijar un objetivo de planeamiento de la

SuperGrid.

Para la caracterización de demanda y generación de energía eléctrica en el presente y

mediano plazo, se plantea el estudio de los informes locales de operación y planeamiento

de cada país. La mayoría de organizaciones estatales del continente tienen estudios

detallados para el planeamiento de sus sistemas eléctricos.

Para la caracterización de demanda y generación de energía eléctrica en el largo plazo, se

consideran estudios globales sobre las proyecciones, esto por dos razones, en primer lugar,

el nivel de incertidumbre a largo plazo es superior a los otros plazos de tiempo por lo que

no es necesario llegar a un mayor detalle, y en segundo lugar, muchos de los países no

cuentan con los instrumentos necesarios para realizar un planeación de este tipo.

El principal resultado de esta etapa es la información de proyección de demanda máxima

y las proyecciones de las matrices eléctrica por país.

7.3 Definición de nodos DC

De acuerdo con la definición inicial de la SuperGrid, se debe tener claro que el proyecto aquí

planteado tiene como principal objetivo suplir una necesidad de transporte de energía eléctrica a

gran escala en términos de potencia y distancia; por lo que la SuperGrid propuesta sigue el esquema

de HVDC Grid. Por este motivo es necesario entender en detalle las necesidades del continente,

principalmente a nivel de demanda futura y de potenciales de generación. Considerando lo anterior

se contemplan los siguientes lineamientos para la ubicación de los nodos de la SuperGrid.

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Nodos de demanda de energía eléctrica: se deben identificar los puntos geográficos con

una gran demanda, para esto se consideraron dos focos principales de consumo el primero

las grandes zonas industriales que actualmente existen en el continente, se detectaron zonas

de grandes producciones de metales, zonas portuarias, producciones de diferentes materias

primas. El segundo foco de consumo son las grandes zonas urbanas, para determinar el

dimensionamiento de dicho consumo actual y proyectado se realizaron revisiones de mapas

de densidad demográfica dado que la cantidad de habitantes en una zona mantiene una alta

correlación de forma directa con el consumo de energía eléctrica de la misma zona.

Inclusión de la totalidad de los países contemplados en el caso de estudio: como restricción

todos los países deben tener por lo menos un nodo de la SuperGrid en su territorio.

Nodos de generación: en la caracterización de los sistemas de cada país, se mantuvo

especial cuidado con la información de proyección de generación identificando zonas con

potenciales naturales para la producción de energía eléctrica con esto se pudieron

identificar zonas necesidades de transporte de energía. Considerando lo anterior se ubican

nodos de generación en inmediaciones de dichas zonas detectadas.

La ubicación de los nodos es zonal: la ubicación que se plantee para cada uno de los nodos

se contempla de manera zonal debido a la naturaleza de la información primaria utilizada,

es decir, se contempla la posibilidad de movimientos y ajustes de los nodos propuestos

7.4 Definición de corredores de transmisión eléctrica

Definir los corredores de transmisión eléctrica, más que un planteamiento propositivo es un

resultado de los pasos anteriores. Ya se proyectaron las necedades de la red y se debe plantear un

red capaz de suplirlas considerando minimización de costos, criterios de límites de voltaje, criterios

de máxima capacidad en etapas de diseño y minimización de pérdidas del sistema. Para cumplir

con los requerimientos se consideran los siguientes criterios de diseño:

Confiablidad del sistema: se requiere como criterio técnico mínimo de confiablidad que

todos los nodos planteados tengan 1 corredor de transmisión eléctrica asociado, con

capacidad de soportar la potencia a transmitir en estado estable una falla N-1.

Trazado de líneas: para determinar la longitud de los corredores de transmisión se utiliza

un software comercial cartógrafo con toda la información vial del continente, se contempla

un trazado bordeando infraestructura vial existente, esta aproximación se contempla bajo

la premisa de facilidad de construcción.

Cargabilidad de las líneas: se considera como criterio de diseño de las líneas una

cargabilidad máxima del 70%, esto con el fin de considerar el crecimiento vegetativo

constante del sistema.

Capacidad máxima de un circuito: la capacidad de un circuito depende de numerosas

variables (longitud, nivel de tensión, conductor y número de sub-conductores). Por criterio

de diseño en la practicidad del montaje se consideran un máximo de 4 sub-conductores por

fase y máximo 2 circuitos por torre de transmisión.

Restricciones ambientales: el alcance del planeamiento no considera el trazado de las líneas

diseñadas, considerando que los nodos tienen una ubicación zonal no es viable realizar un

trazado exacto de las líneas. Sin embrago, en el actual trazado aproximado no se consideran

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violaciones ambientales de gran escala, es decir no se permite que los corredores de

transmisión crucen grandes reservas forestales o cuencas hidrológicas.

7.5 Definición del problema a optimizar

En este punto ya se cuenta con una ubicación aproximada de los nodos de la SuperGrid con los

cálculos proyectados del equivalente de generación y consumo, adicionalmente se tienen los

trazados aproximados de los corredores de transmisión. La razón de realizar una optimización es la


cumplan los requerimientos técnicos en estado estable minimizando el costo de la red. Sin embargo,

es importante aclarar que no se considera un límite máximo de inversión.

La optimización del sistema se modela con 3 puntos de variabilidad que son:

Regulación del despacho del sistema: para modelar dicha variabilidad se plantea la creación

de escenarios climáticos que limiten el factor de planta de las fuentes dependientes del

clima y reflejar la complementariedad de le las fuentes convencionales y no

convencionales.

Número de líneas activas del sistema: en la etapa de planteamiento de las líneas de

transmisión se plantean corredores por criterio del diseñador y no técnico, es necesario

caracterizar la necesidad o no de cada corredor. Por lo tanto, de plantea una variable a

optimizar correspondiente a la presencia o no de cada corredor, dicha variable se modela

como un vector “Estatus” de tamaño igual al número de corredores del sistema.

Número de subconductores por corredor: la segunda variable a optimizar es la capacidad

de transporte de cada corredor de transmisión, para ello se modela un conductor de alta

capacidad como la unidad base y se busca la cantidad de estos conductores necesarios para

cumplir con las necesidades técnicas del sistema, se agrupan estos conductores en circuitos

de 4 sub-conductores por fase y 2 circuitos por línea de transmisión.

La optimización del problema se realiza en dos etapas, la primera consiste en un método de

evolución diferencial que se expone en detalle en la sección 4.6.2 de este documento, en esta etapa

se optimizan los vectores objetivos (“Estatus y Número de conductores”) para cada uno de los

escenarios climáticos, obteniendo así una serie de resultados que se llamaron sub-óptimos; así, se

cuenta con el mismo número de resultados sub-óptimos que numero de escenarios planteados.

La segunda etapa, consiste en la aplicación del “óptimo de Pareto” evaluando cada uno de los sub-

óptimos obtenidos en la etapa anterior, en un sentido técnico y otro económico para determinar el

resultado óptimo del sistema. En la sección 4.6.3 se explica en detalle el método implementado.

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7.6 Modelo de optimización implementado

En esta tesis se propone una metodología de optimización de planeamiento de expansión de

transmisión con el algoritmo Evolución Diferencial como primer paso para encontrar las

configuraciones óptimas por escenario climático (sub-óptimos globales). Posteriormente con una

metodología de óptimo de Pareto considerando restricciones de diseño, se encuentra el óptimo del

problema. En la Figura 4.2 se muestra el diagrama de flujo del proceso de optimización.

Inicio subproceso

Selección de Escenario de Generación E=e

Generación aleatoria de población inicial (N alternativas)

Evaluación de viabilidad técnica

Alternativas viables

Evaluación de la función de costos

Guarda la viable solución de menor costo

¿Se cumple la condición de parada?

NO

Generacion nueva poblacion (Evolucion Diferencial)

Población sucesora

SI

Guarda subóptimo correspondiente al escenario E=e

e=total de escenariosNOe=e+1

Cálculo de Puntaje Técnico de cada subóptimo

Cálculo de Puntaje Económico de cada subóptimo

SI

Selección de alternativa optima

Fin Subproceso

Figura 4.2 Diagrama de flujo del proceso de optimización

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7.6.1 Selección de escenarios de generación.

Culminadas las atapas de “Caracterización de los sistemas eléctricos por país” y “Definición de

nodos DC”, se cuenta con la proyección de la generación instalada para cada uno de los nodos

planteados. Sin embargo no se puede contar con toda esa energía como disponible en el sistema, la

energía disponible depende, principalmente, de 3 factores:

Fuente de generación: de acuerdo con el energético primario (renovable o no renovales) la

planta de generación eléctrica tiene un factor de capacidad que limita la energía disponible.

Para el caso de este proyecto se consideran factores de capacidad típicos en Latinoamérica.

Condiciones climáticas del continente: el clima influye directamente el factor de capacidad

de una planta, en especial en las fuentes renovables tienen una fuerte dependencia a las

condiciones climáticas, por lo tanto, se plantea la creación de escenarios a partir de la

variabilidad climática

El despacho: los sistemas eléctricos actuales manejan un sistema de despacho económico

dependiente del costo marginal de cada planta del sistema. Para el caso particular bajo

estudio este tipo de despachos no se encuentra dentro del alcance del proyecto por lo tanto

se realiza una aproximación considerando un despacho porcentualmente igualitario en

todas las máquinas del sistema.

7.6.2 Algoritmo de Evolución diferencial.

Price y Storn propusieron la Evolución Diferencial (DE) como un optimizador de funciones

confiable, versátil y de fácil implementación. La primera publicación sobre este tema fue un reporte

técnico en 1995. Desde entonces este algoritmo ha sido implementado en diversas aplicaciones y

probado en diferentes competencias como IEEE International Contest on Evolutionary

Optimization llevadas a cabo en 1996 y 1997.

El algoritmo de Evolución Diferencial es un optimizador que inicia con una población aleatoria,

por la cual se realiza un muestreo de la función objetivo en múltiples puntos, al igual que otros

métodos evolutivos, la DE genera nuevos puntos como alteraciones a la población inicial, esta

segunda iteración de población se genera con la diferencia escalada de dos vectores de la población

inicial aleatoriamente. Para la selección del resultado óptimo del problema, un vector de prueba

compite contra otro vector de la población, seleccionando el mejor en términos de la función

objetivo. Luego de este proceso comparativo los vectores ganadores se convierten en los padres de

la siguiente generación en el ciclo evolutivo.

7.6.2.1 Inicialización del algoritmo de Evolución Diferencial.

La primera etapa de la DE es la inicialización de los parámetros que se quieren variar, se define el

dominio de dichas variables especificando límites superior e inferior (𝑏𝐿 y 𝑏𝑈). Posteriormente, se

genera la población inicial asignando un valor aleatorio, respaldando los límites declarados.

𝑥𝑗,𝑖,0 = 𝑟𝑎𝑛𝑑𝑗(0,1) ∗ (𝑏𝑗,𝑈 − 𝑏𝑗,𝐿) + 𝑏𝑗,𝐿 ( 4.1)

Esta primera población se denomina población de Padres, la cual contiene 𝑁𝑝 vectores D-

dimensionales de parámetros, y se expresa como 𝑃𝑥 y está compuesta por los vectores 𝑥𝑖,𝑔 resultado

de la ecuación ( 4.1).

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𝑃𝑥,𝑔 = (𝑥𝑗,𝑔), 𝑖 = 1,2, … , 𝑁𝑝, 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥

𝑥𝑖,𝑔 = (𝑥𝑗,𝑖,𝑔), 𝑗 = 1,2, … , 𝐷

( 4.2)

El subíndice 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥 indica la generación a la cual pertenece el vector.

7.6.2.2 Mutación del algoritmo de Evolución Diferencial.

Luego de la inicialización, el algoritmo muta aleatoriamente algunos de los individuos de la

generación directamente anterior, para producir una población intermedia de vectores mutantes,

𝑃𝑉,𝑔 compuesta por 𝑁𝑝 individuos 𝑣𝑖,𝑔.

𝑃𝑣,𝑔 = (𝑣𝑖,𝑔), 𝑖 = 1,2, … , 𝑁𝑝, 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥

𝑣𝑖,𝑔 = (𝑣𝑗,𝑖,𝑔), 𝑗 = 1,2, … , 𝐷 ( 4.3)

Cada 𝑣𝑖,𝑔 mutado se crea a partir de la generación anterior

𝑣𝑖,𝑔 = 𝑥𝑟1,𝑔 + 𝐹 ∗ (𝑥𝑟2,𝑔 − 𝑥𝑟3,𝑔) ( 4.4)

Donde F es el factor de escalamiento con 𝐹 ∈ (0,1) número real positivo. Este factor de

escalamiento controla la taza de evolución de la población, es importante destacar que los 𝑣𝑖,𝑔

deben cumplir los límites máximos y mínimos con los que se construyen los 𝑥𝑖,𝑔.

7.6.2.3 Recombinación del algoritmo de Evolución Diferencial.

Para esta etapa es necesario recombinar la población de Padres con la población mutada, para

obtener una nueva población denominada de Hijos, 𝑃𝑢,𝑔 compuesta por 𝑁𝑝 individuos 𝑢𝑖,𝑔.

𝑃𝑣,𝑔 = (𝑢𝑖,𝑔), 𝑖 = 1,2, … , 𝑁𝑝, 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥

𝑢𝑖,𝑔 = (𝑢𝑗,𝑖,𝑔), 𝑗 = 1,2, … , 𝐷 ( 4.5)

La recombinación entre los vectores Padres y los Mutados de acuerdo con la ecuación (5,6). Con

una probabilidad de recombinación 𝐶𝑟 ∈ [0,1], este parámetro a elección por usuario y controla la

proporción de vectores mutantes que pasan a la generación de hijos. El paso de un padre o un

mutante se realiza por medio de un numero aleatorio, si el numero aleatorio es menor o igual a 𝐶𝑟

el vector hijo sea igual al vector mutante (𝑣𝑖,𝑔) de lo contrario será una copia del vector Padre (𝑥𝑖,𝑔).

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𝑢𝑖,𝑔 = 𝑢𝑗,𝑖,𝑔 {𝑣𝑗,𝑖,𝑔 𝑠𝑖 (𝑟𝑎𝑛𝑑𝑗(0,1)) ≤ 𝐶𝑟 ó 𝑗 = 𝑗𝑟𝑎𝑛𝑑

𝑥𝑗,𝑖,𝑔 𝑑𝑒 𝑙𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑟𝑖𝑜

( 4.6)

7.6.2.4 Resultado del algoritmo de Evolución Diferencial.

Por último, se evalúan todos los vectores Hijos (𝑢𝑖,𝑔) en la función objetivo, si el valor es mejor

que el obtenido con alguno de los vectores Padres (𝑥𝑖,𝑔), el Hijo remplaza al padre en la siguiente

generación, de lo contrario el Padre conserva su posición en la población.

𝑥𝑖,𝑔+1 = {𝑢𝑖,𝑔 𝑠𝑖 𝑓(𝑢𝑖,𝑔 ≤ 𝑓(𝑥𝑖,𝑔))

𝑥𝑖,𝑔 𝑑𝑒 𝑙𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑟𝑖𝑜

( 4.7)

Al obtener una nueva población resultado, esta población se convierte en generación Padres y se

itera de nuevo repitiendo el proceso de mutación y recombinación hasta que se cumple el criterio

de parada que busca el óptimo del proceso.

7.6.2.5 Evaluación en la función de costos

Considerando las alternativas viables, se evalúa la función de costos para cada una. Esta función

considera los aspectos de mayor relevancia diferencial entre las alternativas de solución. Debido a

la diferencia que se presenta en las vidas útiles de los activos eléctricos contemplados, se calculó

el valor anual equivalente (VAE) de cada alternativa. Posteriormente, la función a de costos a

minimizar es el VAE del costo total de la configuración, dado por:

min(𝑓𝑇) = 𝑉𝐴𝐸(𝐶𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙) ( 4.8)

𝐶𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐶𝑖𝐶 + 𝐶𝑖𝐸 + 𝐶𝑖𝑆 + 𝐶𝑖𝐿 ( 4.9)

Existen otros costos asociados a cada alternativa pero se consideran constantes entre las

alternativas; por lo tanto no, son un factor de decisión y no se incluyen en la ecuación de costos

objetivo. La función global, para este caso en especial se compone por las sub-funciones en ( 4.9).

Donde:

𝐶𝑖𝐶 Es el costo de inversión de los conductores, este valor depende la longitud de la línea, el

número de haz por fase y el número de circuitos. Se tomaron costos de referencia del catálogo de

fabricantes.

𝐶𝑖𝐸 Es el costo de las estructuras, este valor depende directamente de la longitud de las líneas

y el número de circuitos asumiendo un máximo de 2 circuitos Bipolares por línea de transmisión.

Se utiliza un vano entre torres de 500m de acuerdo con las especificaciones técnicas de Código de

redes de Colombia.

𝐶𝑖𝑆 Es el costo de servidumbre, depende de la longitud de las líneas y del número de líneas de

transmisión de un corredor. Se utiliza un ancho del corredor de servidumbre de 60m de acuerdo

con los reportes de proyectos HVDC de 745kV.

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𝐶𝑖𝐿 Es el costo de las pérdidas de cada línea de transmisión. Para ello, se toman el Lavelizad

Cost of Energy (LCOE) de $66 UDS/MWh a corte de primer semestre del 2017 con base en .

Se tomas costos en USD$ a corte del primer semestre del 2017, y se utilizó una taza de descuento

de 10% para el cálculo del VAE.

7.6.3 Óptimo de Pareto.

Con el algoritmo de evolución diferencial se encuentra una solución óptima para cada uno de los

escenarios; por lo tanto, se encuentran i soluciones sub-óptimas (donde i es el número de escenarios

de genracion). Para el siguiente paso se selecciona la mejor alternativa con un principio de óptimo

de Pareto entre las variables de viabilidad técnica y la función de costos. El óptimo global se

considera como el resultado con mejor puntaje económico que cumple como mínimo con un puntaje

técnico del 95%.

Figura 4.3 Esquema utilizado basado en el Óptimo de Pareto

7.6.3.1 Cálculo del Puntaje Económico

Uno de los resultados del algoritmo de “DE” es el costo de cada uno de los sub-óptimos encontrados

los cuales son normalizados sobre el mínimo costo, dando al mínimo sub-óptimo un puntaje

económico de 1 a los demás asigna puntajes entre 0 y 1 dependiendo del diferencial del costo, de

la siguiente manera:

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𝑃𝐸 = −𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠

min(𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠)+ 2

( 4.10)

Donde:

𝑃𝐸 = Vector de puntaje económico, con dimensiones 1xNumero de escenarios.

𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 = Vector de costos de los sub-óptimos, resultados del “DE”, con dimensiones

1xNumero de escenarios.

7.6.3.2 Cálculo del Puntaje Técnico

Para el puntaje técnico se propone asociar una probabilidad de ocurrencia a cada escenario

climático planteado. Seguido a esto, se evalúa la viabilidad de cada resultado sub-optimal en los

diferentes escenarios climáticos y se suma la probabilidad de ocurrencia de dicho escenario en caso

de viabilidad, tal como lo presenta la siguiente expresión:

𝑃𝑇𝑖 = ∑ 𝑃𝐸𝑗

𝑁𝐸

𝑗=1

𝑠𝑖 𝑋𝑖 𝑒𝑠 𝑣𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑒𝑛 𝐸𝑗

( 4.11)

Donde:

𝑃𝑇𝑖 = Puntaje técnico de la solución i, con i = al número de sub-óptimos.

𝑃𝐸𝑗 = Probabilidad de ocurrencia del escenario j, con j = al número de escenarios

𝑁𝐸 = Numero de escenarios climáticos

𝑋𝑖 = Sub-optimo i.

𝐸𝑗 = Escenario j.

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Planeamiento de Latinoamérica, a continuación en la Tabla 7.1 se muestra el resumen del

potencial teórico por país y recurso.

Tabla 7.1 Potencial de generación teórico en América Latina para un escenario de largo plazo.


Brasil 253.502 37.886 76.393 34.957 7.300 15 0 6.830 416.883

Argentina 30.107 20.893 11.195 3.755 6.489 208 90 10.017 82.754

Venezuela 60.879 15.358 45.050 0 4 806 910 0 123.007

Chile 6.715 13.766 36.946 0 18 3.000 400 0 60.844

Colombia 62.132 4.853 10.019 0 3.698 122 100 285 81.209

Paraguay 32.800 25 0 0 0 0 8 0 32.833

Perú 58.937 3.208 252 0 144 219 0 4 62.764

Guatemala 6.049 1.378 333 0 669 267 1.049 0 9.745

Uruguay 3.224 614 4.120 0 179 131 0 613 8.880

Ecuador 13.810 1.608 1.681 0 221 4 100 52 17.476

Costa Rica 27.334 599 797 0 40 10.001 1.083 95 39.949

Panamá 4.012 1.132 7.235 0 0 1.304 0 25 13.709

Honduras 5.124 1.009 1.444 0 156 1.143 300 179 9.354

El Salvador 723 985 70 0 130 290 504 65 2.767

Bolivia 40.415 956 50 0 0 25 100 64 41.610

Nicaragua 3.432 849 369 0 0 123 1.355 200 6.328

Total 609.196 105.119 195.953 38.712 19.046 17.659 5.999 18.429 1.010.111

Participación 60,310% 10,407% 19,399% 3,832% 1,886% 1,748% 0,594% 1,824% 100%

Lo destacable de la Tabla anterior es el bajo porcentaje de participación de la generación térmica

en el nueva matriz del continente, mucha de esta energía es suplida por recursos renovables dado

que para el año 2050 se espera que los recursos de hidrocarburos sean limitados es un

comportamiento lógico y con una alta probabilidad de presentarse.

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8 Contexto sociopolítico de la integración energética en

Latinoamérica

Desde los años 70s en Latinoamérica se ha planteado la necesidad de una integración energética

para optimizar el aprovechamiento de los vastos recursos naturales con los que cuenta el continente

además de alcanzar una complementariedad en las fuentes energéticas de tal forma que se mejoren

los índices de confiabilidad y seguridad de los sistemas eléctricos. A pesar de que los diferentes

agentes son conscientes de los beneficios de una integración regional a nivel eléctrico los intereses

individuales priman para cada uno de los países, por lo tanto la mayoría de acuerdos alcanzados se

tratan de acuerdos binacionales y no regionales.

Sin embargo analizando los diferentes planes de expansión de la región, en su mayoría, tienen como

una de sus principales directrices es la autosuficiencia energética, esto se aplica principal mente a

la dependencia de las diferentes naciones a los recursos de hidrocarburos externos. Sin embargo

esto ha dificultado y retrasado los proyectos de integración eléctrica.

Los casos que se pueden considerar de un gran avance en términos de integración son los proyectos

hidroeléctricos binaciones que se han realizado entre los países del cono sur donde se han unido los

esfuerzos de dos naciones para explotar un recuso compartido como los expuestos en la Tabla 6.3.

Otro caso de éxito importante es el proyecto SIEPAC donde se superaron las barreras políticas y

regulatorias para crear un mercado regional de energía eléctrica.

Existen diversas entidades privadas y públicas en ambientes políticos y técnicos, que vienen

trabajando desde los años 70 en la integración socio económico de Latinoamérica y todos estos

agentes concuerdan que el paso prioritario para lograr una integración económica es el

fortalecimiento de las redes eléctricas y de transporte terrestre.

Entidades como la OLADE y el Banco Interamericano de Desarrollo se pueden catalogar como las

principales entidades promotoras de integración eléctrica del continente realizando diversos

estudios técnicos y económicos asociados a los acuerdos internacionales, identificando necesidades

y oportunidades de inversión a lo largo del continente.

En América del Sur se han creado diversas alianzas entre países con el fin de fomentar el desarrollo

común como la comunidad Andina de Naciones (CAN) que según documentos publicados por la

OLADE se define como:

“La Comunidad Andina de Naciones (CAN) está constituida por Bolivia, Perú, Ecuador,

Colombia y Venezuela al cual se agrega un grupo de países asociados (Argentina, Brasil,

Uruguay y Paraguay) y otro de observadores (México, Panamá y Chile) y persigue acelerar el

desarrollo económico de sus países miembros de forma equilibrada y equitativa mediante la

integración económica haciendo leva sobre su pasado histórico común y a la existencia de

grades y variados recursos naturales, entre ellos los energéticos, que pueden ser explotados

con criterios de complementariedad y así optimizar su uso e impulsar el desarrollo sustentable

para mejorar así la condición de vida de la población. El sector ha sido la vanguardia del

proceso de integración energética en los países de la Comunidad Andina.

En enero de 2004, en la reunión de Ministros de Energía, Electricidad, Hidrocarburos y Minas

de la CAN celebrada en Quito, se fijaron las bases para la Alianza Energética Andina (AEA)

sobre cinco ejes temáticos: 1) la construcción de mercados integrados de energía de gas y

electricidad por medios de redes físicas y marcos regulatorios armonizados, 2) la inserción en

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los mercados internacionales de hidrocarburos bajo el precepto de la seguridad energética, 3)

la promoción del desarrollo empresarial, 4) referenciar el marco de negociación y clasificación

de los servicios energéticos en la OMC y otras agencia internacionales y 5) desarrollo de las

energías renovables y de la dimensión ambiental del sector energético.

En materia de la interconexión eléctrica entre países, la Decisión 536 de 2002 de la CAN

mediante la cual se fija el “Marco General para la Interconexión Subregional de Sistemas

Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad” estableció el marco jurídico

comunitario para impulsar los intercambios de electricidad entre los países miembros.

Producto de esta importante decisión se constituyeron varios grupos de trabajo para atender

el tema regulatorio y los temas relacionados con la planificación, para establecer algún tipo de

coordinación, con una visión de integración regional.” [40]

Otras entidades regionales con vocación integradora en la región son la Comisión de Integración

Electrica Regional (CIER) y la Asistencia Recíproca Petrolera Latinoamericana (ARPEL) han

trabajado desde su creación en los años 60s en propuesta metodológicas con enfoque técnico,

regulatorio y financiero para promover diversos proyectos a lo largo del continente.

De acuerdo con los análisis realizados por las diferentes entidades u organizaciones promotoras de

la integración energética se han detectado a la largo de la historia 2 principales barreras que

dificultan la aplicación de una SuperGrid en Latinoamérica, el primero es el marco regulatorio

debido a que de acuerdo con los intereses individuales de cada nación se crean restricciones de

diferentes índoles que pueden encarecer proyectos y dificultando su aplicación. La segunda barrera

es la organización del mercado, muchos de los países de la región mantienen un sistema

verticalmente integrado estatal bajo modelos de monopolio con control regulatorio, mientras que

otros países tienen un sistema privado con sistema desintegrado tanto vertical como

horizontalmente y otras estructuras intermedias.

En su mayoría los proyectos de integración regional, como los necesarios en la implementación de

una SuperGrid, debido a su envergadura requieren de altas inversiones, por los cual es necesario

considerar fuentes de financiación tanto en capital público como privado para su ejecución, para

esquemas de mercado puramente público es necesario crear modificaciones regulatorias que

permitan diferentes fuentes de financiación.

Dicha modificación de las regulaciones, considerando que se encuentra fuera del alcance de la

actual investigación, la restructuración regulatoria puede causar problemas en el mercado interno,

debido a la desigualdad de las economías de la región, no es posible comparar la economía de un

país centro americano con la economía de Brasil o Argentina, se pueden presentar problemas de

desabastecimiento causada por la falta de inversión o presentarse asimetrías de información que

conlleva a una disminución de la competencia y un alza de los precios. Por lo tanto es un tema

difícil de tratar y la principal barrera a la que se debe enfrentar el proyecto de SuperGrid

Latinoamericana.

Otro punto indispensable es la creación de un ente superior de control y despacho, que sea el

encargado del manejo de un mercado regional de energía eléctrica así como actualmente funciona

el MER en centro América, a manera de sugerencia se podría acoger el esquema utilizado por la

MER y evolucionar el ente para adoptar un mercado continental.

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8.1 Escenarios energéticos de Latinoamérica

El World Energy Council plantea 3 diferentes escenarios energéticos mundiales como respuesta al

análisis de cambio climático mundial y los acuerdos de mitigación de emisiones GEI, y publica en

el 2017 el documento “Escenarios Energéticos para América Latina y el Caribe” [86]. En este

documento se presentan los escenarios titulados “Samba”, “Tango” y “Rock” los cuales son

análogos a los escenarios planteados a nivel global: Jazz Moderno (Samba), Sinfonía Inconclusa

(Tango) y Hard Rock (Rock). La diferencia entre los dos tipos de escenarios es la visión sobre la

relevancia de Latinoamérica dentro del impacto mundial. Los escenarios consisten en:

En el escenario Samba se considera un alto crecimiento económico de la región (cerca de una 3,3%

anual) y una alta adopción de nuevas tecnologías a nivel de infraestructura eléctrica, donde se

consideran prioritariamente las plantas de generación, la eficiencia eléctrica en las cargas del

sistema, opciones de almacenamiento de energía. Esta tendencia regional será impulsada

principalmente por el mercado y las necesidades de mejorar la competitividad de los agentes de los

sistemas. A nivel de integración regional este escenario considera que se desarrollaran únicamente

los proyectos claves para impulsar el mercado limitando el concepto de SuperGrid a

interconexiones punto a punto entre los países. También considera una prioridad media a la des-

carbonización de la matriz energética, por lo tanto la participación del gas natural como fuente

primaria para la generación de energía eléctrica tiene una alta participación. La principal barrera a

superar para el fomento de este escenario es la regulación hacia los agentes del mercado. [86]

En el escenario Tango se considera un crecimiento económico medio de la región (cerca de un

2,7% anual) y una alta adopción de nuevas tecnologías enmarcadas en inversiones fuertes en

mitigación de emisiones de GEI, adaptación regional y alta integración regional impulsada por los

diferentes gobiernos de la región. También, se considera una alta prioridad la des-carbonización de

la matriz eléctrica, considerando las necedades de la demanda de la región es imposible pensar en

un esquema energético que no considere el gas natural como un fuente importante, sin embargo, en

este escenario se considera al gas natural como una fuente de aprovechamiento final de energía

(cocción, calefacción, refrigeración) y no se considera como fuente para la generación de energía

electrica. La principal barrera a superar para el fomento de este escenario es la participación de los

gobiernos locales con políticas energéticas que promuevan la cooperación y que tomen el liderazgo

ante las fuertes inversiones de infraestructura [86].

En el escenario Rock se considera un crecimiento económico bajo de la región (cerca de un 1,4%

anual) con un apoyo cada vez menor a las instituciones de desarrollo global remplazándolo por un

políticas de autosuficiencia energética, para cumplir con dicha autosuficiencia no se puede pensar

en una matriz eléctrica con una menor participación de los combustibles fósiles con altas emisiones

de GEI. La integración regional estaría limitada a proyectos de interés binacional [86].

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Tabla 8.1 Resumen comparativo de los escenarios planteados por WEC para Latinoamérica [86]

Características Samba Tango Rock

Productividad y

reforma

estructural

Crecimiento económico

alto (±3,3%) basado en

un alto nivel de

innovación y reforma

estructural exitosa.


medio (±2,7%) con un

enfoque fuerte a la

sostenibilidad.


bajo (±1,4%) y una

inversión limitada en

infraestructura.

Cambio

climático y

resiliencia

Prioridad media; la des-

carbonización está

delimitada por los

mercados de carbono y

medidas de adaptación

alineadas con los

mercados.

Prioridad alta;

inversiones fuertes en

mitigación y adaptación

regional.

Prioridad baja; Poco

enfoque en mitigación

y adaptación débil.

Integración

regional

Los proyectos clave de

la región son

impulsadas por la

economía de mercado.

Una gobernanza

regional amplia, que

cubre seguridad, des-

carbonización y

adaptación resiente.

Un sistema regional

fracturado con las

inversiones de cada

país enfocadas a su

interior.

Herramientas

dominantes para

actuar

Mercado Estado Trabajo a parches

Seguridad

energética

Mayor producción y

comercio de energía.

Mayor diversidad de

recursos energéticos.

Inversiones en

infraestructura

lideradas por el

gobierno.

Mayor producción

doméstica y menos

comercio.

Mayor vulnerabilidad a

los eventos climáticos

extremos.

Equidad

energética

Acceso a la energía

para todos. Progreso significativo. Progreso limitado.

Sostenibilidad

medioambiental

Progreso modesto en

mitigación y adaptación

Progreso en mitigación

y adaptación Progreso limitado.

Tendencia del

uso del petróleo

como energético

primario

Pico de consumo en

2040 a 412 MTOE

Pico de consumo entre

el 2030-2040 a 361

MTOE

El consumo se

estabiliza en 2040 a

427 MTOE

Uno de los puntos importantes de los escenarios planteados es sobre el uso de las fuentes primarias

de energía basadas en combustibles fósiles, en cuanto al carbón de acuerdo con el análisis del WEC

se llegara al máximo de demanda mundial y en especial en Latinoamérica en el 2020 por lo cual no

se plantea una proyección para ello. Por otra parte, en la Figura 8.1 se muestra la proyección de la

demanda del petróleo para cada escenario planteado, es importante destacar que el uso de

combustibles fósiles líquidos para los 3 escenarios, no se considera para la generación de energía

eléctrica sino es limitado al sector transporte y procesos industriales, en cuanto al gas natural para

los escenarios Samba y Rock considerarían una importante participación dentro de la matriz

energética del continente, y el escenario Tango limita el uso del gas natural como fuente primaria

de energía.

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Figura 8.1 Proyección de demanda de petróleo y gas natural para los escenarios planteados por el WEC [86]

Otro punto de análisis sobre los escenarios planteados es el de emisiones GEI en la Figura 8.2 se

puede ver la proyección de las emisiones de CO2eq para cada uno de los escenarios planteados,

para el escenario Tango se estima que alrededor del año 2030 se alcance al pico máximo de

emisiones con 1,5Gt de CO2, para el escenario Samba se estima que entre el 2040 y el 2050 alcance

el máximo de emisiones con 1,8 Gt de CO2eq y finalmente para el escenario Rock las emisiones

de carbono continuaran creciendo y alcanzarán 1,9 Gt de CO2eq en 2060. [86]

Figura 8.2 Proyección de emisión de GEI para los 3 escenarios planteados por el WEC [86]

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9 Conexiones internacionales en Latinoamérica

9.1 SIEPAC

Este sistema se puede considerar como el mayor avance en términos de acuerdos internacionales

para unificar el mercado eléctrico del continente acuerdos multilaterales para el comercio de

energía eléctrica, el proyecto inicio con la creación del Mercado Regional de Electricidad (MER)

a partir del cual se crearon 3 instituciones adjuntas para el manejo del sistema: el Ente Operador

Regional (EOR), encargado de la operación técnica y comercial del mercado; la Comisión Regional

de Interconexión Eléctrica (CRIE), encargado del área de regulación de la región, y la Empresa

propietaria de la Res (EPR).

El proyecto consta de una línea doble circuito de 230 kV de 1800 km de longitud que conecta todos

los países de Centroamérica (sin considerar a Belice) con 25 Subestaciones de acceso a lo largo de

su recorrido, este corredor permite el transporte de hasta 300MW entre los diferentes países. El

punto particular que hace de este proyecto un gran avance bajo el concepto de SuperGrid es que no

solo se limita a la infraestructura eléctrica sino también la creación del mercado eléctrico

competitivo de la región, superando las principales barreras políticas y regulatorias que impiden

aplicar este concepto en otros mercados internacionales. [40].

A pesar que México no hace parte del proyecto es importante considerar la interconexión existente

entre las subestaciones de Tapachula (México) y Los Brillantes (Guatemala) la cual consiste en un

circuito de 400 kV con una longitud de 103 km, con una capacidad de 200 MW de transporte, y

aunque se trata de un acuerdo bilateral tiene un impacto en el MER.

9.2 Colombia-Panamá

No existe en la actualidad una interconexión física entre los dos países, considerando que esta

conexión es indispensable para la ejecución de una SuperGrid Latinoamericana existen una

propuesta para realizarla por medio de una línea HVDC con un nivel de voltaje de 400 kV, una

capacidad de transmisión estimada en 300 MW interconectando las subestaciones de Cerromatoso

(Colombia) y Panamá II (Panamá) las cuales se encuentran a una distancia de 614 km de los cuales

se contemplan 55 km de tramo submarino. [87]

De ejecutarse este proyecto es un comienzo para la interconexión regional sin embargo

considerando las necesidades de Centroamérica y la oportunidad de generación eléctrica de bajo

costo en Suramérica la capacidad de transporte de 300 MW puede ser un fuete limitante para un

futuro mercado regional.

9.3 Colombia-Venezuela

Actualmente existen dos corredores de conexión entre Colombia y Venezuela:

Conexión por la guajira conexión de circuito sencillo de 220 kV entre las sub estaciones

de Cuestecitas (Colombia) y Cuatricentenario (Venezuela) con una capacidad máxima de

150 MW de transferencia y una distancia de 42 km.

Conexión en doble circuito de 220 kV entre las subestaciones de San Mateo (Colombia) y

Corozo (Venezuela) con una capacidad máxima de 300 MW de transferencia y una

distancia de 68.5 km.

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Es importante aclarar que debido a la situación socio política venezolana, el sistema eléctrico de

este país está pasando por una fuerte crisis energética y estas interconexiones con Colombia no se

están explotando y no se plantean nuevos corredores de conexión.

9.4 Colombia-Ecuador

Debido al desarrollo económico de ambos países, actualmente se cuenta con un corredor eléctrico

de una capacidad de transmisión considerable para ambos países dicho corredor consta de dos líneas

de transmisión doble circuito de 212 km de longitud a una tensión de 230 kV entre las sub

estaciones de Pomasqui (Ecuador) y Jamondino (Colombia), con capacidad de transferencia

máxima de 500 MW.

De acuerdo con los planes de expansión de transmisión de los países se encontró que Ecuador inicio

con la construcción de su primer circuito a 500 kV el cual contara con una sub estación (El Inga)

que se encuentra cerca de la frontera con Colombia por lo que se ha planteado un segundo corredor

de interconexión entre los dos países de 500 kV.

9.5 Venezuela-Brasil

Existe la interconexión Guri (Venezuela) y Roraima (Brasil) de 676km con una capacidad de 200

MW a un nivel de tensión de 230kV, el objetivo de esta interconexión es garantizar el suministro

eléctrico en la ciudad de Boa Vista debido a que esta no se encuentra interconectada con el sistema

eléctrico del Brasil.

9.6 Ecuador-Perú

Entre los dos países existe una línea de circuito sencillo de 230 kV con una longitud de 107 km,

entra las subestaciones de Machala (Ecuador) y Zorritos (Perú), con una capacidad máxima de

transferencia de 100 MW. Por lo estudiado en los planes de expansión asociados a cada país no se

cuenta con una idea de expansión para este corredor

9.7 Chile-Argentina

Entre los dos países existen dos interconexiones, la primera conecta la central de Termo Andes en

argentina con el SING de Chile, con el fin de suplir la demanda del sistema a partir de los recursos

gasíferos de Argentina, la interconexión de realiza en 3 circuitos a un nivel de potencia de 345 kV

cuenta con una capacidad de transmisión de 633MW y tiene una longitud de 408 km.

El segundo corredor de interconexión se encuentra al sur del continente en Rio Turbio (Argentina)

de donde se alimenta Puerto Natales (Chile) por medio de una línea de media tensión debido a lo

asilado del se sector.

9.8 Argentina-Uruguay

La principal interconexión entre los dos países es por medio del proyecto hidroeléctrico Binacional

de Salto Grande el cual cuenta con una capacidad instalada de 1890 MW con 14 turbinas que

abastecen los dos países.

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La segunda interconexión es entre las subestaciones de Colonia Elía (Argentina) y San Javier

(Uruguay) que se encuentran a un distancia de 400 km utiliza un nivel de tensión de 500 kV y

cuenta con una capacidad de transmisión de 1386 MW

Por ultimo existe una conexión a un nivel de tensión de 130 kV que puede re potencializarse a 150

kV entre las subestaciones de Concepción del Uruguay (Argentina) y Paysandú (Uruguay) con una

distancia de 70 km y una capacidad de transmisión de 150 MW.

9.9 Argentina-Paraguay

Entre estos dos países existen 4 puntos de conexión internacional, la principal de estas es la asociada

al proyecto hidráulico binacional de Yacyreta el cual tiene una capacidad de generación de 3000

MW que se dividen entre los dos países con posibilidad de venderse mutuamente los excedentes de

generación.

La asegunda interconexión es entre las subestaciones de Clorinda (Argentina) y Guarambaré

(Paraguay) con un nivel de tensión de 220 kV y una capacidad de transmisión de 150 MW

La restantes dos interconexiones son en sistemas de sub transmisión con niveles de voltaje de 132

kV y 33 kV con capacidades de 30 MW y 10 MW respectivamente.

9.10 Brasil-Paraguay

La principal interconexión de estos dos países se encuentra en el marco del proyecto hidroeléctrico

binacional de Itaipú, proyecto que cuenta con una capacidad de generación de 14000MW con un

total de 20 unidades generadoras, la energía generada por la planta de acuerdo con el tratado se

dividen en partes iguales a los dos países, sin embargo los excedentes de generación que se

presenten en el territorio paraguayo son comprados a precio de costo por Brasil por lo que

actualmente cerca del 80% de los generado por la central es consumido en territorio Brasilero.

Debido a esto último Paraguay está buscando la forma de vender dichos exentes a otros países y

así alcanzar un mejor margen de ganancias considerando las venas a un costo internacional de la

energía y no al costo marginal como funciona actualmente.

Se cuenta con otras 3 interconexiones adicionales con una menor potencia de transmisión; Acaray

(Paraguay)-Foz de Iguazú (Brasil) de 138 kV y 50MW de potencia, y se tienen otras dos de media

tensión con capacidades despreciables.

9.11 Brasil-Uruguay

La conexión con mayor capacidad de transmisión fue puesta en funcionamiento en el 2014 entre

las subestaciones de Pte. Medici (Brasil) y San Carlos (Uruguay) cuenta con una capacidad nominal

de transporte de 500MW a un nivel de tensión de 500 kV. Por otra parte en el 2001 entro en

funcionamiento la estación de conversora de frecuencia de Rivera con una capacidad nominal de

70 MW asociada a la subestación uruguaya de Santana do Livramento.

9.12 Brasil-Argentina

Existen 3 corredores en alta tensión con conectan los sistemas de transmisión, la principal conexión

es la de Rincón (Argentina) y Garabí (Brasil) la cual contempla a futuro un proyecto hidroeléctrico

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binacional llamado Garabí el cual busca optimizar el aprovechamiento del recurso en la frontera,

este proyecto considera una potencia instalada de 1800 MW y operaria bajo el mismo esquema de

las plantas binacionales de Itapú y Yacyretá. En el marco de este proyecto es importante la

construcción de una estación conversora de frecuencia ya que se considera la posibilidad de

exportar energía firme desde Argentina a Brasil producidas por platas de gas natural la conexión se

realiza a un nivel de tensión de 500 kV y considera una capacidad de transmisión de 2100 MW.

Adicionalmente, está la interconexión entre Rincón Santa Maria (Argentina) e Itá (Brasil) con un

nivel de tensión de 500 kV y una capacidad de transporte de 2000 MW a 270 km de distancia, y

por ultimo con una tensión inferior de 132 kV entre Paso de los Libres (Argentina) y Uruguaiana

con una capacidad pequeña de 50 MW

9.13 Brasil-Bolivia

Únicamente se cuenta con una conexión en media tensión que alimenta una zona aislada de Bolivia,

dicha conexión es entre San Matías (Bolivia) y Corixa (Brasil) a un nivel de tensión de 35kV

9.14 Resumen de interconexiones en Suramérica

En la Tabla 9.1 se muestra de forma resumida las conexiones internacionales de Suramérica hasta

el año 2014 publicado por CIER. [87]

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Tabla 9.1 Resumen conexiones internaciones en Suramérica (2014).

País A Subestación A País B Subestación B Voltaje [kV] Potencia [MW]

Argentina Salto Grande Uruguay Salto Grande 500 1890

Concepción del Uruguay Paysandú 132 150

Colonia Elia San Javier 500 1386

Argentina Yacyretá Paraguay Yacyreta 500 3000

Clorinda Guarambaré 220 150

El Dorado Mariscal López 132 30

Posadas Encarnación 33 10

Argentina Paso de los Libres Brasil Uruguaniana 132 50

Rincón Santa María Itá 500 2000

Rincón Santa María Garabí 500 2100

Paraguay Itaipú Brasil Itaipú 500 14000

Acaray Foz de Iguazú 138 50

Pedro Caballero Ponta Porá 22 6

Vallemí Porto Murtinho 23 6

Brasil Rivera Uruguay Livramento 230 70

Chuy Chui 15 6

Pte. Médici San Carlos 500 500

Argentina Río Turbio Chile Puerto Natales 33 4

C.T. TermoAndes Andes 345 633

Bolivia San Matías Brasil Coriza 35 5

Colombia Arauca Venezuela Guasdualito 34,5 6

Pto. Carreño Pto. Páez 34,5 7,5

Cuestecitas Cuatricentenario 220 150

Tibú La Fría 115 80

San Mateo El Corozo 230 150

Colombia Pasto Ecuador Quito 230 250

Jamondino Pamasqui 230 250

Ipiales Tulcán 138 35

Ecuador Machala Perú Zorritos 230 110

Bolivia La Paz Perú Puno 230 150

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10 Modelo caso de estudio

Uno de los objetivos principales de la investigación es realizar una muestra del potencial existente

en el continente para la implementación de una SuperGrid en Latinoamérica, para ello se plantea

un caso particular

10.1 Supuestos de la SuperGrid

Se requieren diferentes supuestos para caracterizar las necesidades de transporte, configuración

física, y las condiciones macro económicas de la SuperGrid. A partir de estas necedades se plantea

que:

En demanda de energía eléctrica, se consideran las proyecciones realizadas por las

diferentes entidades de planeamiento de sistemas eléctricos locales, dicha información no

es homogénea en términos de supuestos macroeconómicos, horizontes de tiempo y

actualización de la series de datos; por este motivo se parte del supuesto que la última

publicación oficial de cada país serán los datos utilizados en el caso de estudio, por otra

parte se completan los horizontes de tiempo con modelos lineales para la extrapolación de

los datos.

En generación de energía eléctrica, se parte de la base conceptual que una SuperGrid tiene

como principal directriz el fomento de la integración de generación renovable a gran escala

en el macro sistema de potencia. Bajo esta idea se toman dos decisiones sobre el escenario

de generación del caso de estudio, en primer lugar, no se consideraran nuevas plantas de

generación eléctrica térmicas basadas en la combustión no renovable (petróleo, Gas natural

y carbón), en segundo lugar, se espera que el aumento en la participación de fuentes

renovables no convencionales en la matriz energética del continente fije el factor de planta

de los sistemas en 0.6.

En transmisión de energía eléctrica, se plantean tres supuestos, en primer lugar, debido al

interés ecológico de la SuperGrid no se consideran líneas de transmisión invasivas en

reservas naturales ni grandes bosques del continente (se considera que los obstáculos de

menor escala se pueden rodear) limitando geográficamente algunas de las interconexiones.

En segundo lugar, las subestaciones asociadas a la SuperGrid serán ubicadas en

inmediaciones de grandes fuentes de generación futuras y centros de carga. Finalmente, se

espera que la SuperGrid cuente con una capacidad de transporte mínimo del 15% de

potencia de la región.

En regulación, se asume que no existen limitaciones socio-económicas o regulatorias para

la puesta en marcha del proyecto.

Debido a la gran cantidad de energía que se debe transportar en la red HVDC VSC se

requiere de un nivel de voltaje alto (comparable con el UHVAC), sin embargo, la

tecnología actual considera máximo de 500kV para dicha tecnología. de acuerdo con la

firma “Grid Innovation” se considera que debido al gran interés mundial por el desarrollo

de la tecnología HVDC VSC se espera que para el año 2020 se cuente con la tecnología

necesaria para desarrollar redes de hasta 800kV y 1100kV para el 2040. [88]. Considerando

estas proyecciones realizadas en el marco de la SuperGrid Europea se contemplan nuevos

límites de voltaje en el proyecto.

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No se consideran límites de presupuesto en la puesta en marcha del proyecto SuperGrid

Latinoamericana, se busca establecer los costos mínimos para los cuales se cumplen todos

los requerimientos técnicos del planteamiento.

10.2 Configuración geográfica del caso de estudio.

El planteamiento del sistema de SuperGrid se realiza en dos etapas la primera correspondiente a los

nodos o subestaciones DC necesarias para alimentar el contente, y la segunda etapa fue el diseño

de los posibles corredores para interconectar los nodos ya contemplados.

Para realizar la ubicación de los nodos se utilizaron los siguientes criterios

Todos los países considerados en el estudio deben contar con al menos un nodo

perteneciente a la SuperGrid

Los grandes puntos de consumo de energía eléctrica correspondientes a las grandes

ciudades del continente deben contar con un nodo de la SuperGrid en inmediaciones de su

periferia, no se contemplan nodos dentro de las orbes urbanas.

Se contemplan nodos asociados a los grandes puntos de generación actual y futura, los

puntos geográficos distantes con un gran potencial de generación deben contar con un

punto de acceso a la SuperGrid.

Los nodos se ubican bajo la premisa que se considera una zona ideal y no un punto exacto,

por lo tanto se utilizan nombres para las subestaciones indicando una zona del continente.

Para cada uno de los nodos se proyecta una demanda, utilizando una división porcentual

considerando mapas de densidad demográficas de cada país; y se proyecta una generación de

acuerdo con los potenciales naturales, factores de planta de las fuentes de generación y el despacho

del sistema. Con los datos de demanda y generación se calcula una inyección de potencia a la

SuperGrid como la diferencia entre las proyecciones. En la Tabla 10.1 se muestran los nodos

seleccionados como parte de la SuperGrid en el caso de estudio, con su demanda, generación bajo

el escenario climático intermedio y la inyección de potencia, para horizontes de mediano y largo

plazo.

Tabla 10.1 Subestaciones propuestas para el caso de estudio en el escenario climático intermedio

[MW] 2030 2050

País # S/E Demanda Generación Inyección de

potencia Demanda Generación

Inyección de potencia

Guatemala 1 Guatemala 3.513 7.400 3.887 6.167 9.745 3.578

El Salvador 2 El Salvador 1.516 2.767 1.251 2.483 2.767 284

Honduras 3 Honduras 2.665 7.388 4.723 5.670 9.354 3.684

Nicaragua 4 Nicaragua 1.290 3.290 2.000 3.346 6.328 2.982

Costa Rica 5 Costa Rica 1.849 10.148 8.299 2.220 39.949 37.729

Panamá 6 Panamá 5.882 13.709 7.827 13.574 13.709 135

Colombia

7 Colombia Central 7.459 13.789 6.330 14.153 46.502 32.349

8 Colombia Norte 4.475 9.176 4.701 8.492 24.688 16.196

9 Colombia Sur 2.983 5.043 2.059 5.661 10.020 4.359

Ecuador 10 Ecuador 6.013 15.578 9.565 14.674 17.476 2.802

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[MW] 2030 2050

País # S/E Demanda Generación Inyección de

potencia Demanda Generación

Inyección de potencia

Perú 11 Perú Central 9.688 16.343 6.655 20.435 42.928 22.493

12 Perú Sur 4.152 8.410 4.259 8.758 19.836 11.078

Bolivia 13 Bolivia 3.689 21.497 17.808 11.041 41.610 30.569

Chile

14 Chile Norte 3.321 18.051 14.730 5.185 31.950 26.765

15 Chile Central 9.298 12.188 2.890 14.518 25.017 10.499

16 Chile Sur 664 2.089 1.425 1.037 3.877 2.840

Argentina

17 Argentina Norte 4.359 8.940 4.581 7.143 11.911 4.769

18 Argentina Central 7.265 11.541 4.276 11.905 16.384 4.479

19 Argentina Oriental 10.171 19.943 9.772 16.666 22.555 5.888

20 Argentina Sur 581 6.240 5.659 952 7.845 6.893

21 Argentina Sur-Occidental 2.325 9.876 7.551 3.809 14.292 10.482

22 Argentina Sur-Oriental 4.359 8.073 3.714 7.143 9.767 2.624

Uruguay 23 Uruguay Central 1.899 2.300 401 2.820 6.976 4.156

24 Uruguay Norte 633 1.312 679 940 1.904 964

Paraguay 25 Paraguay Central 275 961 686 827 3.305 2.478

26 Paraguay Sur 642 8.413 7.771 1.930 29.528 27.597

Brasil

27 Brasil Sur 25.144 49.790 24.646 58.361 60.414 2.053

28 Rio Sao Pablo 41.907 38.895 -3.012 97.268 100.016 2.748

29 Brasilia 25.144 30.046 4.901 58.361 30.773 -27.588

30 Brasil Oriental 33.526 34.516 991 77.814 47.736 -30.079

31 Brasil Norte 21.792 26.113 4.321 50.579 32.929 -17.650

32 Amazonas Norte 6.705 14.369 7.664 15.563 48.338 32.775

33 Amazonas Central 8.381 14.369 5.987 19.454 48.338 28.884

34 Amazonas Sur 5.029 14.367 9.339 11.672 48.339 36.667

Venezuela

35 Venezuela Oriental 5.851 16.716 10.865 7.139 64.870 57.731

36 Venezuela Central 10.727 11.793 1.066 13.089 23.491 10.403

37 Venezuela Occidental 2.925 1.783 -1.143 3.570 30.957 27.387

En segundo lugar se plantean los corredores necesarios para implementar la red DC, para este paso

se utilizan los siguientes criterios

Todos los nodos del sistema den tener mínimo un corredor de transmisión asociado

Para determinar la longitud de cada corredor se utiliza Google Maps y se asume que las

líneas son construidas paralelas a corredores viales existentes por facilidad de instalación.

Los corredores deben cumplir las restricciones mínimas ambientales, no invadir grandes

zonas protegidas como reservas naturales, grandes bosques, cuencas hídricas de gran

escala, etc.

Considerando lo anterior en la Tabla 10.2 se muestran los corredores elegidos, con las distancias

por vías correspondientes.

Página 135 de 155

Tabla 10.2 Líneas de la red propuesta para el caso de estudio

Línea # S/E Salida # S/E Llegada Distancia [km]

1 1 Guatemala 2 San Salvador 229

2 2 San Salvador 3 Honduras 306

3 3 Honduras 4 Nicaragua 391

4 4 Nicaragua 5 Costa Rica 427

5 5 Costa Rica 6 Panamá 844

6 6 Panamá 8 Colombia Norte 646

7 8 Colombia Norte 7 Colombia Central 758

8 8 Colombia Norte 37 Venezuela Occidental 698

9 7 Colombia Central 9 Colombia Sur 657

10 9 Colombia Sur 10 Ecuador 569

11 10 Ecuador 11 Perú Central 1628

12 11 Perú Central 12 Perú Sur 1671

13 12 Perú Sur 13 Bolivia 1075

14 12 Perú Sur 14 Chile Norte 1722

15 13 Bolivia 17 Argentina Norte 1047

16 37 Venezuela Occidental 36 Venezuela Central 748

17 36 Venezuela Central 35 Venezuela Oriental 690

18 35 Venezuela Oriental 32 Amazonas Norte 712

19 32 Amazonas Norte 33 Amazonas Central 779

20 33 Amazonas Central 31 Brasil Norte 1257

21 31 Brasil Norte 30 Brasil Oriental 1438

22 31 Brasil Norte 29 Brasilia 1287

23 30 Brasil Oriental 29 Brasilia 2006

24 34 Amazonas Sur 29 Brasilia 2476

25 33 Amazonas Central 34 Amazonas Sur 894

26 29 Brasilia 28 Rio Sao Paulo 1268

27 29 Brasilia 25 Paraguay Central 1471

28 25 Paraguay Central 28 Rio Sao Paulo 1381

29 25 Paraguay Central 26 Paraguay Sur 635

30 26 Paraguay Sur 27 Brasil Sur 788

31 28 Rio Sao Paulo 27 Brasil Sur 1158

32 27 Brasil Sur 23 Uruguay Central 953

33 26 Paraguay Sur 24 Uruguay Norte 557

34 27 Brasil Sur 24 Uruguay Norte 842

35 24 Uruguay Norte 23 Uruguay Central 544

36 23 Uruguay Central 19 Argentina Oriental 377

37 24 Uruguay Norte 19 Argentina Oriental 548

38 24 Uruguay Norte 18 Argentina Central 881

39 18 Argentina Central 19 Argentina Oriental 583

Página 136 de 155

Línea # S/E Salida # S/E Llegada Distancia [km]

40 17 Argentina Norte 24 Uruguay Norte 1199

41 17 Argentina Norte 18 Argentina Central 837

42 17 Argentina Norte 14 Chile Norte 1014

43 14 Chile Norte 15 Chile Central 857

44 15 Chile Central 18 Argentina Central 845

45 18 Argentina Central 22 Argentina Sur Oriental 722

46 15 Chile Central 21 Argentina Sur Occidental 1215

47 19 Argentina Oriental 22 Argentina Sur Oriental 654

48 22 Argentina Sur Oriental 21 Argentina Sur Occidental 967

49 13 Bolivia 25 Paraguay Central 1061

50 21 Argentina Sur Occidental 20 Argentina Sur 788

51 20 Argentina Sur 16 Chile Sur 956

A continuación en la Figura 10.1 se presenta un mapa esquemático de la red propuesta para el caso

de estudio de la SuperGrid en América Latina.

Página 137 de 155

Figura 10.1 Mapa esquemático de la SuperGrid para el caso de estudio

10.3 Escenarios de generación.

Dado que los datos de generación presentados en la Tabla 10.1 corresponden a la proyección de

potencia instalada, es necesario considerar factores de planta típicos para cada fuente de generación

para modelar un despacho máximo, considerando esto, se plantean 3 posibles estados de generación

de acuerdo con las condiciones climáticas extremas (estado de lluvias, estado seco y estado

intermedio).

Página 138 de 155

Para este caso particular se consideran 6 tipos de fuentes de generación con factor de planta

constante (factor de planta independiente de las condiciones climáticas): Térmica, Nuclear,

Cogeneración, Solar FV, Geotérmica y Biomasa. Y 2 tipos de fuentes con factor de planta variable

dependiente de las condiciones climáticas: Hidráulica y Eólica. En la Tabla 10.3 se muestran los

valores de factor de planta implementados.

Tabla 10.3 Factor de planta por fuente de generación

Factor de Planta

Fuente Lluvia Intermedio Seco

Hidráulica 65% 60% 35%

Eólica 35% 45% 55%

Térmica N/A 80% N/A

Nuclear N/A 98% N/A

Cogeneración N/A 80% N/A

Solar FV N/A 30% N/A

Geotérmica N/A 90% N/A

Biomasa N/A 80% N/A

Estos factores de planta fueron calculados como el promedio redondeado de los utilizados en los

despachos de los países de Suramérica.

En segundo lugar se considera que debido a la gran extensión del subcontinente no es consistente

suponer un estado climático idéntico para todos los países, por lo cual se dividió el subcontinente

en 4 zonas geográficas de la siguiente manera:

Zona 1: Centro América

Guatemala El Salvador Honduras

Nicaragua Costa Rica Panamá

Zona 2: Andina

Colombia Ecuador

Perú Venezuela

Zona 3: Cono Sur

Argentina Chile Uruguay

Paraguay Bolivia

Zona 4: Brasil

Brasil

Con esta división geográfica se plantean 17 escenarios de generación que se explican en la Tabla

10.4.

Página 139 de 155

Tabla 10.4 Escenarios de generación para el caso de estudio.

# Escenario Centro

América Andina Cono Sur Brasil

Probabilidad de ocurrencia

1 Intermedio Intermedio Intermedio Intermedio 14.96%

2 Lluvia Lluvia Lluvia Lluvia 0.16%

3 Lluvia Lluvia Lluvia Seco 0.47%

4 Lluvia Lluvia Seco Lluvia 1.19%

5 Lluvia Lluvia Seco Seco 2.57%

6 Lluvia Seco Lluvia Lluvia 4.85%

7 Lluvia Seco Lluvia Seco 7.94%

8 Lluvia Seco Seco Lluvia 11.29%

9 Lluvia Seco Seco Seco 13.94%

10 Seco Lluvia Lluvia Lluvia 13.94%

11 Seco Lluvia Lluvia Seco 11.29%

12 Seco Lluvia Seco Lluvia 7.94%

13 Seco Lluvia Seco Seco 4.85%

14 Seco Seco Lluvia Lluvia 2.57%

15 Seco Seco Lluvia Seco 1.19%

16 Seco Seco Seco Lluvia 0.47%

17 Seco Seco Seco Seco 0.16%

En Anexo Excel “Escenarios de generación; Subestaciones 30” y “Escenarios de generación;

Subestaciones 50” se puede ver el detalle del cálculo de la generación para cada nodo en cada

escenario.

Página 140 de 155

11 Resultados caso de estudio

Cumpliendo paso a paso la metodología propuesta, se obtiene dos resultados, uno para el mediano

plazo (año 2030) y otro para el largo plazo (año 2050). Los resultados incluyen:

Costo de la alternativa óptima: dicho dato considera únicamente los costos asociados al

sistema de transmisión (conductores, servidumbres, pérdidas y estructuras).

Estatus de cada corredor de transmisión: refleja si está o no activa una línea en la solución.

Numero de sub-conductores: muestra el número de conductores necesarios en cada fase de

los bipolos.

Numero de circuitos: agrupa los sub-conductores en circuitos bipolares con 4

subconductores por fase.

Potencia mínima transmitida por cada corredor de transmisión

Potencia máxima transmitida por cada corredor de transmisión

Promedio de perdías

Porcentaje de las pérdidas con respecto al total transmitido.

11.1 Resultados a mediano plazo (Año 2030)

Se modela el sistema con:

𝑆𝑏𝑎𝑠𝑒 = 1000 𝑀𝑉𝐴

Voltaje nominal para todo el sistema de 𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒 = 800 𝑘𝑉

Se toma como Nodo Slak el nodo de “Brasil Sur”

Se toman 50.000 individuos para la optimización del “DE”

La solución óptima tuvo un costo asociado al sistema de transmisión de 5.448 Millones de USD

de junio del 2017.

El promedio de perdidas fue de 3.446 MW el cual corresponde al 1.54% del total de potencia

transmitida que es de 222.619MW.

En la Tabla 11.1 se muestra: el estatus de cada línea donde 1 es activo y 0 inactivo, Numero de sub-

conductores, Numero de circuitos y la potencia máxima y mínima de cada línea.

Tabla 11.1 Resultado óptimo para mediano plazo

Línea Estatus Sub-

conductores Circuitos

P Min [MW]

P Max [MW]

1 1 11 3 568 1.349

2 1 4 1 742 1.733

3 1 5 2 1.734 3.097

4 1 7 2 2.467 4.031

5 1 8 2 5.831 8.581

6 1 13 4 6.487 8.767

7 1 2 1 609 3.255

Página 141 de 155

Línea Estatus Sub-


P Min [MW]

P Max [MW]

8 1 9 3 8.731 12.805

9 1 12 3 839 2.097

10 1 4 1 956 1.909

11 1 2 1 952 1.946

12 1 2 1 336 2.571

13 1 14 4 1.687 4.459

14 1 12 3 345 2.112

15 1 11 3 932 1.186

16 1 16 4 6.810 10.845

17 1 13 4 3.335 7.947

18 1 12 3 7.308 13.807

19 1 11 3 9.586 15.066

20 1 9 3 10.671 13.038

21 1 10 3 5.749 6.587

22 1 6 2 94 1.590

23 1 9 3 6.201 7.547

24 1 7 2 3.364 4.814

25 1 11 3 552 1.514

26 1 8 2 1.758 4.631

27 1 7 2 6.732 8.926

28 1 12 3 9.834 10.441

29 1 6 2 5.304 7.967

30 1 10 3 35 3.523

31 1 8 2 10.039 13.677

32 1 10 3 3.925 6.842

33 1 6 2 3.747 4.647

34 1 9 3 3.955 7.222

35 1 7 2 100 308

36 1 11 3 4.712 7.247

37 1 8 2 2.417 3.349

38 1 9 3 2.963 4.598

39 1 7 2 1.502 2.731

40 1 8 2 2.324 4.030

41 1 10 3 623 1.778

42 1 8 2 2.555 3.696

43 1 12 3 1.987 3.181

44 1 10 3 2.841 4.494

45 1 7 2 787 1.153

46 1 13 4 3.235 3.707

47 1 10 3 3.394 4.954

Página 142 de 155

Línea Estatus Sub-


P Min [MW]

P Max [MW]

48 1 8 2 3.917 4.923

49 1 8 2 10.705 12.692

50 1 7 2 3.652 4.229

51 1 7 2 390 664

11.2 Resultados a largo plazo (Año 2050)

Se modela el sistema con:

𝑆𝑏𝑎𝑠𝑒 = 1000 𝑀𝑉𝐴

Voltaje nominal para todo el sistema de 𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒 = 800 𝑘𝑉

Se toma como Nodo Slak el nodo de “Brasil Sur”

Se toman 50.000 individuos para la optimización del “DE”

La solución óptima tuvo un costo asociado al sistema de transmisión de 14.199 Millones de USD

de junio del 2017.

El promedio de perdidas fue de 19.081 MW el cual corresponde al 2.81% del total de potencia

transmitida que es de 677.892 MW.

En la Tabla 11.2 se muestra: el estatus de cada línea donde 1 es activo y 0 inactivo, Numero de sub-

conductores, Numero de circuitos y la potencia máxima y mínima de cada línea.

Tabla 11.2 Resultado óptimo para largo plazo

Línea Estatus Sub-


P Min [MW]

P Max [MW]

1 1 13 4 48 303

2 1 8 2 395 962

3 1 18 5 818 1.598

4 1 14 4 68 968

5 1 10 3 15.844 19.326

6 1 14 4 9.091 11.454

7 1 13 4 5.732 718

8 1 16 4 13.188 21.875

9 1 12 3 12.819 8.799

10 1 11 3 12.473 9.111

11 1 5 2 4.976 7.289

12 1 5 2 7.951 12.275

13 1 16 4 7.769 12.626

14 1 12 3 3.806 326

15 1 16 4 6.244 2.037

16 1 24 6 30.059 35.014

17 1 32 8 29.141 34.205

Página 143 de 155

Línea Estatus Sub-


P Min [MW]

P Max [MW]

18 1 24 6 56.497 62.172

19 1 33 9 66.804 73.631

20 1 29 8 69.587 81.131

21 1 13 4 27.152 31.660

22 1 11 3 12.758 8.550

23 1 16 4 22.366 20.885

24 1 11 3 17.242 21.879

25 1 12 3 1.501 3.595

26 1 14 4 5.750 1.931

27 1 31 8 32.735 28.241

28 1 15 4 11.462 13.136

29 1 33 9 26.724 22.264

30 1 18 5 9 3.895

31 1 21 6 30.856 27.803

32 1 23 6 11.299 7.910

33 1 10 3 9.609 7.514

34 1 10 3 6.093 4.127

35 1 8 2 75 882

36 1 20 5 9.608 7.047

37 1 11 3 2.814 2.160

38 1 12 3 6.530 5.051

39 1 11 3 4.900 6.539

40 1 13 4 5.347 6.781

41 1 33 9 3.875 6.340

42 1 10 3 7.569 5.282

43 1 14 4 5.999 7.677

44 1 19 5 6.562 10.052

45 1 15 4 898 247

46 1 15 4 3.847 2.428

47 1 17 5 7.974 6.267

48 1 11 3 7.686 7.022

49 1 11 3 17.889 19.742

50 1 8 2 5.134 5.028

51 1 15 4 1.120 802

Finalmente el estimado de transmisión de potencia entre países en un horizonte de tiempo de largo

plazo se puede ver en la Figura 11.1.

Página 144 de 155

Figura 11.1 transporte de potencia máxima estimado en la SuperGrid Latinoamericana para un horizonte de tiempo de

largo plazo

Página 145 de 155

12 Conclusiones

La metodología propuesta en este artículo muestra la oportunidad que tiene la región para garantizar

la seguridad energética en un horizonte de largo plazo. Considerando los resultados de la

investigación, se puede asegurar que, en un contexto socio-político de alta preocupación climática,

la línea de desarrollo de una SuperGrid es una alternativa viable para la integración de los sistemas

latinoamericanos y la masiva inclusión de recursos renovables distantes.

Durante la adquisición de datos necesarios para caracterizar las proyecciones de demanda y

generación de energía eléctrica en Latinoamérica, se detectaron importantes vacíos en la

información pública de algunos de los países de la región. Se detectaron dos problemáticas entorno

a la información, la primera es, la falta de interés estatal para desarrollar un planeamiento

estructurado, los países de la región con un menor desarrollo económico no consideran el

planeamiento como una política energética relevante y se enfocan en metas de corto plazo. La

segunda problemática detectada, fue la privacidad de los datos, los países con un sistema eléctrico

con alta participación estatal, no presentan informes técnicos concluyentes. Estas barreras en la

información crearon la necesidad de implementar diferentes métodos estadísticos para

complementar la información disponible. Para futuras actualizaciones de la investigación, es

necesario plantear nuevas metodologías para la estandarización de datos del sector eléctrico de la

región.

Por otra parte, las políticas energéticas que reportan los diferentes países latinoamericanos, tienen

como principal directriz disminuir la pobreza energética mediante un enfoque de autosuficiencia.

Este enfoque de desarrollo regional, encamina al continente al escenario energético “Rock”

propuesto por el WEC, y representa una fuerte barrera a la integración de la región de la región, y

por lo tanto, al planteamiento de la SuperGrid Latinoamericana. De la mano de esta investigación

técnica se requiere un planteamiento político que alinea los intereses de la región.

En este artículo se detectó que, la necesidad de explotar todos los potenciales eléctricos de la región

es el único camino para mantener la seguridad energética del continente, en conformidad con la

tendencia mundial de la descarbonificación de la matriz energética. En su mayoría los grandes

potenciales de generación eléctrica renovable se encuentran en zonas remotas del continente lo cual

genera nuevos retos en términos de sistemas de transmisión, y se demostró que una SuperGrid es

una inversión factible para responder a estas nuevas necesidades.

A nivel técnico, se encontraron cuatro temas fundamentales en el desarrollo de este artículo. En

primer lugar, en la investigación de planteo la SuperGrid como una capa superior a los diferentes

sistemas locales, de acuerdo con los análisis expuestos, esta propuesta topológica representa un

ideal para el macro proyecto, sin embargo, para crear un mapa de ruta de la SuperGrid

Latinoamericana, es necesario contemplar estudios de integración sectorial entre los sistemas

eléctricos locales y las primeras etapas de la SuperGrid.

El segundo tema fundamental, fue la tecnología, el planteamiento principal de la SuperGrid

considera la tecnología de HVDC Grid. Durante la investigación tecnológica preliminar de este

artículo se estudiaron proyectos que implementan MTDC como solución a la interconexión de

generación remota con las redes locales pero no se encontró información comercial de proyectos

de HVDC Grid. Esto de sebe que los dispositivos tipo Switch para DC, aún se encuentran en etapa

de investigación y de prototipo, sin embargo, se espera que este tipo de dispositivos tengan un

desarrollo comercial en el futuro cercano.

Página 146 de 155

El tercer punto técnico critico que se detectó, en la ejecución de la metodología propuesta en este

artículo, fue el ajuste del despacho eléctrico de las fuentes del continente. Las pruebas en estado

estable de la SuperGrid arrojaron concluyentemente una fuerte dependencia del despacho, esto

debido a que cada zona geográfica se caracteriza por la participación mayoritaria de una tipo de

fuente específica, esto determina las necesidades de transporte y por ende determina la robustez de

la red. Para fines prácticos en las pruebas se asumió un despacho equitativo entre las fuentes

disponibles considerando su factor de planta típico. Ajustar el despacho eléctrico bajo una premisa

económica ajustaría la dimensión de la SuperGrid a las necesidades reales del continente.

Finalmente la investigación arrojo como principal barrera técnica el mantener los límites de voltaje

en las sub-estaciones DC. Debido a que la tecnología de HVDC Grid se encuentra en una etapa

inicial de desarrollo no se cuenta con normatividad que especifique los límites de operación de

voltaje, por lo que fue necesario asumir limites análogos a los utilizados en las redes AC.

Adicionalmente, es necesario considerar que la potencia trasmitida por una línea DC depende

directa y proporcionalmente al delta de voltaje entre sus terminales y la resistencia del conductor.

Esto genera niveles de voltaje extremos en la red, debido al efecto cascada. Para regular los perfiles

de voltaje se recurrió a dos parámetros, en primer lugar se consideró como nodo slack un nodo

central (en términos geográficos) con una importante capacidad de generación y se ajustó su perfil

de voltaje en el límite superior, el segundo parámetro fue la resistencia del conductor, a menor

resistencia se requiere de un delta de volteje menor para trasmitir la misma potencia.

Esta problemática puede sobredimensionar la transmisión, se plantean 3 posibles alternativas, fuera

de los alcances del artículo, para mitigar el efecto de esta barrera técnica. La primera alternativa es,

aumentar los límites operativos de voltaje, estos límites dependen de los dispositivos de la red y se

requiere de información de las hojas de datos de los fabricantes, dado que dichos dispositivos no

son comerciales, todavía no se pueden hacer supuestos sin el acopañamiento de los desarrolladores

de la tecnología. La segunda alternativa es, dividir la red en zonas geográficas, esto permitiría tener

más de un nodo Slack en la red facilitando la regulación de voltaje. Finalmente, se puede plantear

el uso de sistemas de control de voltaje DC, esta tecnología se ha planteado en numerosos artículos

investigativos pero no hay evidencia de un desarrollo de un prototipo por parte de los fabricantes.

Para cualquiera de estas alternativas es importante realizar un estudio de beneficio/costo para

determinar las ventajas o desventajas de su implementación dentro del planteamiento de la

SuperGrid Latinoamericana.

Otro punto crítico al que se enfrentó esta investigación, fue el costo computacional del proceso de

optimización, en este artículo se utilizó la metodología de Evolución Diferencial integrada con el

criterio de óptimo de Pareto, debido a sus beneficios en términos de versatilidad y sencillez del

proceso, sin embargo, fue necesario invertir una gran capacidad computacional para obtener

resultados satisfactorios.

Página 147 de 155

13 Trabajo futuro

A lo largo de la investigación se detectaron varios temas que quedaron fuera de los alcances del

planteamiento inicial. El tema de una SuperGrid Latinoamericana se encuentra en una etapa de

planteamiento que necesita mucha investigación en diversos frentes técnicos, políticos, sociales,

financieros, de mercado, entre otros. En esta sección se pretende proponer los temas más cercanos

que necesitan un mayor desarrollo para complementar esta tesis.

El despacho es un factor importante de decisión para determinar las necesidades de

transporte de un sistema de la envergadura de una SuperGrid, uno de los principales

directrices del proyecto es viabilizar la inversión en generación remota de gran escala para

ello es indispensable conocer los costos marginales de cada fuente de generación y

determinar su oportunidad de despacho.

Consideración de control de voltaje: en la actualidad es poca la información en la literatura

sobre sistemas de control de voltaje nodal en sistemas MTDC. En la presente tesis de

detecto que el perfil de voltaje es el principal limitante del sistema por lo que fue necesario

aumentar considerablemente la cantidad de líneas del sistema. Se cree que un

planteamiento que considere controles de voltaje nodales puede disminuir la necesidad

conductores y disminuyendo costos ayudando a la viabilidad del proyecto.

Análisis de la SuperGrid por zonas, para optimizar el nivel de voltaje: al igual que los

controles de voltaje nodal, otra alternativa puede ser la división de la SuperGrid mediante

tecnología de transformación DC. Con esta tecnología se puede zonificar el continente

permitiendo optimizar el voltaje de cada zona dependiente de las necesidades de

transmisión, adicionalmente, ubicando diferentes nodos Slack (o de referencia) se podría

mejorar los perfiles de voltaje disminuyendo la necesidad conductores, permitiendo el uso

de un nivel de voltaje inferior reduciendo costos y ayudando a la viabilidad del proyecto.

Análisis internos de los países sin un planeamiento estructurado: uno de los grandes retos

al que se enfrentó esta tesis fue la recolección de datos de los países del continente, para

mejorar la información de entrada es necesario trabajar en el planeamiento interno de los

países. Muchos de los países no cuentan con un sistema de planeamiento estructurado que

entorpece los resultados y los países que cuentan con esta información siguen lineamientos

muy diferentes entre sí. Por ello se debe trabajar en una estructuración normativa para la

realización del planeamiento de la región buscando una estandarización y mayor calidad

de las proyecciones, potenciales de energía, y documentación de los sistemas de

transmisión.

Implementar diferentes métodos de optimización para mejorar los tiempos de cómputo: a

nivel se simulación la tesis se enfrentó a un alto costo computacional debido al método de

optimización implementado (Evolución Diferencial), se cree que implementando un

método diferente se podría encontrar la mejor alternativa en un menor tiempo, permitiendo

realizar diversas pruebas adicionales que mejorarían el resultado.

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METODOLOGIA PARA EL MODELAJE ESTÁTICO DE UNA …