bases para la formaciÓn una matriz de generaciÓn …
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BASES PARA LA FORMACIÓN UNA MATRIZ DE
GENERACIÓN ELÉCTRICA CON ELEVADA
PARTICIPACIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES.
Trabajo presentado ante la ilustre Academia Nacional de Ingeniería y el Hábitat por el Ing.
Jesús Augusto Gómez Medina como requisito para optar a su incorporación como Miembro
Correspondiente por el estado Sucre.
Caracas, Agosto 2019.
I
RESUMEN
El sistema eléctrico venezolano, luego de una profunda crisis que ha conducido a una falla
permanente del servicio eléctrico, requiere de una reconstrucción y recuperación que le permita
recupera su operatividad para dar un servicio de calidad cónsono con un sistema moderno.
El plan de reconstrucción del sistema eléctrico deberá estar en conformidad con los postulados
de los Objetivos del Desarrollo Sustentable (ODS) de la ONU que estable en el Objetivo 7:
Garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna para todos. Para
ello se han estudiado el potencial de las fuentes de energías primarias para la generación de
electricidad en el país, se ha evaluado los costos de generación y las emisiones de CO2 de cada
tipo de fuente. Se han proyectado las demandas de electricidad bajo escenarios de crecimiento
de 3% y 4% hasta el año 2040 y se han diseñado matrices de electricidad bajo tres escenarios
de participación de las energías renovables bajo ciertas hipótesis de crecimiento de esa
participación. Se han analizado los resultados de los escenarios bajo un sistema Proceso de
Análisis Jerárquico (AHP). Los resultados indican que en todos los escenarios de crecimiento
de la demanda, el escenario de alta participación de energías renovables resulta la más
conveniente.
ABSTRACT
Venezuelan electrical system, after a deep crisis that has led to a permanent electrical blackout,
required a reconstruction and recovery that allows retrieves its operation to give a quality
service consistent with a system modern.
The plan of reconstruction of the power system must be in accordance with the postulates of
UN objectives of sustainable development (ODS) which stable in goal 7: ensuring access to a
modern, sustainable, safe, and affordable energy for all. This has been studied the potential of
primary energy sources for the generation of electricity in the country, it has been evaluated
the costs of generation and the CO2 emissions of each type of source. Have been projected
demands for electricity under scenarios of growth of 3% and 4% up to the year 2040, and arrays
of electricity under three scenarios of participation of renewable energies under certain
assumptions of growth that are designed participation. The results of the scenarios we have
examined under a system hierarchy analysis process (AHP). The results indicate that in all
stages of growth in demand, the scenario of high renewable energies participation is most
suitable
PALABRAS CLAVE
Sistema eléctrico, energías renovables, costos de generación, emisiones CO2, matriz eléctrica.
II
DEDICATORIA
A mi esposa.
A mis hijos.
A mis nietos.
III
AGRADECIMIENTO
A mi amigo Ing. Eduardo Buróz quien diariamente me dio su respaldo y me incentivó
continuamente a profundizar en el tema objeto de este trabajo.
A mi amigo, condiscípulo y socio, Ing. José Miguel Pérez Godoy con quien me inicié en los
estudios de la energía hidroeléctrica, la integración de las energías renovables y el
conocimiento de todos los aspectos de los sistemas eléctricos.
A los componentes de la Comisión de Energía de la ANIH de quien obtuve, a través de nuestras
reuniones periódicas, discusiones y conversaciones, valiosos conocimientos y experiencias del
sistema eléctrico y de las fuentes de energía primaria.
A mis compañeros del Grupo Orinoco, cuyo compromiso y respaldo a todas las actividades
relacionadas con el desarrollo sustentable y la lucha contra el cambio climático, me permitieron
deducir numerosas enseñanzas en ese campo.
A mi amigo, Ing. Carlos Álvarez quien, con toda su paciencia y conocimiento, me ayudó en la
revisión, edición y montaje de este trabajo.
IV
Contenido
1 Introducción ........................................................................................................................ 1
2 ESTADO DEL SEN ........................................................................................................... 7
2.1 Situación General. ................................................................................................................ 7
2.2 Potencia Instalada ................................................................................................................. 9
2.3 Indisponibilidad de la generación térmica ...................................................................... 12
2.4 Sistema de distribución ...................................................................................................... 17
3 DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLES Fósiles ........................................................ 17
3.1 Situación de PDVSA.......................................................................................................... 17
3.2 Refinación ........................................................................................................................... 21
3.3 Gas natural ........................................................................................................................... 24
El Futuro del Gas natural como Fuente de energía ................................................................ 24
3.4 El Gas en Venezuela .......................................................................................................... 27
4 HIDROELECTRICIDAD ................................................................................................ 31
4.1 Características de la hidroelectricidad ............................................................................. 31
4.2 Desarrollos hidroeléctricos con embalses ....................................................................... 32
4.3 Capacidad Hidroeléctrica Instalada en Venezuela ......................................................... 33
4.4 El Inventario Nacional del Potencial Hidroeléctrico (INPH) ....................................... 35
4.5 Inventario Potencial Hidroeléctrico JMPG/JAG ............................................................ 36
4.6 Generación Hidroeléctrica por Rebombeo. ..................................................................... 37
4.7 Integración de Energías Renovables. ............................................................................... 38
Concepto de integración y almacenamiento de energía eléctrica ........................................ 38
4.8 Generación de Hidroelectricidad ...................................................................................... 39
4.9 Consumo equivalente de petróleo .................................................................................... 40
Ahorro de emisiones de CO2 .................................................................................................... 41
4.10 EL FUTURO DE LA HIDROELECTRICIDAD EN VENEZUELA ......................... 41
5 Energía solar Fotovoltaica FV .......................................................................................... 42
5.1 Generalidades ...................................................................................................................... 42
5.2 Algunas Ventajas y desventajas de la energía solar FV. ............................................... 43
5.3 Radiación Solar ................................................................................................................... 46
5.4 Distribución de energía solar en el mundo...................................................................... 47
5.5 Potencial de energía solar en Venezuela. ........................................................................ 48
5.6 Áreas Solares requeridas ................................................................................................... 51
5.7 Eficiencia de los módulos solares .................................................................................... 52
5.8 Dimensionamiento y áreas ocupadas ............................................................................... 53
5.9 Costo de generación ........................................................................................................... 54
5.10 Estructura de Costos de Inversión. ................................................................................... 54
5.11 Emisiones de CO2 ............................................................................................................... 55
6 ENERGÍA EÓLICA ......................................................................................................... 56
6.1 Generalidades...................................................................................................................... 56
6.2 EL VIENTO Y SUS CARACTERÍSTICAS .................................................................. 56
6.3 Variación del viento con la altura sobre el terreno ........................................................ 58
6.4 Energía y potencia en el viento......................................................................................... 59
Ley de Betz .................................................................................................................................. 60
Ventajas de la energía eólica ..................................................................................................... 61
6.5 TURBINAS EÓLICAS ..................................................................................................... 61
Componentes de un generador eólico ..................................................................................... 62
V
6.6 Evolución del tamaño y potencia de los generadores eólicos. ..................................... 64
6.7 Efecto orográfico ................................................................................................................ 65
6.8 SEPARACIÓN ÓPTIMA ENTRE GENERADORES EÓLICOS .............................. 66
6.9 Potencial de energía eólica en Venezuela. ...................................................................... 67
6.10 Generación Eólica en Venezuela ...................................................................................... 71
7 DEMANDAS ELECTRICIDAD ..................................................................................... 74
7.1 Importancia de la proyección ............................................................................................ 74
7.2 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL PRONÓSTICO DE DEMANDA DE
ENERGÍA ELÉCTRICA ........................................................................................................... 74
7.3 CLASIFICACIÓN DE LOS MÉTODOS DE PRONÓSTICO DE DEMANDA DE
ENERGÍA ELÉCTRICA ........................................................................................................... 77
7.4 Algunas proyecciones de demanda. ................................................................................. 78
7.5 Estimación de las demandas. ............................................................................................ 81
8 Nueva Matriz Eléctrica ..................................................................................................... 85
8.1 La Matriz Propuesta. .......................................................................................................... 86
8.2 Los escenarios de contenido de energías renovables. .................................................... 88
8.3 Base e hipótesis de cálculo................................................................................................ 89
8.4 Matrices Resultantes .......................................................................................................... 90
8.4.1 Tasa de crecimiento de la demanda 3% ............................................................. 90
8.4.2 Tasa de crecimiento de la demanda 4% ............................................................. 95
9 Selección Multicriterio de la matriz eléctrica. .................................................................. 99
9.1 Selección multicriterio de escenario de participación de energías renovables. ....... 101
9.1.1 Tasa crecimiento=3% i=6% ............................................................................ 101
9.1.2 Tasa crecimiento=4% i=6% ............................................................................. 103
10 Resultados ................................................................................................................... 104
11 Conclusiones. .............................................................................................................. 104
12 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................ 108
13 Anexo .......................................................................................................................... 113
13.1 Anexo 1 Escenario Crecimiento: 3% ............................................................................. 113
13.2 Anexo 2. Escenario Crecimiento 4% ............................................................................. 125
VI
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1 Resumen de potencia instalada por tipo de planta. 2012 ............................................ 10
Tabla 2 Sistema de Distribución Nacional. Longitud de líneas, subestaciones y
transformadores .............................................................................................................. 16
Tabla 3 Volumen de reservas de gas natural por tipo. ............................................................. 27
Tabla 4 Variación anual de energía eléctrica generada, consumo de combustibles fósiles y
consumo equivalente de gas natural utilizado en la generación de electricidad ............ 30
Tabla 5 Potencia de energía hidroeléctrica instalada ............................................................... 33
Tabla 6 Resumen del Inventario del potencial hidroeléctrico nacional, por regiones ............. 35
Tabla 7 Clasificación de la radiación solar .............................................................................. 49
Tabla 8 Distribución de la radiación solar en Venezuela por áreas ......................................... 49
Tabla 9 Variación horaria de la radiación solar por meses ...................................................... 50
Tabla 10 Áreas requeridas en paneles solares según tecnologías y en diferentes países. ........ 52
Tabla 11 Valores característicos para dimensionamiento de plantas solares y Número de
paneles. ........................................................................................................................... 53
Tabla 12 Valores característicos del coeficiente de velocidad de viento según tipo de terreno
........................................................................................................................................ 59
Tabla 13 Velocidades medias mensuales y promedio anual H=50 m (mps) ........................... 72
Tabla 14 FMI. Proyecciones tasa de crecimiento PIB en Venezuela. ..................................... 78
Tabla 15 Tasa de Crecimiento de la demanda de electricidad según escenario. ..................... 80
Tabla 16 Resumen de las demandas de energía y potencia para el año 2040 según porcentaje
de crecimiento ................................................................................................................ 84
Tabla 17 Incorporación de las diferentes fuentes de energía según los escenarios de
participación. 3% crecimiento ........................................................................................ 88
Tabla 18 Incorporación de las diferentes fuentes de energía según los escenarios de
participación. 4% crecimiento ........................................................................................ 88
Tabla 19 Valor presente de los costos de generación según escenarios. Crecimiento 3%. ..... 93
Tabla 20 Valor presente de los costos de generación. 4% ....................................................... 99
Tabla 21 Matriz de preferencias. r=3%, i=6% ....................................................................... 101
Tabla 22 Matriz de preferencia normalizada. r=3%, i=6% .................................................... 102
Tabla 23 Matriz de valores r=3%, i=6% ................................................................................ 102
Tabla 24 Matriz de valores recíprocos. R=3%, i=6% ............................................................ 102
Tabla 25 Matriz de Columnas Normalizadas r=3%, i=6% .................................................... 102
Tabla 26 Vector de Scores. R=3%, i=6% .............................................................................. 102
Tabla 27 Matriz de preferencias. r=4%.i=6% ........................................................................ 103
Tabla 28 matriz de Preferencias normalizada. r=4%, i=6% .................................................. 103
Tabla 29 Matriz de valores. r=4%, i= 6% .............................................................................. 103
Tabla 30 Matriz de valores recíprocos. r=4%, i=6% ............................................................. 103
Tabla 31 Matriz de columnas normalizadas. r=4%, i=6% ..................................................... 103
Tabla 32 Vector de scores. ..................................................................................................... 104
VII
ÍNDICE DE GRÁFICOS Gráfico 1 Potencia instalada por tipo ....................................................................................... 11
Gráfico 2 Variación de la capacidad instalada y la demanda máxima hasta el año 2016 ........ 12
Gráfico 3 Capacidad instalada disponible y no disponible ...................................................... 13
Gráfico 4 Factor de indisponibilidad histórica de generación del SEN por tipo de planta ...... 13
Gráfico 5 Venezuela. Producción anual de petróleo. Miles Barriles/dia (1965-2017) ............ 18
Gráfico 6 Capacidad Instalada de refinación y producción. ................................................... 23
Gráfico 7 Variación de las reservas de gas .............................................................................. 28
Gráfico 8 Consumo anual de gas natural. ................................................................................ 28
Gráfico 9 Consumo equivalente de gas por tipo de combustible para generación. ................. 30
Gráfico 10 Consumo total equivalente de gas para generación ............................................... 30
Gráfico 11 Variación del consumo anual equivalente de gas para generación térmica. .......... 31
Gráfico 12 Potenciales desarrollos hidroeléctricos. Edos Barinas y Mérida. Potencia
instalada y barriles equivalentes de petróleo......................................................... 37
Gráfico 13 Generación anual de electricidad e hidroelectricidad. ........................................... 40
Gráfico 14 Consumo anual equivalente de petróleo mediante generación hidroeléctrica ....... 40
Gráfico 15 Ahorro de emisiones de CO2 mediante generación hidroeléctrica. ....................... 41
Gráfico 16 Variación horaria de la potencia solar. .................................................................. 50
Gráfico 17 Proyecciones de LCOE para nuevas plantas solares a entra en funcionamiento en
2050. ...................................................................................................................... 54
Gráfico 18 estructura de costos de construcción de una planta solar FV ................................ 55
Gráfico 19 Ahorro de emisiones de CO2 por sustitución de energía solar FV ........................ 56
Gráfico 20 Curva típica de potencia de un generador eólico. .................................................. 62
Gráfico 21 Sectores de una curva típica de potencia de un generador solar............................ 72
Grafico 22 Variación horaria de la velocidad de viento por mes (mps) .................................. 73
Grafico 23 Variación horaria de velocidad de viento por mes (mps) ...................................... 73
Grafico 24 Histograma de rango de velocidades anuales (mps) .............................................. 73
Gráfico 25 Venezuela. Generación de electricidad 1985-2015. .............................................. 83
Gráfico 26 Proyección lineal de demandas de electricidad. .................................................... 83
Gráfico 27 Comparación de las proyecciones de la demanda de electricidad. ........................ 85
Gráfico 28 Participación de las fuentes de energía. Año 2040.Potencia ................................. 91
Gráfico 29 Incorporación de fuentes de energía según escenario. Potencia ............................ 91
Gráfico 30 Incorporación de fuentes de energía según escenarios. Energía. ........................... 91
Gráfico 31 Incorporación de fuentes de energía. Emisiones de CO2 según escenario. 3% .... 92
Gráfico 32 Emisiones de CO2 según escenario. 3% ................................................................ 92
Gráfico 33 Incorporación de fuentes de energía. Variación del costo anual de egeneracion.3%
............................................................................................................................... 93
Gráfico 37 Valor presente de costos de generación según escenario y tasa de interés.3% ..... 94
Gráfico 34 Variación del consumo diario equivalente de petróleo. BPd. 3% ......................... 94
Gráfico 35 Variación del consumo diario equivalente de petróleo según los escenarios.3% .. 95
Gráfico 38 Incorporación de fuentes de energía. Año 2040. Potencia.4% .............................. 95
Gráfico 39 Variación de la Incorporación de fuentes de energía según Escenarios.
Potencia.4%........................................................................................................... 95
Gráfico 40 Variación de la incorporación de fuentes de energía. Energía. 4% ....................... 96
Gráfico 41 Variación de las emisiones de CO2 según escenarios. 4% .................................... 96
Gráfico 42 Emisiones de CO2 según escenario.4% ................................................................. 96
Gráfico 43 Variaciones del consumo diario equivalente de petróleo. (BPe). 4% .................... 97
Gráfico 44 Variación del consumo diario equivalente de petróleo según escenario. 4% ........ 98
Gráfico 45 Variación del costo anual de generación según escenario. 4% ............................. 98
Gráfico 46 Valor presente de costos de generación según escenarios y tasa de interés. ......... 99
VIII
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 Características de las plantas de generación de energía eléctrica según tipo de
unidad.2012 ............................................................................................................. 10
Figura 2 Ubicación de las plantas termoeléctricas y red troncal de transmisión ..................... 11
Figura 3 Estadísticas para las plantas térmicas del Zulia. Abril 2018 ..................................... 14
Figura 4 Fallas eléctricas 2018 al 25/04/2018 ......................................................................... 14
Figura 5 Estado Actual del parque termoeléctrico. Abril 2019 ............................................... 15
Figura 6 Límites de transmisión del SEN ................................................................................ 16
Figura 7 OPEP Producción de petróleo crudo. Mayo 2018 ..................................................... 19
Figura 8 OPEP Número de taladros operativos ....................................................................... 20
Figura 9 Venezuela producción de petróleo 2010-2018 y proyección a Dic. 2018 ................. 21
Figura 10 Pronóstico de consumo global de gas ...................................................................... 26
Figura 11 Venezuela. Ubicación y monto de reservas probadas de gas natural ...................... 27
Figura 12 Producción y usos de gas natural. Año 2010 ........................................................... 29
Figura 13 Perfil hidráulico centrales Bajo Caroní. .................................................................. 34
Figura 14 Esquema del complejo hidroeléctrico Uribante-Caparo .......................................... 35
Figura 15 Inventario hidroeléctrico JMPG-JAG. Resumen ..................................................... 36
Figura 16 Esquema de un sistema de generación por rebombeo ............................................. 38
Figura 17 Tipos de radiación solar........................................................................................... 47
Figura 18 Distribución de la radiación solar en el mundo ....................................................... 48
Figura 19 Distribución de la radiación solar en Venezuela ..................................................... 48
Figura 20 Distribución mensual de la radiacion solar en sitios seleccionados ........................ 50
Figura 21 Resumen de los requerimientos de área para plantas solares FV y CSP en USA ... 51
Figura 22 Variación temporal de las eficiencias de los paneles solares según las tecnologías52
Figura 23 Venezuela. Variación de uso de combustibles para generación de electricidad .... 55
Figura 24 Origen de los vientos y corrientes principales de vientos globales ......................... 57
Figura 25 Curvas de variación de velocidades de viento según el tipo de terreno .................. 58
Figura 26 Límite de Bertz. Variación de velocidades .............................................................. 60
Figura 27 Componentes de un generador eólico...................................................................... 63
Figura 28 Evolución de la potencia nominal de un generador eólico con respecto al diámetro
del rotor. .................................................................................................................. 65
Figura 29 Evolución del tamaño de los generadores eólicos. .................................................. 65
Figura 30 Efecto orográfico sobre la velocidad del viento. ..................................................... 66
Figura 31 Separación recomendada entre los generadores eólicos .......................................... 67
Figura 32 Dirección prevalente y velocidad media anual de viento a 10 m, a 25m y 40 m y
potencia estimada. ................................................................................................... 68
Figura 33 Distribución regional de velocidades de viento en Venezuela ................................ 69
Figura 34 Mapa eólico a mesoesala de Venezuela .................................................................. 70
Figura 35 Mapa de distribución de velocidades de viento en Venezuela ................................ 71
Figura 36 factores que influyen en el pronóstico de demanda de energía eléctrica ................ 75
Figura 37 Escenarios de energía eléctrica y potencia máxima del SEN .................................. 79
Figura 38 Escenarios de demanda de energía (2013-2020) ..................................................... 80
Figura 39 Venezuela. Generación de electricidad (caso base y caso 15%) ............................. 81
IX
ACRÓNIMOS
ACFIMAN Academia Nacional de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
ANIH Academia Nacional de Ingeniería y el Hábitat
BCFD Billones de pies cúbicos diarios
BCM Billones de metros cúbicos
BEP barriles equivalentes de petróleo
BPED Billones de barriles de petróleo equivalente
CADAFE Compañía anónima de administración y fomento eléctrico.
CIV Colegio de Ingenieros de Venezuela
COP21 21st yearly session of the Conference of the Parties (COP)
COP22 Twenty-second yearly session of the Conference of the Parties
CORPOELEC Corporación Eléctrica Nacional
CRP Centro de Refinación Paraguaná
EDELCA Electrificación del Caroní C.A.
ETSAP energy technology systems analysis program
EURIBOR Euro Interbank Offered Rate
FPO Faja Petrolera del Orinoco
FV Fotovoltaico
GEI Gases de efecto invernadero
GW Gigavatios
GWh Gigavatios horas
IANAS International Network of Academies of Science
IEA International Energy Agency
IESA Instituto de Estudios Superiores de Administración
IESA-CIEA IESA Centro de Investigaciones en Energía y Ambiente
IFC International Finance Corporation
INDC Intended Nationally Determined Contributions
INPH Inventario Nacional del Potencial Hidroeléctrico
IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change
IPN Industria petrolera nacional
IRENA International Renewable Energy Agency
KVA kilo-volt-ampere
KW Kilovatios
KWh Kilovatios horas
LCOE Livelized Cost of energy (Costo Nivelado de energía)
LIBOR London InterBank Offered Rate
MARNR Ministerio del ambiente y recursos naturales renovables
MBD Miles de barriles por día
MBPD Miles de barriles de petróleo por día
MMBPED Millones de barriles de petróleo equivalente
MMC Millones de pies cúbicos
MMPCD Millones de pies cúbicos por día
MMPCED Millones de pies cúbicos equivalentes por día
MPPPEE Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica
Mps Metros por segundos
MVA Megavoltiamperio
MW Megavatios
MWh Megavatios horas
NASA National Aeronautics and Space Administration
X
NREL National Renewable Energy Laboratory
OLADE Organización Latinoamericana de Energía
ONU Organización de las Naciones Unidas
OPEC Organization of the Petroleum Exporting Countries
OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo
PDSEN Plan Nacional de Desarrollo del Sector Eléctrico
PDVSA Petróleos de Venezuela
PIB Producto interno bruto
PW Petavatios
RELP Refinería El Palito
RPLC Refinería Puerto La Cruz
SEN Sistema Eléctrico Nacional
SIN Sistema Interconectado Nacional
TCF Trillones de pies cúbicos
TW Teravatios
TWh Teravatios horas
WEC World Energy Council
WP Watios pico
1
1 Introducción
Se entiende por matriz energética la combinación de energías primarias para suplir las
demandas de energía de un determinado país. Esta matriz deberá incorporar los elementos
necesarios de generación para suplir las demandas proyectadas dentro del horizonte de
planificación.
En Venezuela la demanda de electricidad ha venido aumentando a una cantidad en el orden de
750 a 1000 MW de potencia anual. Incremento que debería ser incorporado al SEN para
mantener la calidad del servicio eléctrico. (CORPOELEC 2013, Mazzei Borboa 2013.)
A partir del año 2001, la matriz energética venezolana para suplir las demandas de electricidad
ha venido presentando un cambio notable. Así, mientras que hasta esa fecha el 67% de la
potencia instalada era de carácter hidroeléctrica, actualmente más de 50 % de la potencia
instalada corresponde a fuentes de carácter termoeléctrico, aunque en términos de generación,
las fuentes de generación hidroeléctrica continúan aportando más del 67% de la electricidad.
(BP 2016). De acuerdo con la Memoria del MPPPEE durante el año 2015 se incorporaron 707
MW, de los cuales el 64% son de generación térmica, mientras que el restante 36% corresponde
a generación hidroeléctrica. (MPPPEE Memoria 2016)
Para el año 2015 la generación de electricidad en el país alcanzó la cifra de 127.8 TWh, de ese
total, 76.3 TWh (59.7%) corresponden a la generación hidroeléctrica. (BP.2016) Esta
generación es equivalente a 350.000 BPED. Durante el mismo año la producción de gas
alcanzo un volumen de 3.3 BCFD (0.627 MMBPED) de los cuales 0.228 MMBPED se
destinaron a la generación de electricidad en plantas termoeléctricas. (BP. 2016).
La industria petrolera en el país durante los últimos años ha visto mermar su capacidad de
producción en una reducción equivalente a unos 90.000 BPD, llevando la extracción a unos
2.626 MMBPED, de los cuales 0.678 MMBPED corresponden al consumo nacional. (BP
2016). Para octubre de 2016, la OPEP reporta una producción de 2.316 MMBPED (OPEC
2018), con un descenso de 338 MMBPED respecto al año 2015. Este descenso ha continuado
paulatinamente, al punto que, para julio de 2018, la OPEP reporta una producción de 1.469
millones de barriles por día. (OPEC August 2018).
En las condiciones actuales que se encuentra la IPN se hace poco factible que el país pueda
incrementar sustancialmente su producción a corto o mediano plazo, pero, en caso de que esta
condición fuera posible, el incremento de producción debería estar orientado hacia la
exportación y no a su uso como combustible en plantas termoeléctricas luego de su refinación.
Otro elemento a considerar es el estado en que se encuentran las refinerías en el país. En
Venezuela existen varias refinerías. En el estado Falcón se encuentra el Centro de Refinación
Paraguaná, formado por la interconexión de las refinerías de Amuay y Cardón (Falcón), y la
de Bajo Grande (Estado Zulia). En el estado Carabobo se ubica la refinería El Palito, y en el
estado Anzoátegui están localizadas las refinerías de Puerto La Cruz y San Roque. Por último,
se ha incorporado mediante un contrato de arrendamiento con el gobierno de Curazao, la
refinería La Isla. (PDVSA 2015)
Durante los últimos años la capacidad de refinación ha permanecido estancada en 1.303
MBPD, mientras que la refinación ha venido disminuyendo de 1.012 MBPD en 2004 a 803
2
MBPD en el año 2015 (PDVSA: Informe Gestión Anual 2015). Por tanto, tampoco existe
capacidad ociosa como para incrementar la refinación de combustibles líquidos.
Un elemento fundamental a considerar en la conformación de una nueva matriz energética es
el Convenio COP 21 firmado en París en diciembre de 2015. Allí se establecen las condiciones
para mantener el calentamiento global de origen antrópico por debajo de los 2ºC al año 2050,
mediante el control de las emisiones de CO2 (ONU 2015). Para ser compatibles con el límite
de calentamiento acordado es necesario que las emisiones mundiales de gases de efecto
invernadero lleguen a un punto máximo y luego desciendan hacia finales de siglo.
En la Conferencia de Marrakech (COP22), el director general de IRENA, Adnan Z. Amin decía
lo siguiente “La rápida transición hacia un futuro iluminado y movido con energías renovables
combinada con una mejor eficiencia energética, es la manera más eficaz de terminar con el
catastrófico cambio climático al mismo tiempo que se proporciona una mejor calidad de vida
a los ciudadanos. Pero el ritmo y la magnitud del cambio deben cambiar enormemente si
queremos cumplir la promesa del acuerdo de Paris.” (Conexión COP21. 2016)
Los países signatarios del Convenio COP21 se han comprometido a presentar los llamados
INDC (contribuciones nacionales) donde se establecen los compromisos nacionales para
cumplir las metas previstas de reducción de emisiones de CO2.
En el Informe de la Conferencia de las Partes sobre su 19º período de sesiones, celebrado en
Varsovia del 11 al 23 de noviembre de 2013 se incluye la “Decisión 1/CP.19 Intensificación
de los trabajos relativos a la Plataforma de Durban”, donde se propone:
“b) Invitar a todas las Partes a iniciar o intensificar los preparativos internos en relación con
las contribuciones determinadas a nivel nacional, sin perjuicio de su naturaleza jurídica, que
tengan previsto realizar en el contexto de la aprobación de un protocolo, otro instrumento
jurídico o una conclusión acordada con fuerza legal en el marco de la Convención que sea
aplicable a todas las Partes para alcanzar el objetivo de la Convención enunciado en su
artículo 2, y a comunicar esas contribuciones con suficiente antelación al 21º período de
sesiones de la Conferencia de las Partes (dentro del primer trimestre de 2015, en el caso de
las Partes que estén preparadas para hacerlo) de un modo que promueva la claridad, la
transparencia y la comprensión de dichas contribuciones, sin prejuicio de su naturaleza
jurídica;” (http://unfccc.int/resource/docs/2013/cop19/spa/10a01s.pdf)
En vista de estos planteamientos, en Venezuela la INDC estará orientada a modificar la matriz
energética dirigida a reducir sustancialmente las emisiones de GEI, especialmente las
correspondientes a la combustión de combustibles de origen fósil dedicados a la generación de
electricidad. Este objetivo se lograría modificando y reduciendo al mínimo la utilización de
combustibles fósiles utilizados en la generación de electricidad.
Se indicó que la matriz de generación ha venido modificándose sustancialmente hasta alcanzar
una capacidad instalada de origen térmico superior al 50%. Venezuela cuenta con un gran
potencial de generación hidroeléctrica todavía muy subdesarrollado. Este tipo de fuente genera
una energía limpia, libre de emisiones de CO2, de bajo costo, los aprovechamientos
hidroeléctricos suelen ser parte de proyectos de usos múltiples, como riego, abastecimiento de
poblaciones, control de avenidas y otros propósitos, además de que se pueden integrar
fácilmente con otras fuentes de energías renovables y que sirven de sistema de almacenamiento
alterno para las energías no continuas como la eólica y la solar.
3
Venezuela por su posición geográfica se encuentra en la zona tropical, ligeramente a norte del
Ecuador, entre los 2o N y 14o No. Esta ubicación le permite recibir una radiación solar de gran
intensidad que le proporciona disponer de un elevado potencial de energía solar durante todo
el año. El potencial estimado de radiación promedio es del orden de 2.200 KWh/m2/año, lo
cual es calificado de excelente dentro de los parámetros de valoración de esa energía. (Posso,
González, Guerra y Gómez, 2013)
En tales condiciones, una gran parte de la energía necesaria para suplir la creciente demanda
podría provenir de estas fuentes, la cual ha logrado disminuir los costos de instalación y
generación a valores en el orden de 3.0 ¢US$/KWh a 6.0 ¢US$/KWh, siendo este valor
totalmente competitivo con otras fuentes de energía. (IRENA. 2018).
Igualmente, el país cuenta con un elevado potencial de energía eólica, especialmente en la zona
norte costera, que puede ser desarrollada e incorporada al SEN. (Andressen y La Rosa. 2012)
En general, los rangos de velocidades son calificados como buenos con la ventaja de tener
ligeras variaciones en los promedios mensuales a lo largo del año, además de tener pocas
fluctuaciones horarias con valores que raramente superan los valores máximos de operación de
los generadores eólicos, estableciéndose de esta manera un valor alto del coeficiente de
utilización. (NASA, 2016)
Vista las condiciones actuales en que se encuentra la IPN, luce cuesta arriba que la producción
petrolera pueda incrementarse en volúmenes significativos. Como ya se indicó, la demanda de
electricidad según estimaciones propias se incrementaría entre unos 800 a 1000 MW anuales.
Este incremento de la demanda debería ser suplido por fuentes renovables de energía ya que la
IPN no estaría en condiciones de aportar los combustibles requeridos, por una parte, por la
fuerte reducción en la producción sufrida y por otra parte por la indisponibilidad de las
refinerías para obtener los combustibles, además de la reducción de emisiones de CO2 que sería
necesaria implementar a través de las INDC nacionales.
Esta condición conlleva a la definición de una nueva matriz eléctrica donde el incremento de
la demanda sea suplido por fuentes de energías renovables como son la hidroeléctrica, la solar
y eólica, pero, donde, además, estas mismas fuentes vayan sustituyendo progresivamente la
generación de las plantas termoeléctricas actuales, lo cual produciría una reducción de las
emisiones de CO2, principal generador de GEI y se liberarían volúmenes importantes de
combustibles para la exportación.
Igualmente, se puede incorporar a la matriz el gas natural dado el volumen de reservas probadas
del país, estimado en 5.614 billones de m3 (195.2 TCF) (IEA 2016 Edition), y conociendo,
además, que la mayor parte de los combustibles líquidos de origen fósil pueden ser sustituidos
por el gas natural, tanto de yacimientos como del venteado, estimado en 4.0 bcm por año, y
considerando adicionalmente que es un combustible fósil con menor impacto ambiental. (Eman
A. Emam. 2015). Durante el 2014 se quemaron, ventearon y perdieron unos 1.800 MMPCED
de gas natural en promedio a nivel nacional; de poder utilizarlos, eso representarían unos
295.000 BEP por día en condiciones estándar (14,7psi y 60°F), lo cual equivale también a 6.750
MW de electricidad. Y en términos monetarios, unos 7,20 MM US$/día (Aissami, M. 2015)
Vistas todas estas consideraciones anteriores, se llega a la conclusión que es necesario acometer
un conjunto de estudios tendentes a definir una nueva matriz de generación eléctrica en el país.
4
En tal sentido, el objetivo de este estudio es establecer las bases para la definición de una nueva
matriz de generación eléctrica con alto contenido de energías renovables que permita a corto
plazo recuperar la operatividad del SEN a niveles cónsonos con el desarrollo nacional y
compatible con las consideraciones y planteamientos del Convenio de Paris en la laucha contra
el cambio climático mediante la reducción de emisiones de CO2 y que libere volúmenes
importantes de combustibles líquidos de origen fósil para su exportación
Para alcanzar el objetivo propuesto, en primer lugar, se ha evaluado el sistema eléctrico
nacional (SEN) y se llegó a la conclusión de que el mismo se encuentra en un estado que no
permite una operación continua y confiable para suplir las demandas actuales del sistema y la
proyección del crecimiento de la demanda futura. Luego se han revisado las fuentes energéticas
disponibles en la actualidad, considerando aquellas que sean fuentes confiables y probadas
tecnológicamente de gran uso en los mercados eléctricos a nivel mundial, que tengan un
potencial elevado de desarrollo en el país y que puedan causar un impacto importante en los
sistemas de generación. Se han incluido las fuentes de energía termoeléctrica (diésel, fuel oil,
gas natural), además de la energía hidroeléctrica, energía solar y energía eólica. Dado que la
fuente principal de los combustibles de origen fósil es la industria petrolera nacional (IPN) fue
necesario hacer una evaluación de su estado y de sus posibles condiciones para cubrir la
creciente demanda. Como paso inmediato aguas abajo de la IPN y como parte integrante de
ella, está el sistema de refinación integrado por un conjunto de instalaciones a nivel nacional
cuya operatividad se ha visto mermada sustancialmente, siendo necesaria la importación de los
combustibles para cubrir las demandas.
Igualmente, se ha hecho una revisión del potencial hidroeléctrico nacional y su factibilidad de
aportar energía al SEN. Se revisó la potencia instalada actual, y los desarrollos futuros capaces
de incorporarse rápidamente al sistema de generación tomando en cuenta que es una energía
limpia y con pocas emisiones de CO2. Finalmente se ha evaluado el potencial existente en país
de energía solar y eólica, su ubicación espacial y contingencia temporal tomando en cuenta que
son energías de tipo variable sujetas a las condiciones climáticas. La combinación e integración
de estas fuentes de energía permiten aportar toda la electricidad necesaria para cubrir las
demandas planteadas bajo dos escenarios de crecimiento con un horizonte de planificación
hasta el año 2040. La combinación de las fuentes de energía se ha estudiado bajo el esquema
de escenarios de participación de las energías renovables. Allí se plantean tres escenarios de
participación dependiendo de las políticas futuras que se deseen implementar. Se han
denominado escenario bajo, escenario intermedio y escenario alto, dependiendo del grado de
participación de las energías renovables en la matriz de generación eléctrica.
Para comparar los resultados de los diferentes escenarios hizo uso de las técnicas multicriterio
donde se evalúan de una manera conjunta las variables de decisión tales como el costo de la
energía, las emisiones de CO2 y la utilización de combustibles en la generación de electricidad
además de la formación de una matriz de preferencias. Como resultado se obtiene un ranking
de las alternativas propuestas lo cual conduce a la adopción de la mejor alternativa bajo los
criterios de selección adoptados.
En el estudio, luego de una extensa revisión bibliografía, de información de prensa y de
diferentes artículos publicados por agencias internacionales se concluye que en las condiciones
actuales de la IPN requiere una atención prioritaria para rescatar su operatividad y elevar la
extracción de crudo a niveles que permitan una recuperación del sector económico del país.
Este incremento de la producción necesariamente deberá estar orientado hacia la exportación
de manera de que se reciban las divisas necesarias para la recuperación económica y el
5
crecimiento del país. Así mismo, se concluye que el subsistema del parque refinador se
encuentra en condiciones deplorables, por lo tanto, es necesario invertir ingentes cantidades de
dinero para su recuperación y elevar su capacidad de refinación. Nuevamente se debe imponer
el criterio de orientar ese incremento hacia la exportación con el mismo objetivo indicado
anteriormente y no utilizarlos en las plantas termoeléctricas con baja retribución económica,
pues el subsidio a la energía deberá mantenerse el tiempo suficiente para que los ingresos per
cápita nacionales permitan pagar los precios internacionales de la energía. Como complemento,
el país no cuenta con las divisas necesarias para tales inversiones por lo que será necesario
recurrir a negociaciones con entes financieros foráneos y empresas privadas para contar con
esos fondos a través de negociaciones. A pesar de que el país cuenta con un elevado potencial
de energía hidroeléctrica, no se cuenta en la actualidad con una cartera de proyectos que
pudieran construirse en un tiempo perentorio e incorporarse a la red de forma de solventar
parcialmente la insuficiencia de generación. Adicionalmente, este tipo de plantas requiere de
inversiones cuantiosas que generalmente son financiadas por organismos multilaterales y que
llevan tiempo de tramitación y aprobación, además de los procesos normales de licitación
internacional, los cuales también toman tiempo prolongado de gestión. Bajos estas
circunstancias parece obvio que la única alternativa viable en estos momentos es recurrir al uso
de energías renovables para solventar las carencias que presenta el sistema de generación; pero
no solo son las circunstancias que conducen a esa decisión sino son los elementos y variables
decisión tales como el costo, la inmediatez de la incorporación, la reducción de las emisiones
de CO2 y la liberación de combustibles para su exportación como se demuestra en el análisis
llevado a cabo en el estudio
Es de destacar que se realizó el máximo esfuerzo en obtener la mayor cantidad de información
actualizada referente al sistema eléctrico, el estado de las plantas de generación, tanto térmicas
como hidroeléctricas además del uso de los combustibles y los volúmenes de refinación e
importación, además de generación diaria producida y los programas de racionamiento
implantados a nivel nacional; Como es conocido desde noviembre de 2010, CORPOELEC
eliminó la página web donde se publicaba diariamente esa data; a partir de esa fecha no se
dispuso de información oficial que permitiera hacer un seguimiento confiable del estado del
SEN; en consecuencia esa carencia de información ha sido la mayor limitación encontrada en
el estudio. Otro elemento importante en cuanto a la incertidumbre detectada en la data obedece
a situación económica del país y el descenso ocurrido en el PIB y todas las variables
económicas relacionadas con ese índice que limitan la posibilidad de obtener proyecciones de
las variables conducentes a las demandas de electricidad a nivel nacional y su distribución
según el uso dado a la misma.
Un elemento adicional de dificultad para la obtención del objetivo del estudio es la permanente
incertidumbre de todas las variables que intervienen en el análisis. La fluctuación en la IPN
conjuntamente con la reducción paulatina de la producción, la cambiante situación de las
refinerías, la inestabilidad del sistema eléctrico a nivel nacional, introducen un elevado grado
de incertidumbre en este tipo de análisis.
Como se podrá observar a lo largo de la lectura del documento, existen muchos elementos
integrantes del mismo donde se debe dar mayor investigación, énfasis y continuidad. Las
variaciones futuras de la demanda asociadas al incremento poblacional además de la
incorporación de nuevas tecnologías de mayor eficiencia en el uso de la energía, conjuntamente
con la composición de la demanda de los diferentes sectores económicos y su participación
porcentual en la demanda total, al igual que su variación espacial en el territorio nacional. Allí
también son de consideración las nuevas tecnologías en cuanto la eficiencia del uso de la
6
electricidad y las posibles incorporaciones de desarrollos industriales grandes consumidores de
electricidad que se encuentran hoy día casi paralizadas.
Se debe dar seguimiento y tratar de influir en la toma de decisiones políticas tendentes a tener
una nueva matriz de generación eléctrica con alta participación de las energías renovables y
para ello se deberá participar en la redacción de nuevas leyes y reglamentos que regulen el
sector y tratar de tener la mayor interacción con los legisladores y directivos de la agencias
nacionales dedicadas a la formación de políticas públicas y a la toma de decisiones en la
expansión del sistema de generación y distribución.
Un aspecto fundamental en la optimización del sistema de generación consiste en el desarrollo
de un modelo de operación del sistema que permita disponer de la fuente más eficiente de
generación en el momento que la demanda lo requiere, especialmente a las horas de máxima
demanda, donde se disponga de sistemas flexibles de generación y donde se tenga fuentes
económicas y sostenibles ambientalmente que se incorporen rápidamente al sistema de
generación.
La variabilidad de las fuentes de generación de energía renovable induce a rápidos cambios en
los niveles de tensión de las líneas para evitar interrupciones del servicio se deberán desarrollar
sistemas flexibles, redes inteligentes y códigos de red muy específicos.
Venezuela está dentro de los países de mayores emisiones de gas (gas flaring) contaminado de
esta manera el ambiente y contribuyendo notablemente al incremento del cambio climático y
generando cuantiosas pérdidas económicas, por tanto, se hace necesario incorporar un
programa agresivo de aprovechamiento de este gas que podría de manera económica sustituir
un gran porcentaje de los combustibles líquidos utilizados en la generación termoeléctrica.
Hasta la fecha, el país solo ha utilizado el 32% de su potencial de generación hidroeléctrica.
En la búsqueda de una matriz eléctrica sostenible y amigable ambientalmente, se hace
necesario profundizar en el inventario de ese potencial, su actualización con una visión
orientada al modernismo de la red, la flexibilización de la operación y con una mirada a
sistemas innovadores como los sistemas de rebombeo y la integración con otras fuentes de
generación de electricidad.
El esquema aquí planteado tiene como horizonte de planificación el año 2040 pero se hace
necesario hacer un seguimiento continuo a la evolución de los elementos involucrados en el
sistema y una evaluación de la matriz con una periodicidad mínima de cinco años para su
adaptación al cambio continuo de las condiciones, tecnologías y costos de generación.
Desde el año 1980 nos hemos visto involucrados en diferentes actividades relacionadas con el
sistema eléctrico nacional y hemos sido testigo como un sistema que iba en franco progreso,
cubriendo las exigencias de un sistema del primer mundo donde se prestaba un servicio
confiable y de calidad y que paulatinamente como producto de una toma continuada de
decisiones erradas se ha convertido en sistema totalmente deficitario con interrupciones
frecuentes, (Durante el mes de marzo de 2019 el SEN sufrió dos apagones de extensión
nacional de prolongada duración donde se paralizó todo el país sufriendo pérdidas de vidas
humanas por interrupción de servicios hospitalarios y de salud e incuantificables pérdidas
económicas) con un programa severo de racionamiento a nivel nacional y con una visión de
futuro en sentido contrario a las tendencias mundiales de incorporación de energías renovables
limpias. Esta visión de largo plazo nos ha permitido orientar los esfuerzos a inducir una política
7
tendente a la formación de una matriz eléctrica con alta penetración de energías renovables
donde el objetivo sea dar un servicio de excelencia, libre de ideologías donde el usuario sea la
primera prioridad, pero sobretodo acorde con una política asociada a los objetivos del
desarrollo sustentable, reduciendo las emisiones de CO2 y minimizando el uso de combustibles
de origen fósil en la generación
2 ESTADO DEL SEN
2.1 Situación General.
La situación de deterioro que presenta actualmente el SEN es de larga data. Ya desde hace
tiempo atrás se venía vislumbrando las posibles consecuencias del manejo inadecuado que se
estaba haciendo del sistema y sus posibles consecuencias. Prueba de ello es la Declaración
sobre la Situación del Suministro Eléctrico Nacional, hecha pública en 2002 de la Academia
de Ingeniería y el Hábitat donde se afirma: “que la dispersión en la aplicación de los recursos,
consecuencia de la reiterada ausencia de una Política Energética Integral, ha derivado en la
crisis que ya es del dominio público”. Y advertía sobre “la necesidad de acometer con urgencia
todas las acciones correctivas y complementarias, que, si bien no alcanzarían a resolver el
déficit en su totalidad, podrían al menos reducir sus efectos.” (ANIH, 2002).
Posteriormente, en el año 2009, la ANIH (ANIH 2009) hizo un nuevo pronunciamiento donde
se menciona: “La crisis actual que ocurre en el SEN demuestra la importancia de la
planificación; ésta, a su vez, requiere una clara definición de políticas públicas que precisen el
ámbito de actuación de los actores institucionales comprometidos en el avance del Sistema. El
crecimiento de la demanda había sido previsto y estimado en diferentes documentos y
publicaciones. Ante tal situación, estaba claro que debían incorporarse al sistema de generación
los dispositivos que pudieran abastecerla satisfactoriamente, en la medida que la dicha
demanda se fuera incorporando a la red.”
Nuevamente en 2016, la ANIH (ANIH 2016) reitera su llamado de atención sobre la situación
que se vive respecto al suministro eléctrico al señalar: “Especial esmero debe haber en la
pulcritud de aplicación de las inversiones necesarias. La aparente carencia de acatamiento a
procesos que deben ser severamente pulcros ha llevado a obtener equipamiento inadecuado, al
incumplimiento de fechas de entrega, y consecuentemente, inobservancia de plazos de
ejecución y hasta la ausencia de recepción de activos fijos. La considerable inversión realizada
hace inaceptable la baja disponibilidad de los equipos térmicos en condiciones reales de
operación. Una dirección institucional competente, fundamentada en una gerencia profesional
calificada, que actúe con eficiencia y transparencia, hará posible obtener seguridad energética
y un servicio eléctrico de calidad para los venezolanos en todo el territorio nacional”.
La información que se maneja, aunque en un momento dado podría ser confiable, es solo una
fotografía instantánea del sistema. La alta indisponibilidad de las centrales, las tasas de salida
forzada de los equipos y la ausencia de una clara política de mantenimiento hacen que esa
fotografía sea sumamente cambiante y que sea necesario aproximarse con suma cautela al
sistema de planificación y de toma de decisiones hacia el futuro basados en esa información.
Durante los últimos años ha existido una política tendente a modificar la matriz energética
nacional. En una clara predisposición orientada a favorecer la generación termoeléctrica; la
composición de la matriz se cambió desde una participación de la generación hidroeléctrica del
66% a una participación del 49 % en el año 2016. Adicionalmente se instauró una política de
8
generación distribuida con pequeñas centrales termoeléctricas de generación diseminadas a lo
largo del país, hasta alcanzar los 1.000 MW de potencia instalada. El tiempo ha demostrado lo
errado de esta política ya que no todos los equipos instalados eran nuevos, además se requiere
una gran disponibilidad de combustibles líquidos para mantener funcionando eficientemente
esa potencia, pero además, se requiere una logística de distribución del combustible lo cual no
siempre es posible y finalmente, es necesario disponer de un sofisticado sistema de operación
y mantenimiento, conjuntamente con una diáfana definición de los parámetros de red para que
los equipos cuando entran en operación, especialmente durante las horas pico, no generen ruido
en la malla y causen desajustes en las frecuencias. Aproximadamente el 68% de esta generación
esta indisponible (CIV 2016)
Generalmente, las plantas de generación hidroeléctrica mantienen una tasa de disponibilidad
muy por encima del resto de otros tipos de generación; sin embargo, en el país, las plantas
hidroeléctricas no salen de funcionamiento con suma frecuencia. Es posible que varias de las
turbinas de las casas de maquina I y II de Gurí estén fuera de operación simultáneamente por
paradas no programadas o por mantenimiento y que no se establezca claramente su entrada
nuevamente en operación. Igualmente ocurre con la central hidroeléctrica Planta Páez del
sistema de Santo Domingo, la cual se mantiene inoperativa durante largos periodos, unas veces
por problemas de manejo de sedimentos en el embalse y otras por mala operación de las
turbinas. La central hidroeléctrica de La Vueltosa del sistema Uribante-Caparo nunca ha
entrado en operación al 100% de su capacidad de generación.
El especialista José Aguilar (Aguilar 2018) en relación al estado del SEN concluye que tal es
el deterioro del Sistema Eléctrico Venezolano es insostenible. Y en lo que va de año (2018),
cuatro grandes apagones han dejado a oscuras a la capital venezolana. Así mismo añade que la
explicación gubernamental resulta insuficiente atribuyendo los apagones a razones diversas,
sin detalles técnicos, entre estas explicaciones se han expuesto como causas sabotaje,
problemas atmosféricos o cables cortados. Argumentos que no constituyen una explicación de
carácter técnico confiable.
En este contexto, Hernández (Hernández 2018) expone que: “La situación de CORPOELEC
es similar a la de PDVSA. Se encuentra en un estado de deterioro que no puede generar,
transmitir y distribuir la electricidad que demanda el país, aún con la recesión económica
existente. La capacidad máxima de generación alcanzó su máximo de 18.000 MW en el año
2012, a partir de ese año, la demanda máxima ha venido disminuyendo hasta situarse en un
estimado de 14.000 MW para el 2018.
Por otra parte, para 2018 existe una capacidad de generación instalada de 30.181MW, potencia
mayor a 2.60 veces que la demanda máxima, por lo cual no debería haber problema para
satisfacer la demanda. El punto estriba en que solo el 37.7 % (13.800 MW) de esa capacidad
está disponible. Destaca la capacidad termoeléctrica donde el 78 % (15.270 MW) está
indisponible.
A este planteamiento también habría que añadir lo señalado por López-González (López-
González 2018): “La caída de los precios de petróleo a partir de 1988 y hasta 2003 provocó
una caída en la inversión del sector eléctrico que repercutió en las primeras fallas graves que
iniciaron en 2001. Sin embargo, luego de la recuperación de los precios petroleros, el gobierno
nacional inicia un proceso acelerado de inversión, aunque ahora mucho más centralizado y
burocratizado que en periodos anteriores. Entre 2004 y 2014 el incremento interanual de la
capacidad nominal de generación de electricidad se sitúa en un 3.63%, aunque insuficiente con
9
relación al déficit heredado. El problema actual no es consecuencia de una falta de inversión,
el gobierno nacional asignó importantes sumas de dinero al sector eléctrico, el problema ha
sido la centralización, burocratización y pésima asesoría extranjera en el direccionamiento de
esas inversiones. Esto ha provocado que la inversión pública se encuentre hoy perdida en obras
inconclusas, obras ineficientes, compras de tecnología de poca aplicabilidad al contexto
venezolano”
Como complemento de lo ocurrido en el sector eléctrico, De Oliveira-De Jesus (2017) dice
“Como agravante, las disposiciones del plan nacional de desarrollo del sector eléctrico
(PDSEN, 2004) no fueron cumplidas, y los activos que efectivamente se instalaron al no
cumplir los criterios de planificación son, en la práctica, inservibles. En números, el PDSEN
estableció que para atender la demanda prevista para el periodo 2005-2015 era menester
invertir 15 mil millones de US$ en 15 mil nuevos MW (1000 US$/kW). En realidad, se gastó
el triple. Un total de 43 mil millones de US$ en 14 mil MW de generación eléctrica. De los
activos de generación efectivamente instalados, solo el 30% se encuentra el servicio con
severas restricciones de transmisión y combustible. El restante 70% no funciona y difícilmente
será recuperable. Estas obras corresponden, como hemos mencionado, a proyectos no
planificados y utilizados como estratagema para vender chatarra con claros sobreprecios”.
En un documento presentado a la Asamblea Nacional, el Grupo Ricardo Zuluaga (2016)
presenta entre otras, las siguientes causas del deterioro en que se encuentra el SEN:
“A estas deplorables condiciones físicas del SEN habrá que añadir la desprofesionalización
que ha sufrido el sistema. Desde la creación de CORPOELEC se fueron desincorporando
importantes y valiosos técnicos capacitados de EDELCA, CADAFE, Electricidad de Caracas,
y otras empresas filiales que operaban en el interior del país y han sido sustituidos por personal
no capacitado y sin la experiencia necesaria para gerenciar y operar un sistema tan complejo.
La consecuencia de esta política ha sido fallas recurrentes en los equipos por falta de
mantenimiento y desconocimiento de estos”.
“Se ha detectado que el personal está muy desmotivado, sin incentivos y sin mayor
conocimiento o preparación técnica en las actividades de su incumbencia por lo cual hay
mayor ocurrencia de interrupciones no programadas del servicio y los tiempos de
recuperación exceden todos los estándares internacionales en esa materia”.
“El nombramiento del personal directivo y gerencial de la empresa no obedece a ningún
patrón objetivo donde impere la meritocracia, el conocimiento o la experiencia; solo
obedece a la adopción a las ideas del gobierno de turno. Adicionalmente, no existe ningún
rendimiento de cuentas o publicación índices de gestión”.
“Las tarifas por cobro de servicio son sumamente bajas, donde los subsidios representan
porcentajes muy elevados. En tales condiciones no existe un flujo de caja suficiente para
cubrir los gastos operativos, o de mantenimiento y mucho menos para cubrir los
requerimientos de compra de nuevos equipos o expansión del sistema de generación”.
2.2 Potencia Instalada
Según datos de CORPOELEC (2013), la composición del sistema eléctrico nacional en
términos de capacidad instalada es la que se presenta en la Figura 1 donde se muestra la
distribución de las plantas por entidad federal y potencia instalada. En la Tabla 1 se muestra el
resumen de la potencia instalada por tipo de planta al año 2012. En el Gráfico 1 se presenta la
distribución de la potencia diferenciada entre térmica e hidroeléctrica
10
Figura 1 Características de las plantas de generación de energía eléctrica según tipo de
unidad.2012
TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA (MW) %
Hidráulicas 14879.81 49.30%
Térmicas 15301.83 50.70%
Turbogas 8465.48 28.05%
Turbovapor 4246.00 14.07%
Ciclo Combinado 1300.00 4.31%
Distribuida 1290.35 4.28%
TOTAL 30181.64
Tabla 1 Resumen de potencia instalada por tipo de planta. 2012
11
Gráfico 1 Potencia instalada por tipo
Las plantas de generación se encuentran ubicadas por todo el país y se encuentran
interconectadas por el sistema eléctrico formado una malla que da servicio a todos los usuarios.
La Figura 2 muestra la ubicación espacial de las plantas sobre el territorio nacional y la red
troncal de transmisión definida según las tensiones de las líneas.
Figura 2 Ubicación de las plantas termoeléctricas y red troncal de transmisión
El Gráfico 2 muestra la evolución de la capacidad instalada y la demanda máxima diaria. Se
puede observar como la capacidad instalada ha ido creciendo de una manera sostenida desde
12
el año 2002 hasta 2014 alcanzando un valor cercano a los 35.000 MW con un incremento
aproximado de 15.000 MW en ese de periodo de 13 años y que la tasa de crecimiento se
incrementó en los últimos dos años pasando a un crecimiento de unos 2000 MW por año; sin
embargo, ese crecimiento de la potencia instalada no se ha traducido en una mejora sustancial
del servicio dada la alta indisponibilidad de las centrales. También es de destacar que dentro
de ese incremento solo se han incorporado 617 MW de potencia hidroeléctrica.
En lo que se refiere a la demanda máxima de potencia se puede observar un crecimiento
uniforme y sostenido entre los años 1998 y 2006, fecha en que comenzaron las dificultades y
la declaración de emergencia en el sistema. A partir de allí ha habido una clara disminución en
la rata de crecimiento motivado por la disminución de la demanda por la reducción drástica de
las actividades en las industrias básicas de Guayana y por los racionamientos diarios y
prolongados a nivel nacional.
Gráfico 2 Variación de la capacidad instalada y la demanda máxima hasta el año 2016
La demanda potencia máxima diaria en los últimos años se ha visto afectada por la continua
restricción y racionamiento que se ha impuesto al sistema a nivel nacional. En el año 2015 este
racionamiento alcanzó una potencia del orden de 2000 MW y entre 4 y 6 horas diarias en todo
el país con excepción de la zona metropolitana de Caracas
Adicionalmente se obligó a un horario restringido de operación de los centros comerciales y se
impuso la autogeneración para cargas mayores de 100 MW. Igualmente, se estableció un
horario restringido para las oficinas y servicios públicos e inclusive se llegó a limitar a 4 los
días laborales semanales. (Decreto No. 2294 del 06/04/2016)
2.3 Indisponibilidad de la generación térmica
El Ing. Víctor Poleo (2016) considera que: “La indisponibilidad de capacidad termoeléctrica
es explicable por carencias de combustibles (carencias de gas y diésel obligan sus
importaciones a precios internacionales: otra fuente de gastos), ausencia de políticas de
mantenimiento y reemplazo, sobreutilización de turbinas, dificultades en adquisición de
repuestos y un equipamiento inútil”
A partir del año 2009 el sistema de generación comenzó a mostrar una indisponibilidad del
30% equivalentes 7200 MW, muy por encima de los valores permitidos para un buen sistema
de generación, como se muestra en el Gráfico 3. Esta indisponibilidad se mantuvo con un
crecimiento lento pero sostenido hasta el año 2012 cuando la indisponibilidad alcanzó un 35%
equivalente a 9760 MW, pero a partir de allí se inició un deterioro acelerado de la
0
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1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016
Po
ten
cia
(MW
)
CAPACIDAD INSTALADA Y DEMANDA MAXIMA
CAPACIDAD INSTALADA DEMANDA MAXIMA
13
indisponibilidad de la generación. Este proceso ha continuado hasta llegar a un valor superior
al 62% con lo cual quedan fuera de servicio más de 22650 MW. (Yaber. 2018)
Gráfico 3 Capacidad instalada disponible y no disponible
Durante el año 2012, el parque de generación presentó en promedio una disponibilidad de
18.715 MW y una indisponibilidad de 4.000 MW. De esta última cifra, la mayoría se debe a
las máquinas térmicas a turbo-vapor, explicado este hecho, por la obsolescencia de este parque.
El segundo lugar lo ocupa el parque térmico a turbo-gas, seguido del hidráulico y el de ciclos
combinados. En el Gráfico 4 se muestra el histórico de este comportamiento en el período
2007-2011. (CORPOELEC. 2012)
Gráfico 4 Factor de indisponibilidad histórica de generación del SEN por tipo de planta
El estado Zulia es uno de los estados más afectados por la situación crítica que presenta el SEN.
En una investigación realizada por el Ing. José Aguilar (Aguilar 2018), se muestra en Figura 3
la situación que presentan las plantas de generación térmica en ese estado en el mes de abril de
2018. Se observa que solo 395 MW (14%) de un total de potencia instalada de 2.918 MW
estuvo disponible. Se observa además que, de 46 unidades de generación, 39 de ellas estuvieron
fuera de servicio y finalmente se ve allí que hubo 590.673 horas excedidas de operación de las
plantas sin que hayan recibido el debido mantenimiento
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
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2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
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(MW
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NO DISPONIBLE
DISPONIBLE (MW) INDISPONIBLE (MW) % Indisponibilidad
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2007 2008 2009 2010 2011 2012
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ibili
dad
FI%
Título del eje
FACTOR DE INDISPONIBILIDAD HISTORICA DE LA GENERACION SEN FI%
TURBOGAS TURBO VAPOR HIDRAULICA CICLO COMB.
14
.
Figura 3 Estadísticas para las plantas térmicas del Zulia. Abril 2018
Adicionalmente, para completar el elevado grado de deterioro en que se encuentra el SEN, en
la Figura 4Figura 4 se muestran el total de fallas acumuladas en el sistema distribuidas por
estado, hasta finales del mes de abril de 2018. Hasta esa fecha se habían reportado 8.897 fallas
en el servicio eléctrico, siendo los estados Zulia y Mérida los más afectados.
Figura 4 Fallas eléctricas 2018 al 25/04/2018
En menos de 10 días, dos grandes apagones han dejado a oscuras a la capital este año. El
primero ocurrió la tarde del 6 de febrero de 2018, mientras que el segundo se produjo la
madrugada del miércoles, 14 de febrero de 2018. Estas dos fallas eléctricas siguieron al último
apagón de 2017, que se registró el 18 de diciembre.
15
Las interrupciones en el servicio de energía se hacen más frecuentes y el Ing. Cabás refiere que
el Colegio de Ingenieros de Venezuela (CIV) no considera que vaya a haber una mejora a en
el suministro de electricidad en el corto plazo. Todo lo contrario: espera que la crisis se
intensifique y que los apagones sean cada vez más prolongados. (Cabas, W. 2018)
Finalmente, es conveniente resaltar el grado de obsolescencia y antigüedad de muchas de las
plantas instaladas que siguen apareciendo dentro de los valores de la capacidad instalada pero
que lejos de contribuir a la estabilidad y respaldo del sistema conllevan una pesada carga
económica de reparaciones y mantenimiento con valores elevados de la tasa de salida forzada
y con bajas tasas de eficiencia lo cual acrecienta el uso de combustible. Una actividad necesaria
al menor plazo es una evaluación del grado de recuperación de muchas de las plantas instaladas
a fin de evitar que sigan siendo un lastre dentro del SEN.
Para abril de 2019, como lo muestra la Figura 5, la disponibilidad de la generación
termoeléctrica era solo del 25% encontrándose 13.202 MW fuera de servicio de un total de
17.669 MW instalados. (INSERVEN C.A. 2019)
Figura 5 Estado Actual del parque termoeléctrico. Abril 2019
Según cifras publicadas por CORPOELEC, (Corpoelec 2013) para el año 2012, el sistema
contaba con una capacidad de generación instalada de 27.496 MW, una capacidad de
transformación de 87.063 MVA, instalada en 885 subestaciones, entre las que se cuentan 434
subestaciones de transmisión y 451 subestaciones de distribución. De igual manera, se tiene un
total de 149.155 km de líneas, de las cuales, 29.749 km corresponden a los niveles de tensión
desde 765 kV hasta 69 kV y 119.406 km corresponden a niveles de distribución en tensiones
iguales o inferiores a 34,5 kV.
El Sistema de Transmisión Nacional actual consta de 30.028 km de líneas para tensiones
iguales o superiores a 69 kV, 436 subestaciones, y 81.256 MVA de transformación. La Tabla
2 muestra el resumen de la longitud de líneas además del número de subestaciones, numero
de transformadores y la capacidad de transformación, clasificados según el nivel de tensión.
16
Tabla 2 Sistema de Distribución Nacional. Longitud de líneas, subestaciones y
transformadores
Fuente CORPOELEC.
Uno de los elementos importantes dentro de las características del SEN es su excentricidad y
asimetría. Dado que la mayor parte de la generación se encuentra concentrada en las plantas
hidroeléctricas del Bajo Caroní, se hace imprescindible la construcción de grandes líneas de
transmisión para transportar la energía hasta los principales centros de consumo. Hasta que se
construyó la central de Guri y posteriormente, con la entrada en operación de la central
Caruachi no se construyeron nuevas líneas de transmisión de 765 KV que son las líneas
requeridas para transportar la energía generadas en esas centrales. Esto impone una limitación
en el sistema que está condicionado a una capacidad máxima de transmisión de 7.300 MW de
manera segura, igualmente la transmisión entre 7200 MW y 8000 MW comienza una operación
de manera de alerta y a partir de 8000 MW se inicia una operación en estado de emergencia.
Bajo estas circunstancias, aun en caso de que hubiera suficiente disponibilidad de agua en las
centrales del Bajo Caroní o en caso de que fuera necesario aumentar la capacidad de generación
a niveles superiores por carencia de generación térmica, no se podría transmitir la energía por
tal limitante de operatividad.
La Figura 6 muestra las demandas de potencia en las distintas regiones además de las
limitaciones de exportación de energía de EDELCA y los límites de exportación del SEN.
Figura 6 Límites de transmisión del SEN
Fuente: L. Villa y A. Brito. Análisis de colapso de voltaje en el SEN. III Congreso
Venezolano de Redes y Energía Eléctrica. Caracas. Marzo de 2012.
INDICADORNIVEL DE
TENSION KV765 400 230 138 115 69 TOTAL
LONGITUD DE LINEAS Km 2247 4436 7695 1113 13456 1081 30028
NUMERO DE SUBESTACIONES No. 7 18 52 43 254 62 436
NUMERO DE TRANSFORMADORES No. 22 69 160 87 610 171 1119
CAPACIDAD DE TRANSFORMACION MVA 20600 18471 16858 3697 17311 4319 81256
17
2.4 Sistema de distribución
Venezuela dispone de un sistema de distribución que cubre la mayor parte del territorio
nacional donde se ha logrado una cobertura del 100% en áreas urbanas y del 85% en áreas
rurales. Para el año 2012, existían 5.345.216 suscriptores residenciales y 710.029 suscriptores
no residenciales. Para un total de 6.055.245 suscriptores. (CORPOELEC. 2013)
Actualmente el sistema de distribución presenta frecuentes interrupciones debido a la falta de
mantenimiento, obsolescencia de los equipos ausencia de equipos de reposición, falta de
presupuesto, falta de vehículos y herramientas y vandalismo.
Un elemento importante de consideración en la caracterización del sistema de distribución es
la elevada tasa de pérdidas técnicas y no técnicas que alcanzan 41.247 MWH por año en 2012.
Adicionalmente hubo un total de 246 fallas de cargas superiores a los 100 MW con un total de
173 GWh de energía no servida. (CORPOELEC. 2013).
3 DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLES Fósiles
3.1 Situación de PDVSA
Existe unanimidad entre los expertos y conocedores de la materia petrolera en cuanto a la
situación crítica en que se encuentra la industria petrolera nacional, la cual ha ido empeorando
paulatinamente y que se refleja en la mayoría de los índices de gestión de PDVSA en los
últimos años. En este contexto, se recoge la opinión de algunos expertos que muestran con
bastante exactitud la magnitud de la crisis que se vive en la industria. El primero de ellos refiere
lo siguiente:
“A medida que la crisis venezolana implosiona, la industria petrolera del país - donde el
petróleo crudo representa alrededor del 95 por ciento de las exportaciones totales - está en una
espiral de muerte. La producción se derrumba de una manera pocas veces vista en ausencia de
una guerra. Hoy, más de la mitad de lo que se produce no genera flujo de efectivo a la empresa
petrolera nacional, Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA). En su lugar, se vende con pérdidas
masivas en el mercado interno o se utiliza para pagar préstamos de petróleo, principalmente a
Rusia y China. Y los atrasos con los socios y proveedores se han acumulado, lo que ha llevado
a las empresas de servicios a reducir su actividad en el país y hacer que las compañías petroleras
extranjeras no estén dispuestas a invertir en sus empresas conjuntas con PDVSA”. (Monaldi
2018)
El otro experto describe la situación de PDVSA de la siguiente forma: “Sólo en los meses de
octubre y noviembre de 2017 nuestra producción cayó en 250.000 b/d y apenas operan 40
taladros, contra 120 en 1998. Contando con más del 20% de las reservas probadas mundiales
de petróleo aportamos sólo el 2% de la producción. Uno tras otro se viene perdiendo arbitrajes
internacionales por incumplimiento de contratos. De 40.000 trabajadores PDVSA pasó a tener
150.000. De un sistema de meritocracia pasó a uno de “corruptocracia”. La empresa se
encuentra sumida en un carnaval de abyectas y asombrosas acusaciones de corrupción”. (Toro
Hardy, 2018)
En la grave situación económica del país, destaca el derrumbe de la estatal petrolera, PDVSA,
declarada en suspensión de pagos por varias agencias internacionales, al no poder honrar sus
18
compromisos internacionales y en una inédita situación de incapacidad productiva. (ANCE,
2018)
PDVSA atraviesa una profunda crisis, la cual se manifiesta en el deterioro progresivo de todos
sus indicadores de gestión y la cual se ha acelerado en este año 2016. Una caída sostenida de
la producción, refinerías operando muy por debajo de su capacidad, crecimiento acelerado de
los costos y de una nómina en actividades de muy baja productividad, accidentalidad creciente
e incremento significativo de los pasivos financieros, entre muchos otros indicadores, son la
expresión tangible de dicha crisis. (Soler, 2016.)
Como causas raíz de esta situación se encuentra el despido de más de 18.000 trabajadores de
gran experiencia en la actividad petrolera en 2003 (casi 50% de la nómina), así como el
subsecuente cambio de la Misión y Objetivos de PDVSA hacia objetivos políticos, pasando
ésta a asumir actividades propias de un conglomerado industrial, empresa agrícola y
corporación de desarrollo social, además de la propia actividad petrolera. Paralelamente, el
aumento de precios petroleros, derivó en la pérdida de transparencia y de mecanismos de
control y de rendición de cuentas, la toma de decisiones en el negocio petrolero ajenas a la
lógica empresarial y en corrupción, en un modelo altamente ineficiente para el manejo de
fondos públicos. Por ello, la Misión, Objetivos y Estructura de PDVSA requieren de
modificaciones para deslastrarla de actividades no propias de una empresa petrolera.
El Gráfico 5 muestra la evolución de la producción de petróleo en el país a partir del año 1965
hasta el año 2017. Se deduce que la producción se mantuvo entre 3.000.000 y 3.700.000 barriles
diarios hasta el año 1974. A partir de allí, comienza un descenso sostenido hasta el año 1985
cuando la producción alcanzó un mínimo de 1.744.000 BPD. En el año 1985 comienza un
nuevo ciclo de incremento de producción hasta 1997 cuando la producción alcanza un máximo
de 3.321.000 BPD. A partir de allí y hasta el año 2009 la producción se mantiene por encima
de los 3.000.000 BPD con altibajos producto de las variaciones del mercado, de los precios
internacionales y de las situaciones geopolíticas. Es a partir de ese año cuando la producción
comienza con una sostenida reducción que no ha sido posible recuperar.
Gráfico 5 Venezuela. Producción anual de petróleo. Miles Barriles/dia (1965-2017)
Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2018
-
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Pro
du
ccio
(M
iles
Bar
rile
s/D
ia)
Título del eje
VENEZUELAPRODUCCIÓN ANUAL DE PETRÓLEO(1965-2017)
19
La Figura 7 Muestra las estadísticas de la OPEC (OPEC 2018) donde se observa que la
producción de petróleo en el país ha caído hasta 1.392.000 barriles diarios según fuentes
secundarias o hasta una producción de 1.533.000 barriles diarios según comunicaciones
directas. Esto significa una merma en la producción de uso 500.000 barriles por día (-24.66%)
con respecto al promedio de producción de 2017 y de unos 800.000 barriles por día (-35.38%)
respecto a la producción promedio de 2016. Venezuela produjo 534 mil b/d por debajo de la
cuota asignada por la OPEP, 1,97 millones b/d en el Acuerdo de Viena de diciembre de 2016.
Figura 7 OPEP Producción de petróleo crudo. Mayo 2018
Otro índice que refleja la caída de la actividad petrolera en el país y consecuentemente la
disminución en la producción se refleja en el Figura 8 donde se muestra la caída del número de
taladros activos en dicha actividad. Así se muestra una reducción hasta 70 taladros cuando en
el 2018 había 110.
20
Figura 8 OPEP Número de taladros operativos
Fuente: OPEC Monthly Oil Market Report – June 2018
Con respecto al posible comportamiento de la producción en los próximos meses, GlobalData
también pronostica como se puede ver en el Figura 9 que la producción venezolana de crudo
caería a alrededor de 1 millón de barriles por día a finales de 2018. Se trata de un fuerte
desplome de los 3 millones de barriles diarios que Venezuela producía en 2011, declinación
equivalente al 66,7%.
Esta caída proyectada de la producción se hizo evidente cuando la OPEP (OPEC MOMR June
2019) reporta para mayo de 2019, una producción de 741.000 Barriles diarios, siendo esta la
cifra de producción más baja reportada en los últimos 55 años (BP 2019)
21
Figura 9 Venezuela producción de petróleo 2010-2018 y proyección a Dic. 2018
Fuente: GlobalData. Upstream Analytics
https://www.forbes.com/sites/rrapier/2018/06/08/venezuelas-oil-exports-are-headed-toward-
zero/#758d0af36876
Este corto resumen, no exhaustivo, de la situación actual de PDVSA y de la industria petrolera
nacional conduce a una clara conclusión: no es posible contar o disponer de volúmenes
importantes de petróleo para su refinación y posterior uso a nivel nacional para la generación
de electricidad por lo que a corto y mediano plazo es necesario disponer de fuentes alternas
para suplir una demanda creciente producto de un incremento en el crecimiento económico del
país.
Aun suponiendo que la actividad de extracción lograra recuperarse a niveles del año 2015,
(situación poco probable) estos volúmenes deberían dedicarse preferentemente a la exportación
para de esa manera recuperar el flujo de divisas necesarias para la importación de medicinas,
productos de primera necesidad, alimentos y medicinas.
3.2 Refinación
Otro elemento a considerar con respecto a la disponibilidad de combustibles es el estado en
que se encuentran las refinerías en el país. En el país existen varias refinerías. En el estado
Falcón se encuentra el Centro de Refinación Paraguaná, formado por la interconexión de las
refinerías de Amuay y Cardón (Falcón), y la de Bajo Grande (estado Zulia). En el estado
Carabobo se ubica El Palito, y en el estado Anzoátegui están localizadas las refinerías de Puerto
La Cruz y San Roque. Por último, se ha incorporado mediante un contrato de arrendamiento
con el gobierno de Curazao, la refinería La Isla. (PDVSA 2015)
Durante los últimos años la capacidad de refinación ha permanecido estancada en 1.303
MBPD, mientras que la refinación ha venido disminuyendo de 1.012 MBPD en 2004 a 803
MBPD en el año 2015 Por tanto, tampoco existe capacidad ociosa como para incrementar la
refinación de combustibles líquidos.
22
Centro de Refinación Paraguaná (CRP)
Tiene una capacidad nominal de 971 MBD, conformado por las refinerías: Amuay (645 MBD),
Cardón (310 MBD), ubicadas en la Península de Paraguaná, y la Refinería Bajo Grande, en el
estado Zulia, con una capacidad de 16 MBD, destinada a la producción de asfalto.
El volumen de crudo procesado en el CRP en 2015 fue de 587 MBD. Por otra parte, se
recibieron 91 MBD de insumos destinados a procesos y mezclas. Con ese nivel de crudos e
insumos se obtuvieron 678 MBD de productos, de los cuales 175 MBD corresponden a
gasolinas y naftas, 207 MBD a jet y destilados, 177 MBD a residuales, 14 MBD a asfaltos, 5
MBD a lubricantes y 100 MBD a otros productos.
De los productos obtenidos en CRP, 55% se destina al mercado interno y 45% al mercado de
exportación, con despacho de productos a países del Caribe, Centro y Suramérica, Europa y
África.
Refinería Puerto La Cruz (RPLC)
El Complejo de Refinación Oriente, ubicado en el estado Anzoátegui, posee una capacidad
total de procesamiento de 192 MBD de crudos livianos y pesados, y está conformado por las
instalaciones de la Refinería Puerto La Cruz, que cuenta con tres destiladoras atmosféricas
principales (DA-1, DA-2 y DA-3) con capacidad de procesamiento de 187 MBD y las
instalaciones de la Refinería San Roque (SRQ) (DA-4), la cual procesa 5 MBD de crudo
parafínico, siendo la única refinería de producción de parafinas en el país.
El volumen de crudo procesado en la RPLC/SRQ para 2015, fue de 179 MBD. Además, se
recibieron 47 MBD de insumos destinados a procesos y mezclas. Con ese nivel de crudos e
insumos se obtuvieron 225 MBD de productos, de los cuales 67 MBD corresponden a gasolinas
y naftas, 56 MBD a jet y destilados, 85 MBD a residuales y 17 MBD a otros productos.
De los productos obtenidos en este Complejo de Refinación, se destina 44% al mercado local
y 56% para el mercado de exportación, dirigido a los países del Caribe, América, Europa y
Asia. Adicionalmente, se está ejecutando el proyecto de Conversión Profunda de RPLC, cuya
orientación es el procesamiento de crudo pesado y extrapesado de la FPO.
Refinería El Palito (RELP)
Actualmente tiene una capacidad de procesamiento de 140 MBD de crudo mediano. Está
ubicada en el estado Carabobo.
El volumen de crudo procesado en RELP en 2015, fue de 100 MBD. Adicionalmente, se
recibieron 103 MBD de insumos destinados a procesos y mezclas. Con ese nivel de crudos e
insumos se obtuvieron 203 MBD de productos, de los cuales 86 MBD corresponden a gasolinas
y naftas, 69 MBD a jet y destilados, 38 MBD a residuales y 10 MBD a otros productos.
De los productos obtenidos en este Complejo de Refinación, se destina 79% al mercado local
y 21% para el mercado de exportación, dirigido a los países de América y Asia.
23
Mejoradores Jose
En cuanto a la refinación local y a los mejoradores de los crudos pesados de la Faja existentes
en Jose, su baja operatividad se manifiesta en bajas corridas de crudo, dietas inapropiadas,
creciente producción de combustibles residuales y productos semielaborados a expensas de
gasolinas y destilados que antes se exportaba y ahora se importa, en las múltiples paradas y
accidentes (Soler 2016)
Actualmente las refinerías que integran el parque refinador nacional, el Centro de Refinación
Paraguaná (Refinería de Cardón y Refinería de Amuay), Refinería El Palito, y la Refinería
Puerto La Cruz, o están paradas, o funcionan a niveles mínimos de operación, incapaces de
suplir el mercado doméstico de hidrocarburos (gasolina, diesel, GLP, lubricantes, etc.), que
obliga a importar estos hidrocarburos
El Gráfico 6 muestra la serie desde el año 1980 hasta 2017 donde se aprecia la capacidad
instalada y la producción en ese periodo. La capacidad instalada ha estado estancada en 1.300
MBD con muy pocas fluctuaciones; sin embargo, la refinación ha decaído notablemente en
casi un 50% desde el año 2011, al bajar desde 991 a 513 en 2017.
Gráfico 6 Capacidad Instalada de refinación y producción.
Esta reducción en la capacidad operativa se traduce en una limitada producción de
combustibles líquidos como gasolina automotor y diésel necesario para las plantas
termoeléctricas. Hernández, (Hernandez,2018) menciona que “Desde finales de la década
pasada, no se ha venido cumpliendo con los mantenimientos periódicos que demandan las
refinerías nacionales, lo que se ha traducido en paradas intempestivas de plantas, frecuentes
accidentes incluso con pérdida de vidas humanas, derrames y fugas. A este desolador
panorama, hay que agregar el hecho de no haber contado con el necesario y oportuno suministro
de crudos a la refinería en los volúmenes y la calidad requeridos”. Y como complemento
agrega: “Aunado a lo anterior, está la restricción del suministro de crudo al parque refinador
como consecuencia de la disminución de la producción de petróleo, y a la baja calidad del
crudo empleado por efecto de incremento de crudos pesados en la dieta a las refinerías”.
En cuanto a la producción de diésel concluye que “la producción de diésel para el presente año
(2018) se estima en 90 MBD para una demanda de 110 MBD, lo que conlleva a una importación
de 20 MBD. Es de señalar, que la importación se había venido reduciendo por el suministro
creciente del gas al sector eléctrico, pero la caída de este combustible gaseoso modificará al
alza el volumen del diésel a importar”.
0.00
200.00
400.00
600.00
800.00
1000.00
1200.00
1400.00
19
80
19
82
19
84
19
86
19
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19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
Mile
s B
arri
les/
Dia
REFINACION. Capacidad Instalada y Produccion
Cap.Instalada Produccion
24
Un informe de la IEA ETSAP (IEA ETSAP 2014) indica que una revisión de los costos
recientes de inversión en las refinerías arroja los siguientes costos: 20.0 - 24.2 M$ por b/d para
expansión en la capacidad de refinación; 17.7-26.0 M$ para adición de la capacidad de
refinación. La estimación de un valor promedio de estas actividades arroja un costo de 22.1
M$ b/d. Si se admite que en las condiciones actuales de las refinerías del país un 60% de las
mismas debe ser recuperadas o recibir mantenimiento mayor, al utilizar estos valores se obtiene
que se requieren US $ 17.238 millones para la recuperación de la capacidad nominal de
refinación.
El IESA-CIEA (IESA–CIEA ,2019), referencia al último informe de gestión anual de PDVSA
diciendo, el volumen de crudo nacional procesado fue de 658 MBD, de los cuales 435 MBD
correspondieron al Centro de Refinación Paraguaná, 151 MBD a la Refinería Puerto la Cruz y
72 MBD a la Refinería el Palito. El volumen de crudo procesado a nivel nacional, disminuyó
en 24% (208 MBD) respecto al año anterior, lo cual es equivalente a 75.920 barriles que se han
dejado de procesar entre el 2015 y 2016. Por otra parte, respecto a la refinería de Paraguaná, el
mayor complejo refinador del país, se evidencia una caída anual de 26% (152 MBD) y 38%
(264 MBD) respecto a la cifra registrada en 2011.
Como conclusión de este resumen se observa que en las condiciones actuales es improbable
que la recuperación se logre. Alcanzarla requerirá de una fuerte inversión en recuperación de
la infraestructura, mantenimiento mayor y actualización tecnológica de las refinerías, un
incremento notable en la refinación y por tanto en la disponibilidad de combustibles líquidos
para su utilización en las plantas térmicas de generación eléctrica. Caso contrario, suponiendo
que se lograra un incremento notable en la obtención de productos refinados, esa producción
debería orientarse a la exportación obteniéndose de esa manera un volumen importante de
divisas. En ambos casos, deberá recurrirse a fuentes alternas de generación eléctrica para suplir
una demanda creciente.
3.3 Gas natural
El Futuro del Gas natural como Fuente de energía
El uso del gas natural como combustible para la generación de electricidad presenta ventajas
importantes. Como menciona Sánchez, 2016: varias ventajas hacen del gas natural una
importante alternativa como fuente de energía, su potencial energético, el desarrollo y
perfeccionamiento de la tecnología asociada a su explotación y aprovechamiento, su manejo
ambiental y su versatilidad. Como fuente energética sobrepasa ventajosamente a otros
combustibles en cuanto a disponibilidad, eficiencia y manejo.
Se espera que gas proporcione una transición para un futuro de energía renovable limpia: es la
única fuente de energía fósil que se proyecta con crecimiento hasta 2050 durante “la gran
transición”, un período durante el cual es posible que se produzca un pico de demanda de
carbón y el petróleo. Sin embargo, es menos seguro el futuro a largo plazo para el gas: es
necesario que haya más inversión e innovación para asegurar que el gas natural ocupe un lugar
esencial en el mix energético global a 2060. (WEC .2017)
Durante las próximas décadas, el patrón de la demanda y el ritmo de crecimiento reflejarán una
diversidad significativa en la dinámica del mercado regional con el pico de demanda en algunas
regiones y el crecimiento continuo en otros. El centro geográfico del mercado global del gas
se desplazará a Asia, donde la demanda se espera que crezca rápidamente, proporcionando
25
nuevos marcos de política. Mientras tanto, crecimiento de la demanda en Europa y América
del Norte se espera que se estanque o incluso disminuya.
En el cercano y mediano plazo el papel del gas va estrechamente vinculado con la evolución
de la energía. La demanda mundial de electricidad se espera que se doble hacía 2060 y el sector
de la energía ofrece el mayor potencial para gas natural. Una creciente cuota de mercado en
generación de energía será el principal motor de crecimiento de la demanda de gas en el
mediano plazo, pero el gas enfrenta dura competencia de las fuentes de energía renovables
notables, y las posibilidades de crecimiento dependerán de las decisiones políticas por los
gobiernos y reguladores y presenta la mayor incertidumbre.)
De acuerdo con Snam 2017, la demanda de gas entre 2030-2040 crecerá más rápido que la de
petróleo y carbón sobre los próximos cinco años, ayudada por los bajos precios, amplio
suministro y su papel en la reducción de la contaminación del aire y otras emisiones. En el
pronóstico de cinco años hasta el 2022, la demanda crecerá a una rata de 1.6%, un valor
ligeramente superior a la previsión del año anterior que alcanzo 1.5%. Esto significa que el
consumo anual de gas casi alcanzaría 4.000 bcm (109 m3) contra un consumo actual de 3.630
bcm. Casi 90% del crecimiento anticipado de la demanda provendrá de países de economía en
desarrollo, liderado por la China (IEA: Gas Market Report 2017).
Estas previsiones también proyectan que el gas superará al carbón como el segundo "pilar
central" de la combinación energética global en 2035. La mayoría de los analistas espera que
crezca de 22% a más del 24% del consumo energético mundial en 2035, mientras que el
consumo del carbón se proyecta una disminución de 29% a 22% con un máximo de 25%. Lo
que sustentan estas proyecciones es uno de los atributos específicos de gas, incluyendo los
beneficios ambientales que pueden jugar, su diversidad de usos y la disponibilidad de
suministro y diversidad.
Un amplio grupo de organizaciones en la industria están pronosticando que la demanda global
de gas natural crecerá más rápidamente que cualquier otra fuente de origen fósil desde ahora
hasta el 2030. Comparado con cualquier otra fuente de energía donde las expectativas pueden
divergir significativamente, hay un consenso muy marcado entre los pronosticadores acerca de
la trayectoria de crecimiento de la demanda de gas. Los principales pronosticadores esperan
crecimiento entre 1.6 % y 2.2% por año. En la Figura 10 se muestran las distintas proyecciones
de demanda hasta el año 2035, cuando se alcanzarían volúmenes entre 4500 y 5300 bcm
26
Figura 10 Pronóstico de consumo global de gas
Venezuela es reconocida como una nación importante en el mundo del gas natural debido
principalmente a su gran total de reservas probadas. Venezuela tuvo 5.617 bcm de reservas
probadas de gas natural a partir de 2014, que les dio la octava total de reservas probadas de gas
natural en el mundo. Además, tienen que el segundo mayor total de reservas probadas de gas
natural reservas en el hemisferio occidental sólo detrás de Estados Unidos.
El significativo volumen de reservas probadas de Venezuela no ha resultado todavía en un
volumen significativo en la producción de gas natural. A lo largo de los años, Venezuela ha
centrado la atención más en la producción de combustibles líquidos para consumo doméstico
en contraposición a la producción de gas natural. Además, el gas natural que está presente en
Venezuela está ligado fuertemente con la explotación del petróleo. Esto se evidencia por el
hecho de que aproximadamente el 90% de las reservas de gas natural del país se asocian con
petróleo. Incluso dada su base de gran reserva, Venezuela sólo produjo 21,9 bcm de gas natural
en 2014. (WER 2013)
Venezuela no es tampoco un gran consumidor de gas natural en relación con su base de reserva
de gas natural. Además, su consumo de gas natural ha comenzado a reducirse ligeramente en
los últimos años. En 2014, el consumo de gas natural de Venezuela fue de 29.8 bcm, lo que
representa un descenso del 4% respecto al año anterior y marcó el segundo año consecutivo de
caída de consumo de gas natural. La parte del gas natural de la combinación de energía primaria
del país no es la más grande, sin embargo, juega un papel importante. El gas natural es
responsable de 31.8% de consumo de energía primaria de Venezuela. Se estima que el gas
natural es garante de aproximadamente la mitad de la generación termoeléctrica del país.
Además, la industria del petróleo en Venezuela consume aproximadamente el 35% de la
producción de gas natural bruto del país, de los cuales una porción significativa fue reinyectada
para facilitar la producción de petróleo.
Venezuela cuenta con una red de tubería para conducción de gas natural masiva y también ha
hecho esfuerzos para mejorar la red en los últimos años. Se cuenta con aproximadamente 2.750
millas (1720 Km) de tuberías de gas natural, que ayuda en la capacidad del país para
transportarlo fácilmente. Históricamente, Venezuela ha importado gas natural a través del
27
comercio de tubería con Colombia para satisfacer la brecha entre su producción y consumo.
Esta importación de gas natural fue posible gracias a la red de gasoductos establecidos del país.
3.4 El Gas en Venezuela
Para todos los efectos Venezuela tiene “inmensas” reservas de gas natural para satisfacer los
requerimientos del mercado nacional por los próximos años, y eventualmente industrializarlo
para su exportación. (González, 2014)
De acuerdo con las cifras publicadas por PDVSA Venezuela cuenta con 443 TCF (112.55
MMC) de reservas de gas distribuidas como se indica en la Tabla 3:
Tabla 3 Volumen de reservas de gas natural por tipo.
La Figura 11 muestra la distribución espacial en el país y el monto de las reservas probadas
de gas natural.
Figura 11 Venezuela. Ubicación y monto de reservas probadas de gas natural
Acorde con el Informe de Gestión de PDVSA 2012, las reservas probadas de gas natural de
Venezuela alcanzan los 196,4 TCF (5.566 MMC), de los cuales se estima 167,2 TCF (4.738
MMC) son de gas asociado al petróleo (85,1%) y 29,2 TCF (0.827 MMC) son de gas libre o
no asociado (14,9%). PDVSA estima que las áreas costa afuera someras contienen recursos por
CLASIFICACIÓNVOLUMEN
(TCF)
VOLUMEN
(MMC)
Probadas 195 5.526
Probables 36 1.02
Posibles 34 0.9635
Recursos 178 5.044
TOTAL 443 12.5535
28
73 TCF (2.069 MMC); y las áreas costa afuera profundas contienen recursos por 74 TCF (2.097
MMC); y acorde con la Base de Recursos de PDVSA, desde hace muchos años, las áreas
tradicionales en tierra contienen recursos por 130,7 TCF (3.704 MMC) de gas natural,
mayormente asociados a los recursos de petróleo por explorar. Es decir, que en el país hay
recursos estimados de 277,7 TCF (7.87 MMC) de gas natural, que deben ser explorados y
desarrollados para convertirlos en reservas probadas.
Si se le asigna un 30% de éxito a la exploración de esos recursos para convertirlos en reservas,
se tendrían 83,3 TCF (2,361 MMC) que sumadas a las reservas de gas asociado haciéndolas
muy conservadoras (deduciéndole las de inyección y las asociadas a los crudos p/xp) que son
88,9 TCF (2.519 MMC), y las de 29,2 TCF (0.827 MMC) de gas libre; se podría hablar
conservadoramente de unos 201,4 TCF (%.707 MMC) de posibles reservas.
El Gráfico 7 muestra la variación temporal de las reservas de gas en el país. En el periodo
1980-2017. El crecimiento de las reservas probadas es de 2% anual. El volumen de reservas
probadas alcanza a 3.3% de las reservas mundiales.
Gráfico 7 Variación de las reservas de gas
El Gráfico 8 muestra la variación del consumo nacional de gas natural desde el año 1980 hasta
el año 2017. Se observa una tendencia creciente desde el año1980 hasta el 2013 cuando alcanzó
el máximo de 35.9 BCM (109). A partir de allí la demanda ha decaído ligeramente en forma
variable. Las posibles causas de este descenso podrían ser la reducción apreciable en la
actividad económica y particularmente en el sector industrial, la reducción de la generación
termoeléctrica con uso del gas como combustible, la disminución en la extracción petrolera y
una reducción apreciable en la actividad de la industria petroquímica.
Gráfico 8 Consumo anual de gas natural.
-
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
19
80
19
82
19
84
19
86
19
88
19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
Res
erva
s (M
MC
)
VARIACION DE LAS RESERVAS DE GAS
-
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
45.0
19
65
19
67
19
69
19
71
19
73
19
75
19
77
19
79
19
81
19
83
19
85
19
87
19
89
19
91
19
93
19
95
19
97
19
99
20
01
20
03
20
05
20
07
20
09
20
11
20
13
20
15
20
17
Co
nsu
mo
An
ual
(!0
00
MM
3)
Consumo de Gas Natural
29
La Figura 12 muestra la producción y usos del gas natural en Venezuela para el año 2010. La
producción propia de PDVSA es de 6.907 MMPCD
Figura 12 Producción y usos de gas natural. Año 2010
Fuente PDVSA. Gerencia de Planificación y Nuevos Negocios. Preliminares al 31-12-2010
La tabla 4 presenta los volúmenes de combustibles fósiles utilizados en la generación de
electricidad en el periodo 2005-2012 y la cantidad de electricidad generada por cada uno de los
combustibles. El Gráfico 9 está construido con ambas series de valores. En primer lugar, se
muestra la relación real entre consumo de gas y la energía generada (Puntos azules).
Extrapolando esta correlación se han obtenido los volúmenes de gas necesarios en caso de que
toda la generación se hubiera efectuado con gas y no con diésel o fuel oíl (Puntos naranja). Se
deduce a partir esa información que la extracción de gas natural debería alcanzar unos 46.000
MMM3 para suplir toda la generación térmica que se produce en las plantas generadoras de
este tipo. Este valor de 46.000 MMM3 es superior a al consumo máximo histórico alcanzado
en 37.6 BCM
El Gráfico 10 muestra el consumo hipotético de gas natural en caso de que toda la generación
se hiciera con este tipo de combustible y el Gráfico 11 muestra la variación anual de ese
consumo hipotético hasta el año 2017.
30
Tabla 4 Variación anual de energía eléctrica generada, consumo de combustibles fósiles y
consumo equivalente de gas natural utilizado en la generación de electricidad
Fuente: datos: MPPEE. CORPOELEC. “Anuario Estadístico del Sistema Eléctrico
Venezolano. 2013”. Caracas. Octubre. Tabla V E 1. Cálculos Propios
Gráfico 9 Consumo equivalente de gas por tipo de combustible para generación.
Gráfico 10 Consumo total equivalente de gas para generación
TERMICA 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Gas 13248 14893 17404 17494.96 19101.64 17822.68 17705.36 20702.76
Gasoil 6163 5943 5886.8 8576.22 9579.45 11937.69 12809.38 16706.18
Fuel Oil 7715 8258 7240 6363.08 10179.22 10120.54 9067.92 8543.02
TOTAL 27126 29094 30530.8 32434.26 38860.31 39880.91 39582.66 45951.96
Gas (MMm3) 3980.6 4425.4 5392.4 5845.23 6338.35 5943.78 5879.33 6779.19
Gasoil (MMlts) 1803.2 2199.38 1749.3 2061.09 3173.21 3992.72 4095.47 5376.53
Fuel Oil (M Ton) 2040.7 2222.4 1984.2 1932.92 2754.51 2656.85 2512.73 2426.76
Gas (MMm3) 3980.60 4425.40 5392.40 5845.23 6338.35 5943.78 5879.33 6779.19
Gas (MMm3)/ GasOil 1851.78 1765.94 1823.95 2865.40 3178.68 3981.16 4253.55 5470.50
Gas (MMm3)/ FuelOil 2318.11 2453.83 2243.22 2125.96 3377.69 3375.15 3011.14 2797.44
TOTAL EQUIVALENTE 8150.49 8645.17 9459.57 10836.59 12894.72 13300.10 13144.02 15047.13
DEFICIT( MMm3) 4169.89 4219.77 4067.17 4991.36 6556.37 7356.32 7264.69 8267.94
Energia electrica generada por fuente termoelectrica (GWh)
Consumo de combustibles fosiles utilizados en la generacion de electricidad
Consumo equivalente de gas utilizado en la generacion de electricidad
0.00
1000.00
2000.00
3000.00
4000.00
5000.00
6000.00
7000.00
8000.00
5000 7500 10000 12500 15000 17500 20000 22500 25000
Co
nsu
mo
Eq
de
Gas
(MM
m3
)
Generacion (GWh)
Consumo equivalente de gas por tipo de combustible para generacion
Gas
Gas Oil
Fuel OIl
0.00
2000.00
4000.00
6000.00
8000.00
10000.00
12000.00
14000.00
16000.00
25000 30000 35000 40000 45000 50000
Co
nsu
mo
Eq
(M
Mm
3)
Generacion (GWh)
Consumo total equivalente de gas para generacion
31
Gráfico 11 Variación del consumo anual equivalente de gas para generación térmica.
Del análisis del grafico se deduce que el consumo equivalente de gas natural para la generación
de electricidad sería de 45.950 MM3 por año, indicando de esa manera un déficit de 10.440
MM3/año para su uso en las plantas termoeléctricas.
En la medida que aumente la demanda y se mantenga reducida o disminuida la capacidad de
refinación de combustibles líquidos a nivel nacional, este déficit se incrementará.
4 HIDROELECTRICIDAD
4.1 Características de la hidroelectricidad
La hidroelectricidad es una fuente de energía renovable basada en el ciclo natural del agua. La
hidroelectricidad es la forma más natural, confiable y costo – efectiva fuente de generación de
tecnología renovable. Los esquemas hidroeléctricos a menudo presentan esquemas flexibles en
su diseño y pueden ser proyectados para cubrir las de mandas de energía base con factores de
capacidad relativamente altos o tener mayor capacidad instalada y bajo factor de capacidad
para cubrir una mayor participación de la demanda pico.
La hidroelectricidad es la fuente más flexible de generación disponible y es capaz de responder
a las fluctuaciones de la demanda en minutos, supliendo potencia de base y cuando un embalse
es presente, almacenando electricidad durante semanas, meses, estaciones y aun años. (IPCC,
2014). Un elemento fundamental de la hidroelectricidad es su indisputada capacidad de
seguimiento de la demanda. Aunque otras plantas, especialmente las térmicas convencionales,
pueden responder a las fluctuaciones de carga, su tiempo de respuesta no es tan rápido y a
menudo no tan flexible sobre su banda completa de salida. En adición a su flexibilidad en la
red y la garantía del servicio (Reserva rodante) las plantas hidroeléctricas con gran
almacenamiento pueden ser utilizadas para almacenar energía para suplir las demandas pico o
las demandas no correspondientes a los flujos no coincidentes. La duración del almacenamiento
puede ser variable dependiendo de la capacidad del embalse.
Como resultado de su flexibilidad, la hidroelectricidad es un complemento ideal a las energías
renovables variables, así cuando el viento sopla o hay sol radiante, se puede permitir
incrementar los niveles en los embalses para poder disponer de esa energía en los momentos
cuando no se disponga de esa energía. Similarmente, cuando hay variaciones incrementales o
0.00
2500.00
5000.00
7500.00
10000.00
12500.00
15000.00
17500.00
20000.00
2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018
Co
nsu
mo
an
ual
Eq (
MM
m3
)
Consumo anual equivalente de gas para generacion termica
Corpoelec BP
32
descendentes rápidas de la demanda debido al descenso en la generación de otras renovables,
la hidroelectricidad puede cubrir esas demandas. Las unidades de generación hidroeléctrica son
capaces de arrancar rápidamente y operar eficientemente casi instantáneamente, aun cuando se
usen solamente por una o dos horas. Esto es contrastante con las plantas térmicas en las cuales
el arranque puede tomar varias horas, tiempo durante el cual la eficiencia es significativamente
menor de los niveles de diseño. Adicionalmente, las plantas hidroeléctricas pueden operar
eficientemente a cargas parciales, lo cual no es posible en las plantas térmicas. Los embalses y
las plantas de generación por rebombeo pueden utilizarse para reducir la frecuencia del proceso
de apagado-arranque de plantas térmicas convencionales para así mantener el balance entre
suministro y demanda. Reduciendo de esa manera la disparidad el seguimiento de la carga de
las plantas térmicas.
La hidroelectricidad es la única tecnología de gran escala y costo eficiencia de almacenamiento
disponible hoy. A pesar de desarrollos promisorios de otras tecnologías de almacenamiento, la
hidroelectricidad es todavía la única tecnología que ofrece que puede ofrecer almacenamiento
en gran escala económicamente viable.
La capacidad de integración de sistema de la hidroelectricidad es particularmente útil para
permitir la penetración en gran escala de energía eólica, solar u otras fuentes variables de
energía. Sistemas con participación a gran escala de hidroelectricidad con almacenamiento
significativo serán por tanto capaces de integrar a mayores niveles de renovables variables a
menor costo que otros sistemas sin los beneficios de la hidroelectricidad. La hidroelectricidad
puede servir como fuente de poder para ambos grandes y centralizados redes, así como redes
pequeñas y aisladas.
Además de esos beneficios intrínsecos, los embalses hidroeléctricos pueden cubrir otros fines
como son el suministro de agua a las poblaciones y el riego, integrando de esa manera los
objetivos del desarrollo sustentable enunciados por la ONU. Se debe recordar que la
hidroelectricidad hace un uso consuntivo de agua con cero consumo con lo cual, se preserva el
recurso y se distribuye a lo largo del año de una manera eficiente.
Comparativamente, la hidroelectricidad es una de las fuentes con menor costo nivelado de la
energía (LCOE)1 y es prácticamente libre de emisiones de CO2 produciendo por tanto una
energía limpia, amigable con la preservación del medio ambiente.
4.2 Desarrollos hidroeléctricos con embalses
Los esquemas hidroeléctricos con grandes embalses pueden almacenar cantidades
significativas de agua y actuar efectivamente como un sistema de almacenamiento de
electricidad. Como en otros sistemas hidroeléctricos, la cantidad de energía que es generada es
determinada por el caudal de agua y la carga disponible. La ventaja de las plantas
hidroeléctricas con gran volumen de almacenamiento es que la generación puede ser desfasada
respecto al tiempo de la lluvia. Este tipo de esquemas pueden así pueden ofrecer gran
flexibilidad al sistema eléctrico. El diseño de una planta hidroeléctrica y el tipo y tamaño del
embalse que puede ser construido depende mucho de las condiciones topográficas y son
definidas por el paisaje del sitio de presa. Sin embargo, mejoras en las técnicas de ingeniería
civil que reducen costos significan necesariamente lo mejor.
1 LCOE, es la valoración económica del costo del sistema de generación de electricidad que incluye todos
los costos a lo largo de la vida útil del proyecto: la inversión inicial, operación y mantenimiento, el costo de
combustible, costo de capital, etc.
33
La hidroelectricidad puede facilitar a bajo costo la integración de renovables variables en la
red, dado que capaz de responder casi instantáneamente a los cambios de la cantidad de energía
circulando a través de la red y efectivamente almacenar electricidad generada por el viento y
el sol, reteniendo las descargas en el embalse en vez de generar. Este volumen de agua puede
ser descargado cuando no hay presencia solar o el viento no está soplando.
Factor de capacidad en proyectos hidroeléctricos
El factor de capacidad alcanzado por proyectos hidroeléctricos puede ser visto de una manera
diferente del de otros proyectos de generación renovables. Para un conjunto dado de flujos en
una cuenca, un esquema hidroeléctrico tiene considerable flexibilidad en el proceso de diseño.
Una opción es tener una alta capacidad instalada y un factor de capacidad para suplir
electricidad predominantemente las demandas pico y suplir otros servicios en la red.
Alternativamente, la capacidad instalada seleccionada puede ser baja con un alto factor de
capacidad con potencialmente menos flexibilidad para cubrir las demandas pico y otros
servicios de red. La data de 142 proyectos en el mundo condujo a un factor de capacidad entre
23% y 95%. El factor promedio de capacidad fue de 50% para esos proyectos. (Eliasson J.,
Ludvigsson, G, 2000)
4.3 Capacidad Hidroeléctrica Instalada en Venezuela
Actualmente, la generación hidroeléctrica en Venezuela presenta dos centros de generación
bien diferenciados. El primero de ellos se encuentra en la cuenca baja del rio Caroní con su
cadena de embalses y el segundo se encuentra en la región andina.
La Tabla 5 muestra la potencia instalada por regiones, además de las centrales, actualmente en
construcción y que han debido entrar en funcionamiento hace cierto tiempo atrás.
No toda la potencia mostrada se encuentra disponible, ya que se sabe que varias de las turbinas
de la central de Guri se encuentran en proceso de reconstrucción e igualmente ocurre con las
turbinas de la central Santo Domingo
Tabla 5 Potencia de energía hidroeléctrica instalada
POTENCIA
MW
Simón Bolívar Guri 10270
Fco. de Miranda Caruachi 2160
A.J. Sucre Macagua 3154
Leonardo Ruiz Pineda San Agatón 300
José A. Páez Planta Páez 240
José A. Rodríguez Peña Larga 80
Masparro 25
16229
POTENCIA
MW
Manuel Piar Tocoma 2160
Fabricio Ojeda La Vueltosa 540
18929
EN CONSTRUCCION
BAJO CARONI
LOS ANDES
TOTAL
CENTRAL
TOTAL
CENTRAL
EN OPERACION
BAJO CARONI
LOS ANDES
BARINAS
34
Se puede observar como el embalse de Guri actúa como el gran regulador de los caudales del
rio, mientras que las centrales ubicadas aguas abajo trabajan como centrales de pasada o a filo
de agua, sin mayor capacidad de regulación o almacenamiento salvo el necesario para mantener
la carga bruta; en la Figura 13 se muestra el perfil hidráulico de las centrales del Bajo Caroní
con indicación de las cotas máximas de operación de dichas centrales (Telleria. 2014)
En cuanto a la central Tocoma inicialmente debía entrar en servicio en septiembre de 2012,
pero se reprogramó para abril de 2014; sin embargo, para la fecha (2018) aún no se tiene
prevista la entrada en operación de la primera de las 10 turbinas de 216 GW para un total de
2160 MW a instalar y se desconoce si existe alguna programación para la entrada en servicios
del resto de las turbinas.
Los informes técnicos indican que hay fallas sustantivas en muchas áreas de las obras civiles,
presas de concreto, pantalla en presa de enrocado, estructuras de tomas, aliviaderos, donde se
hace necesario realizar correcciones y rectificaciones para poder adaptar las estructuras a las
exigencias de los equipos electromecánicos.
Figura 13 Perfil hidráulico centrales Bajo Caroní.
El otro complejo hidroeléctrico de importancia es el Complejo Hidroeléctrico Uribante–
Caparo, ubicado entre los estados Táchira y Barinas. La construcción de este complejo
hidroeléctrico, al suroeste del país comenzó en 1980. De estar totalmente operativo, este
sistema habría evitado la mayor parte de los inconvenientes y racionamientos que a diario se
presentan en esta región y podría liberar un volumen importante de energía y potencia a ser
transmitido a otras regiones del país. De las tres centrales que componen el sistema solo está
en operación completa la central de San Agatón del I Desarrollo, con fallas recurrentes. El III
desarrollo está integrado por las presas Borde Seco y La Vueltosa sobre los ríos Camburito y
Caparo, cuya construcción finalizó hace más de 25 años, sin embargo, la central hidroeléctrica
allí instalada, que se había prometido para el año 2006, aún no está operativa totalmente y se
desconoce la fecha de entrada en operación de la tercera turbina. El II Desarrollo (Doradas-
Camburito) está integrado por la presa Las Cuevas, el túnel de trasvase y la central Las
Coloradas. Este desarrollo ha estado en revisión y evaluación en varias oportunidades, pero
aún no se tiene una decisión en cuanto su dimensionamiento y operatividad. Es conveniente
recordar que además de carecer de su propia generación, la ausencia de la construcción de este
desarrollo limita la energía disponible en la central La Vueltosa al no recibir el volumen de
35
agua que se trasvasaría a través del túnel y luego de ser turbinado en la central Las Coloradas.
En la Figura 14 se muestra el esquema de las obras que integran este sistema
Figura 14 Esquema del complejo hidroeléctrico Uribante-Caparo
4.4 El Inventario Nacional del Potencial Hidroeléctrico (INPH)
En el año 1976, el extinto Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables
(MARNR) emprendió la tarea de realizar el INPH, el cual se presentó en 1985. (MARNR.
1985)
Es realmente sorprendente el caudal de información procesado, generado y sintetizado en este
trabajo. Algunos logros obtenidos se pueden resumir en cifras: se inventariaron 55 cuencas y
se identificaron en ellas alrededor de 400 sitios posibles de aprovechamiento hidroeléctrico con
una energía media anual de 155.000 MWH, elevando a estudios de reconocimiento 164 sitios
cuyas características técnicas, hidroenergéticas y económicas se encuentran en el Informe.
También se evaluaron a nivel de preinventario 50 cuencas con una energía media anual de
145.000 MWH, para hacer un total de 300.000 MWH, es decir una energía equivalente a 1,7
Millones de BEP diario.
Las Tabla 6 muestra los resultados de la evaluación, las regiones del país, las cuencas en esa
región, la energía y la potencia media anual, además de la energía y potencia firme en cada una
de esas cuencas. Se totaliza por región y su porcentaje de participación en el total nacional.
Tabla 6 Resumen del Inventario del potencial hidroeléctrico nacional, por regiones
REGION
ENERGIA
MEDIA
ANUAL
GWh/año
PARTICIPACION
DE LA REGION
%
POTENCIA
MEDIA
MW
ENERGIA
FIRME
ANNUAL
GWh/año
POTENCIA
MEDIA
MW
CARONI 55565.9 56.36 6343.1 36376.7 4152.6
AMAZONAS 17598.5 17.84 2009.0 9144.7 1043.9
CAURA-ARO 15303.0 15.52 1746.9 7644.8 872.7
S.OCCID.ANDINA 5571.7 5.65 635.8 2332.5 266.3
N.OCCID.ANDINA 2562.0 2.60 292.4 857.0 97.8
PERIJA 1327.7 1.35 151.7 670.2 76.5
CNTRO-OCCID 669.3 0.68 76.4 657.9 75.1
TOTAL 98598.1 100 11255.3 57683.8 6584.9
36
4.5 Inventario Potencial Hidroeléctrico JMPG/JAG
Los Ingenieros J.M. Pérez Godoy y J.A. Gomez M. (Pérez Godoy y Gomez, 2010) realizaron
un inventario hidroeléctrico a nivel nacional, pero cambiando algunos criterios y parámetros
con los que se realizó el INPH. Se utilizaron bajos factores de planta de manera que los
desarrollos estuvieran orientados a suplir básicamente la potencia necesaria en horas punta de
máxima demanda. Adicionalmente se trata de aprovechar en cada caso los desniveles
topográficos que existen en las regiones, razón por lo cual la mayoría de los sitios presentan
casa de máquinas alejadas de los sitios de regulación.
La Figura 15 anexa presenta el resumen del potencial estimado en cada región y el Mapa
muestra su distribución espacial en el ámbito nacional.
Figura 15 Inventario hidroeléctrico JMPG-JAG. Resumen
En el trabajo realizado se da mucho énfasis al potencial de desarrollo que se encuentra en las
cuencas andinas entre los estados Barinas y Mérida. Esto básicamente porque estas cuencas
tienen unas características muy importantes a los efectos del Sistema Integrado nacional, como
son:
Centrales con potencia para máxima demanda.
Ubicación en los extremos de la red de transmisión.
Cercanas a los centros de consumo.
Centros de consumo con mayor déficit.
Disminución de las pérdidas por transmisión.
Facilidad de conexión al SIN
Líneas de transmisión cortas (Costo)
37
El Gráfico 12 muestra la identificación de los sitios estudiados con la potencia instalada en
MW en un caso y en BEP en el otro caso. Los colores diferenciales permiten la clasificación
de los sitios por rango de potencia.
Gráfico 12 Potenciales desarrollos hidroeléctricos. Edos Barinas y Mérida. Potencia
instalada y barriles equivalentes de petróleo
4.6 Generación Hidroeléctrica por Rebombeo.
Las curvas horarias de un sistema eléctrico no son constantes, sino que sufren permanentes
variaciones a lo largo del día. Estas variaciones hacen que se produzca las llamadas horas pico
o de máxima demanda y horas valle donde la demanda del sistema se reduce al mínimo.
Evidentemente, para que el sistema pueda cumplir las exigencias impuestas, deberá estar
dimensionado para cubrir las demandas máximas más una capacidad de reserva para
eventualidades. Esto a su vez genera que durante las horas valle exista una capacidad ociosa
subutilizada.
Los sistemas se diseñan además para que haya plantas que actúan en base que se van
incorporando a medida que el sistema lo demanda y finalmente entran en servicio las plantas
que funcionan en pico, que generalmente son plantas térmicas que utilizan combustibles
fósiles.
En países donde existe un mercado eléctrico, la energía que se genera en horas pico tiene un
valor diferencial bastante elevado. En cualquier caso, como quiera que se utilizan combustibles
fósiles, el costo de generación es también muy elevado en comparación con fuentes alternas.
El concepto detrás de los sistemas de rebombeo consiste en utilizar las horas valle de mínima
demanda y bajo costo de generación para bombear agua hacia un embalse o almacenamiento
superior desde una fuente inferior para luego utilizarla en la generación de una planta
hidroeléctrica ubicada en la parte inferior.
De esta manera se reduce el costo de generación en punta, se disminuyen las perdidas por
transmisión, se garantiza la estabilidad del sistema y se reduce el efecto del calentamiento
global por emisiones de CO2.
712
195
190
167
120
105
90
90
88
82
69
67
60
60
60
59
33
27
11
2286 MW
1
10
100
1000
10000
Po
ten
cia
in
sta
lad
a (
MW
)
Potenciales Desarrollos Hidroeléctricos. Edos. Barinas y Mérida.
Potencia Instalada
3947305
1335402
598504
551392
343087
169494
80669
12864951 BEP/año
10000
100000
1000000
10000000
100000000
10000
100000
1000000
10000000
100000000
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Barr
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(BE
P/a
ño
)
Potenciales Desarrollos Hidroeléctricos. Edos. Barinas y Mérida.
Barriles equivalentes de Petróleo
38
En la mayoría de estos sistemas se utilizan equipos reversibles que pueden actúan tanto como
turbinas generadoras como bombas para el impulso del agua al embalse superior
La Figura 16 muestra in esquema típico de un sistema de generación por rebombeo.
Figura 16 Esquema de un sistema de generación por rebombeo
(FUENTE: http://www.eleconomista.es/)
4.7 Integración de Energías Renovables.
Concepto de integración y almacenamiento de energía eléctrica
El uso de combustibles fósiles para la generación de electricidad y los incrementos de
temperaturas a nivel mundial producto de las emisiones de CO2 a la atmosfera han inducido en
mayor grado a la utilización de energías renovables alternativas que permitan mantener las
concentraciones de CO2 por debajo de un nivel que permita estabilizar el incremento del
calentamiento global en límites tolerables. En este sentido, cada vez se utiliza con mayor
intensidad la generación de electricidad mediante el uso de energía solar y eólica.
Se ha logrado una gran eficiencia en la transformación de estas energías en la producción de
electricidad y a su vez se ha logrado reducir los costos de generación a valores compatibles con
otras fuentes tradicionales de origen fósil; sin embargo, estas energías requieren de algún tipo
de almacenamiento para obtener un óptimo uso. La energía solar solo se produce en presencia,
obviamente, del sol, lo cual no necesariamente coincide con la curva de demanda de un sistema
y la energía eólica presenta marcada aleatoriedad por lo cual es necesario almacenarla para
cubrir esas variaciones y que pueda ser utilizada en el momento oportuno.
Hasta ahora la forma óptima de almacenar este tipo de energías es mediante el uso de embalses
donde más tarde se pueda generar la electricidad en el momento que el sistema lo demanda. Se
mencionó anteriormente como operan los sistemas tradicionales por rebombeo donde se utiliza
la energía barata durante las horas valle para el bombeo a los embalses superiores donde se
almacena para luego genera a las horas de máxima demanda. En este caso se produce la
39
integración de las energías de la misma manera, pero haciendo uso de la energía eólica o solar
para el bombeo del agua hacia los embalses superiores.
El almacenamiento de energía es otra función importante que la energía hidroeléctrica
proporciona. Los reservorios de almacenamiento ofrecen un alto grado de flexibilidad,
almacenando energía potencial para su uso posterior en plazos que van desde segundos hasta
días e incluso a varios meses. Es probable que estos servicios sean llamados con más frecuencia
en la medida que se utilizan más las energías renovables, ya que existen actualmente pocas
opciones de almacenamiento de energía a gran escala comercialmente viables disponibles.
(World Energy Council. 2015.)
4.8 Generación de Hidroelectricidad
Desde comienzos del siglo XX Venezuela incorporó varias centrales hidroeléctricas
construidas por la Electricidad de Caracas que le permitieron contar con una fuente económica,
segura y confiable de abastecimiento eléctrico.
A partir de 1958 con la puesta en marcha de la central hidroeléctrica de Macagua I, el país
contó con una potencia instalada firme de energía hidroeléctrica con lo cual fue posible la
electrificación progresiva de todo el país hasta alcanzar una cobertura del 100% de los
principales centros poblados, además de disponer un elevado potencial para el desarrollo de las
industrias básicas de Guayana.
La generación hidroeléctrica presenta un crecimiento sostenido desde al año 1985 hasta
alcanzar un máximo de 86.7 TWH en el año. A partir de allí ha tenido una ligera declinación
producto de algunas sequias que se han presentado y del cambio de políticas en la formación
de la matriz energética. Así mismo la variación porcentual de la hidroelectricidad ha tenido
cambios. Comenzó el año 1975 con un valor próximo al 40% y desde allí se incrementó hasta
alcanzar un máximo de 73.87% en el año 1998. Luego, se mantuvo por encima del 70% y en
la actualidad ha decaído por debajo del 50%
El Gráfico 13 muestra la variación anual del total de generación de electricidad y el total de la
generación hidroeléctrica, además de la participación porcentual de la hidroelectricidad en la
generación total. Se observa como la hidroelectricidad paso desde un 48% de participación en
1985 hasta un máximo de 75% en 1998. Desde allí ha descendido hasta el 53% en el año 2017.
40
Gráfico 13 Generación anual de electricidad e hidroelectricidad.
4.9 Consumo equivalente de petróleo
Desde la entrada en operación de las centrales hidroeléctricas en el país, la generación de
electricidad por este medio ha permitido la sustitución de combustibles fósiles, como el gas y
los combustibles líquidos, en cantidades importantes que liberaron esos volúmenes para la
exportación, pero por otra parte ahorraron volúmenes importantes de emisiones de CO2 a la
atmosfera. Los volúmenes equivalentes llegan hasta un máximo de 390.000 BPD. En el Gráfico
14 se muestra la variación anual del consumo equivalente de petróleo hasta el año 2016.
Gráfico 14 Consumo anual equivalente de petróleo mediante generación hidroeléctrica
30.00%
40.00%
50.00%
60.00%
70.00%
80.00%
90.00%
100.00%
-
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020
Gen
erac
ión
(TW
h)
Generación de Electricidad e Hidroeléctrica
Generacio Electricidad genarcio Hidroelectrica % Hidro
0.00
50.00
100.00
150.00
200.00
250.00
300.00
350.00
400.00
450.00
19
65
19
67
19
69
19
71
19
73
19
75
19
77
19
79
19
81
19
83
19
85
19
87
19
89
19
91
19
93
19
95
19
97
19
99
20
01
20
03
20
05
20
07
20
09
20
11
20
13
20
15
Co
nsu
mo
Eq
uiv
alen
te (
BP
D)
Consumo equivalente de petróleo mediante generación hidroeléctrica
41
Ahorro de emisiones de CO2
La utilización de la hidroeléctrica ha permitido al país tener una matriz eléctrica bastante limpia
donde la participación de la energía hidroeléctrica ha alcanzado hasta el 70% del total de la
generación eléctrica total. Esto conlleva a que se ahorren cantidades importantes de emisiones
de CO2 a la atmosfera que alcanzan valores de hasta 54.300 Millones de Ton. Contribuyendo
afectivamente de esta manera a la lucha contra el cambio climático y al desarrollo sostenible.
El Gráfico 15 muestra la variación anual del ahorro de emisiones de CO2 hasta el año 2016.
Gráfico 15 Ahorro de emisiones de CO2 mediante generación hidroeléctrica.
4.10 EL FUTURO DE LA HIDROELECTRICIDAD EN VENEZUELA
Venezuela posee un amplio potencial de generación hidroeléctrica., no desarrollado aún. La
mayor parte de este potencial se encuentra en las cuencas al sur del rio Orinoco, especialmente
en la cuenca del rio Caroní, en el sector sur de la misma cuenca.
Se puede decir que el sistema interconectado nacional (SIN) tiene una configuración del tipo
radial abierto ya que existe una gran concentración de la generación en sitios alejados de los
centros de consumo, por lo cual se requiere de extensas líneas de transmisión que van desde el
Bajo Caroní hasta la región central y que trabajan con un elevado potencial. Como es natural,
se producen grandes pérdidas de energía a lo largo de estas líneas, pero sobre todo se requiere
que estén sobredimensionadas para poder absorber las fluctuaciones de la demanda que se
presenta a las horas pico. Como se indicó, la mayor parte del potencial se encuentra en la zona
sur. El futuro desarrollo de estos sitios incrementaría la condición radial del SIN ya que tendrían
las centrales del Bajo Caroní como paso obligado. Y se incrementaría aún más las perdidas por
transmisión en las líneas.
En tales condiciones, lo más favorable para el SIN sería el desarrollo de centrales
hidroeléctricas que se encuentren más inmediatos a los centros de consumo, que puedan aportar
la potencia necesaria en los momentos críticos de la curva de demanda, que le den estabilidad
al sistema y que reduzca las perdidas por transmisión.
0.00
10,000.00
20,000.00
30,000.00
40,000.00
50,000.00
60,000.00
1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015
Emis
ion
es C
O2
(Mill
on
es T
on
)
Ahorro de emisiones de CO2 mediante generacion hidroelectrica
42
Los ríos de las cuencas andinas y de la cuenca del lago de Maracaibo presentan las
características ideales para cubrir estos objetivos por lo que su desarrollo debería tener una
prioridad máxima dentro de la planificación de la expansión de la generación del SIN, pero
además requieren de cortas vías de acceso y se encuentran en las proximidades de las líneas de
transmisión troncales y de importantes subestaciones.
Estos desarrollos además se encuentran dentro las políticas de desarrollo sustentable al poderse
integrar como desarrollos de usos múltiples.
Desde hace mucho tiempo en el país se ha introducido dentro de los entes planificadores del
SIN un falso dilema en cuanto a la magnitud de la generación hidroeléctrica y de la generación
termoeléctrica.
En tal sentido habría varios aspectos a considerar. La energía hidroeléctrica es una energía
limpia no contaminante que no produce emisiones de gases de efecto invernadero. Los costos
de generación no están sujetos a las vicisitudes de las variaciones de los precios petroleros.
Adicionalmente, en los últimos años el país se ha visto en la necesidad de utilizar combustibles
líquidos de origen fósil para la generación en las plantas termoeléctricas dado que no ha sido
posible por diferentes causas asegura un suministro confiable de gas para este consumo.
También es conveniente recordar que en la actualidad dado el incremento del consumo local
de estos combustibles y ante la ausencia de la construcción de nuevas refinerías, se encuentra
casi copada la capacidad de refinación de las plantas por lo que durante mucho tiempo habrá
una notoria escasez de tales productos para consumo local. La ausencia de gas y la poca
disponibilidad de los combustibles han sido la principal causa de los notables racionamientos
del servicio eléctrico a nivel nacional.
Vistas estas consideraciones, es nuestra conclusión y recomendación el dar máxima prioridad
dentro de los programas de expansión de generación a la construcción de plantas de producción
hidroeléctrica ubicadas dentro de las cuencas andinas y del lago de Maracaibo, sin establecer
restricciones en cuanto al porcentaje que debe tener este tipo de generación dentro del SEN.
5 Energía solar Fotovoltaica FV
5.1 Generalidades
Ha llegado la era de la energía solar. Vino más rápido de lo que nadie predijo y está marcando
el comienzo de un cambio global en la propiedad de la energía. (IRENA 2016). La gente apenas
está comenzando a reconocer las consecuencias de este cambio. La energía solar fotovoltaica
(FV) ya es la fuente de electricidad de mayor propiedad en el mundo en cuanto a número de
instalaciones, y se está acelerando su captación. En sólo cinco años, la capacidad instalada
mundial ha crecido de 40 GW a 227 GW. Un sistema de electricidad una vez dominado por
agencias del estado monolítico y algunas grandes empresas está dando paso a una amplia gama
de productores y propietarios. La generación de energía se está diversificando de las manos de
unas pocas empresas a los hogares de los muchos. (IRENA 2016)
La tierra recibe diariamente 174 PW (Petavatios, 1×1015 watts) de energía solar desde la capa
más alta de la atmósfera. Aproximadamente el 30% es reflejada de vuelta al espacio mientras
el resto (unos 122 PW) es absorbida por las nubes, los océanos y las masas terrestres. En el año
2005 la demanda mundial de energía fue de unos 114,000 TWH (Terawatt-hora) a una tasa de
13 TWh (Terawatt¿h, 1×1012), es decir, la energía que consume la humanidad anualmente es
43
la equivalente a la que llega a la superficie de la tierra proveniente del sol en menos de una
hora. (Pérez R. 2013).
La energía solar fotovoltaica es una fuente de energía renovable para producir electricidad a
partir de la radiación solar mediante dispositivos semiconductores denominados células
fotovoltaicas. Los paneles solares fotovoltaicos están conformados por dichas células y existen
diferentes tipos de paneles dependiendo de su tecnología de fabricación tales como
monocristalinos, policristalinos, amorfos, de película delgada, etc. que se caracterizan por ser
unos más eficientes que otros.
Una célula fotovoltaica de (FV), hecha de material semiconductor, convierte directamente
energía solar en electricidad de corriente directa. Cuando la luz del sol brilla en una celda
individual de la FV, la energía que la célula absorbe de la luz solar se transfiere a los electrones
en los átomos del material semiconductor. Estos electrones energizados luego pasan a formar
parte de la corriente eléctrica en el circuito, generando electricidad.
Gracias a los avances tecnológicos, la sofisticación y la economía de escala, el costo de la
energía solar fotovoltaica se ha reducido de forma constante desde que se fabricaron los
primeros paneles solares comerciales, aumentando a su vez la eficiencia y logrando que su
costo medio de generación eléctrica sea ya competitivo con las fuentes de energía
convencionales en un creciente número de regiones geográficas alcanzando la paridad de red.
La energía solar aumenta la diversidad energética y da cobertura contra la volatilidad de los
precios de los combustibles fósiles, contribuye así a estabilizar los costos de generación de
electricidad a largo plazo
La energía solar fotovoltaica no produce emisiones de gases de efecto invernadero durante la
operación y no emiten otros contaminantes (tales como óxidos de azufre y nitrógeno); además,
consume poca o ninguna agua. Así como la contaminación del aire local y el uso extenso de
agua dulce para refrigeración de centrales térmicas se están convirtiendo en serias
preocupaciones en las regiones calientes o secas, estos beneficios de la energía solar
fotovoltaica se convierten cada vez más importantes.
5.2 Algunas Ventajas y desventajas de la energía solar FV.
Aarre Maehlum, 2014 menciona las siguientes ventajas
Renovable
“La energía solar es una fuente de energía renovable. Esto significa que no se agota, todo lo
opuesto a las fuentes de energía no-renovables, tales como combustibles fósiles, carbón, y
nuclear”.
Abundante
“El potencial de energía solar es inimaginable. La superficie terrestre recibe 120.000 TW de
radiación solar (luz solar), 20000 veces más que la energía necesaria para suplir el mundo
entero”
44
Sustentable
“Una fuente de energía abundante y renovable es también sustentable. La energía sustentable
cumple las necesidades del presente sin comprometer su habilidad de que las futuras
generaciones puedan reunir sus necesidades”.
Amigable ambientalmente
“Utilizar la energía solar generalmente no causa contaminación. Sin embargo, hay algunas
emisiones asociadas con la manufactura, transporte e instalación de sistemas de generación,
pero muy pequeñas comparadas con otras fuentes de generación convencionales. Está claro
que la energía solar reduce la dependencia de las fuentes de energía no-renovables. Este es un
paso muy importante en la lucha de la crisis climática”.
Buena disponibilidad
“La energía solar está disponible en todo el mundo. No solo en los países que están cerca del
Ecuador pueden disponer de energía solar para su uso, Alemania, por ejemplo, tiene por mucho
la mayor capacidad solar instalada en el mundo”.
Reduce los costos de la electricidad (Factura)
“Con la introducción del sistema de medición neta y los esquemas tarifarios, los propietarios
ahora pueden vender el exceso de electricidad o recibir créditos a cuenta durante los momentos
en que ellos producen más electricidad de la que consumen actualmente”.
Múltiples aplicaciones
“La electricidad solar puede ser utilizada para diferentes propósitos. Se puede utilizar en
lugares donde no existe conexión a la red, para destilar agua o aun para la energía en los
satélites espaciales”.
Energía compartida
“Debido a las sombras la falta de espacio y problemas de propiedad, una quinta parte de los
hogares en USA no son apropiados para la instalación de paneles solares. Con la introducción
de la energía solar compartida, los propietarios pueden subscribirse a una comunidad de
parques solares y generar electricidad sin tener necesariamente paneles solares en sus propios
techos”.
Silenciosa.
“No hay partes móviles involucradas en la mayoría de las aplicaciones de energía solar. No
hay ruido asociado con las fotovoltaicas. Esto se compara favorablemente con otras fuentes
verdes de energía, tales como las turbinas eólicas”.
Ayuda financiera de los gobiernos
“En algunos países las ayudas y financiamientos están disponibles tanto a escala comercial
como para la mayoría de los propietarios de viviendas. Esto significa que los costos de paneles
45
de energía solar son mucho menores de lo que usualmente eran anteriormente. En algunos
casos los costos los sistemas residenciales de energía solar pueden ser reducidos hasta en un
50%”.
Bajo Mantenimiento.
“La mayoría de los sistemas solares de energía no requieren un elevado mantenimiento. Los
paneles solares residenciales usualmente solo requieren de limpieza un par de veces al año. Los
fabricantes de paneles certifican y garantizan sus paneles entre 20 y 25 años”.
Tecnología en avanzada.
“Importantes avances tecnológicos están constantemente incorporados en la industria de la
energía solar. Innovaciones en nanotecnologías y física cuántica tienen el potencial de triplicar
la eficiencia eléctrica de los paneles”.
A la vez que advierte sobre las siguientes desventajas (Aarre Maehlum, 2014)
Intermitente
“La energía solar es una fuente intermitente de energía. El acceso a la luz solar está limitado a
ciertas horas. Predecir los días nublados puede ser difícil. Esta es una razón de porque la
energía solar no es la primera opción para cumplir la energía base de la demanda, sin embargo,
la energía solar presenta menos problemas que la energía eólica cuando se refiere a la
intermitencia”.
El almacenamiento de la energía es costoso
“Los sistemas de almacenamiento de energía, tales como baterías pueden ayudar a suavizar la
curva de la demanda, haciendo los sistemas más estables pero esas tecnologías aún son también
costosas”.
La mayor parte de las veces no, hay una buena correspondencia entre el acceso a la energía
solar y la curva de demanda humana. Los picos de demanda en Venezuela no necesariamente
ocurren en el medio del día, el momento de mayor disponibilidad de luz solar.
Asociado con contaminación.
“Ciertamente, la energía solar es menos contaminante que las energías de origen fósil, pero
algunos problemas todavía existen. Ciertos procesos de la manufactura están asociados con
emisiones de gases de efecto invernadero
Se ha conseguido trazas de gases como trifluoruro de nitrógeno y exafluoruro de azufre en la
producción de los paneles solares. Esos son unos de los gases más potentes de efecto
invernadero y pueden tener miles de veces mayor impacto en el calentamiento global
comparado con el dióxido de carbono. El transporte e instalación de sistemas solares también
indirectamente causar contaminación”.
Materiales. Exóticos
46
“Algunos tipos de celdas solares requieren materiales que son costosos y raros en la naturaleza.
Esto es especialmente cierto para celdas de película delgada (thin-film) que están basadas en
el telururo de cadmio (CdTe) o seleniuro de cobre, indio y galio (CIGS)”.
Requiere espacio
“La densidad energética o los vatios por metro cuadrado (W/m2) es esencial cuando se observa
cuanta energía se puede derivar de ciertas áreas de terrenos. Baja densidad energética indica
que se requiere mucho espacio de terreno para suministrar la demanda requerida a precios
razonables”.
5.3 Radiación Solar
Se conoce por radiación solar al conjunto de radiaciones electromagnéticas emitidas por el Sol.
El Sol se comporta prácticamente como un cuerpo negro que emite energía siguiendo la Ley
de Planck a una temperatura de unos 6000º K. La radiación solar se distribuye desde el
infrarrojo hasta el ultravioleta. No toda la radiación alcanza la superficie de la Tierra, debido a
que las ondas ultravioletas más cortas, son absorbidas por los gases de la atmosfera
fundamentalmente por el ozono. La magnitud que mide la radiación solar que llega a la Tierra
es la irradiancia, que mide la energía por unidad de tiempo y área, que alcanza la superficie
de la Tierra y su unidad es el w/m2 (vatio por metro cuadrado) (Jayakumar. 2009)
Radiación Solar: Es el flujo de energía que recibimos del Sol en forma de ondas
electromagnéticas de diferentes frecuencias (luz visible, infrarroja y ultravioleta).
Aproximadamente la mitad de las que recibimos, comprendidas entre 0.4m y 0.7m, pueden
ser detectadas por el ojo humano, constituyendo lo que conocemos como luz visible. De la otra
mitad, la mayoría se sitúa en la parte infrarroja del espectro y una pequeña parte en la
ultravioleta., (Arenas Sánchez y Zapata Castaño,. 2011)
En función de cómo reciben la radiación solar los objetos situados en la superficie terrestre,
se pueden distinguir estos tipos de radiación:
Radiación Directa: Es aquella que llega directamente del Sol sin haber sufrido cambio alguno
en su dirección. Este tipo de radiación se caracteriza por proyectar una sombra definida de los
objetos opacos que la interceptan.
Radiación Difusa: Parte de la radiación que atraviesa la atmosfera es reflejada por las nubes o
absorbida por estas. Esta radiación, que se denomina difusa, va en todas direcciones, como
consecuencia de las reflexiones y absorciones, no solo de las nubes sino de las partículas de
polvo atmosférico, montañas, arboles, edificios, el propio suelo, etc. Este tipo de radiación se
caracteriza por no producir sombra alguna respecto a los objetos opacos interpuestos. Las
superficies horizontales son las que más radiación difusa reciben, ya que ven toda la bóveda
celeste, mientras que las verticales reciben menos porque solo ven la mitad.
Radiación Reflejada: La radiación reflejada es, como su nombre indica, aquella reflejada por
la superficie terrestre. La cantidad de radiación depende del coeficiente de reflexión de la
superficie, llamado también albedo. Las superficies horizontales no reciben ninguna radiación
reflejada, porque no ven ninguna superficie terrestre y las superficies verticales son las que más
radiación reflejada reciben.
47
Radiación Global: es la radiación total. Es la suma de las tres radiaciones. En un día despejado,
con cielo limpio, la radiación directa es preponderante sobre la radiación difusa. Por el
contrario, en un día nublado no existe radiación directa y la totalidad de la radiación que incide
es difusa. Las distintas formas de radiación solar se muestran de una manera sintética en la
Figura 17
Figura 17 Tipos de radiación solar
(Fuente: Buitrón Proaño. R. D., Burbano Gube G. V. 2010)
5.4 Distribución de energía solar en el mundo
El mapa de la Figura 18 representa la distribución de energía solar en la superficie terrestre.
Las mayores concentraciones, medidas en KW/m2/año se concentran alrededor del Ecuador
donde se alcanzan valores de irradiación superiores a 2700 KWh/m2. Se observa cómo hay un
gran potencial en los desiertos en el norte de África, la península arábica., India, el norte de
Australia, Centro América, el oeste de los Estados Unidos y la costa del Pacifico de Sur
América.
En el sur de Europa, los valores de irradiación son del orden de 1.200 a 1.500 KWh/m2,
mientras que un poco más al norte solo se llega a valores alrededor de 1.000 KWh/m2. En
Norteamérica los valores máximos se obtienen en la región suroeste con valores máximos
superiores a 2.300 MWh/m2. Valores simulares se obtienen en la costa del pacifico de México
En Suramérica las regiones que reciben mayor irradiación se encuentran en la costa del Pacifico
del norte de Chile, Perú y Ecuador presentado valores en el rango de 2.600-2.700 MWh/m2.
MODELO DE RADIACIÓN SOLAR
TIPOS DE RADIACIÓN SOLAR
DIRECTA DIFUSA REFLEJADA
48
Figura 18 Distribución de la radiación solar en el mundo
5.5 Potencial de energía solar en Venezuela.
Venezuela está situada en una de las zonas de mayor radiación solar en el planeta. En tal sentido
el potencial existente para el aprovechamiento de esta energía es muy elevado, con un valor
medio de unos 2.200 Kwh/m2/ año. El mapa de la Figura 19 muestra la distribución sobre el
país.
Figura 19 Distribución de la radiación solar en Venezuela
49
La clasificación en términos del potencial de energía solar (La Cruz, E. 2005) es como se
muestra en la Tabla 7
Tabla 7 Clasificación de la radiación solar
Según la información suministrada por US Deparment of Energy la distribución de la energía
solar según rango de irradiación es como se muestra en la Tabla 8. El valor y rango de la energía
bruta concierne a la cantidad de energía correspondiente a la radiación solar directamente sobre
la superficie, mientras que la energía neta disponible está calculada sobre una superficie útil de
solo 1.5% del área total y con una eficiencia total de transformación del 10%. (Department of
Energy / National Renewable Energy 2019).
Tabla 8 Distribución de la radiación solar en Venezuela por áreas
Como se observa, la mayor disponibilidad del potencial se encuentra en la clase 6 en el
intervalo entre 5-6.25 KWh/m2/día, con un potencial en el orden de 2587 TWh/año, que según
la clasificación anterior se puede nominar como Excelente. Este potencial es superior a 25veces
la generación eléctrica del año 2018.
Existen zonas en el país con mayor potencial como son el estado Nueva Esparta, la península
de Araya en el estado Sucre, los estados Monagas y Anzoátegui, Guárico, Cojedes, Lara y
especialmente el norte del estado Falcón, y el norte del estado Zulia.
La Figura 20 muestra las variaciones de la energía solar a lo largo del año en algunos sitios
seleccionados en el país. Se observa como existe un pico en el mes de marzo y un segundo pico
entre los meses de julio y agosto, sin embargo, el rango de variación promedio es corto, entre
6.0 KWh/m2 y 4.5 KWh/m2.
RADIACION
SOLAR
(KWh/m2/dia)
<4,7 Marginal
4,7 a 4,9 Regular
4,9 a 5,1 Bueno
5,1 a 5,5 Excelente
5,5 a 6,1 Premium
>6,1 Supremo
Clasificación
Country Class RADIACION ENERGIA B. ENERGIA N.
KWh/m^2/day TWh/year TWh/year
Venezuela 2 3-3.5 51,954
Venezuela 3 3.5-4 330,658
Venezuela 4 4-4.5 1,593,159 31
Venezuela 5 4.5-5 2,473,833 502
Venezuela 6 5-6.25 1,342,725 1,868
Venezuela 7 6.25-7.25 98,422 132
Venezuela 8 7.25-7.5 6,368 16
Venezuela 9 7.5-7.75 52,458 38
TOTAL 5,949,576 2,587
AREA UTIL 1.5% EFICIENCIA 10%
50
Figura 20 Distribución mensual de la radiacion solar en sitios seleccionados
Igualmente, la energía tiene un ciclo diario variable desde que el sol sale, llega al cenit y vuelve
al ocaso al atardecer. La Tabla 9 muestra el ciclo de variación horaria de la energía a lo largo
del año, en intervalos de 3 horas para Venezuela.
Tabla 9 Variación horaria de la radiación solar por meses
Para el cálculo de la energía generada con una planta solar es necesario disponer de una curva
de variación horaria de la radiación. Interpolando los valores mostrados en la Tabla 9, se ha
obtenido la curva de radiación horaria para Venezuela que se muestra en el Gráfico 16. La
integración numérica del área que se encuentra bajo la curva indica la cantidad de energía que
se genera en ese intervalo. El área equivalente calculada a una potencia equivalente de 1000
MW, arroja el número de horas solares equivalentes.
Gráfico 16 Variación horaria de la potencia solar.
HORASJan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
9 0,19 0.22 0.27 0.31 0.28 0.21 0.22 0.24 0.28 0.30 0.27 0.22
12 0,72 0.79 0.86 0.86 0.75 0.61 0.67 0.73 0.77 0.77 0.74 0.71
15 0,72 0.81 0.86 0.83 0.71 0.57 0.64 0.71 0.72 0.68 0.65 0.66
18 0,22 0.27 0.28 0.27 0.22 0.19 0.22 0.23 0.21 0.16 0.14 0.16
21 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
VARIACION HORARIA DE LA POTENCIA
51
Esta curva se utilizará como prototipo, más adelante, para los efectos de cálculo de la potencia
y energía generada con las plantas solares que conformaran la futura matriz energética
propuesta
5.6 Áreas Solares requeridas
Uno de los aspectos importantes en el dimensionamiento de plantas solares es su requerimiento
de espacio para el emplazamiento de la instalación.
El área requerida es función de la potencia a instalar y de las condiciones de irradiación
disponible en cada sitio. Igualmente es función de la potencia nominal de los paneles solares.
Diferentes publicaciones y referencias informan de los espacios necesarios en cada caso.
Jiménez Sánchez (2012) en el diseño de una planta solar de 20 MW desarrollada en California
obtuvo un área de 36.9 ha, dando un índice de aproximadamente 2 ha/MW de área bruta.
El National Renewable Energy Laboratory (NREL, 2013) presenta una tabla donde se indican
las áreas necesarias para diferentes tipos de plantas fotovoltaicas (FV) en USA en función de
diferentes rangos de potencia y energía de la planta. Esos valores se muestran en la Figura 21
Figura 21 Resumen de los requerimientos de área para plantas solares FV y CSP en USA
Se observa allí que para plantas FV mayores de 20 MW, consideradas plantas grandes, los
requerimientos medios de área son de 31 MW/Km2 y de una generación de 72 GWh/año/Km2
La International Finance Corporation (IFC 2015) presenta la Tabla 10 donde se indican las
áreas requeridas de paneles para diferentes tecnologías utilizadas en los paneles y en diferentes
países.
52
Crystalline Silicon (c-Si). Cadmium Telluride (CdTe)
Tabla 10 Áreas requeridas en paneles solares según tecnologías y en diferentes países.
Una empresa española fabricante y constructora de plantas solares, para tres plantas solares de
50 MW cada una en el sur de España donde la radiación solar media es de 1700 KWh/m2,
utilizó 115Ha, 110 Ha y 115 Ha respectivamente, con lo cual los valores medios de ocupación
oscilan alrededor de 2.3 Ha/MW (Abengoa 2014)
5.7 Eficiencia de los módulos solares
La mayor parte de las plantas solares construidas y en construcción se calculan con eficiencias
alrededor del 15% como valor medio, mientras que se ve que ya existen tecnologías a nivel
comercial que superan ampliamente ese valor, lo cual redundará en una mejor tecnología,
reducción de las áreas necesarias, menor número de módulos y de elementos de hardware en
la planta como son el cableado, tuberías, inversores, trasformadores, vías de mantenimiento,
menor costo de mantenimiento. La Figura 22 muestra la eficiencia de algunas tecnologías
solares FV comerciales. (NREL 2018). Como se podría esperar, mientras mayor sea la
eficiencia tecnológica mayor será el costo de manufactura. Módulos con menor eficiencia
requieren mayor área para generar la misma potencia nominal. Como resultado el beneficio de
a nivel de módulos puede ser opacado por el costo adicional que se incurre en suministrar
mayor infraestructura (cables, estructuras, marcos, etc.) y el costo de espacio de tierra adicional
para mayor superficie de módulos. Por lo tanto, utilizar el módulo de menor costo no
necesariamente conduce al menor costo por watio pico (wp) para la planta completa.
Figura 22 Variación temporal de las eficiencias de los paneles solares según las tecnologías
PAIS TECNOLOGIA Area (Ha/MWp)a
c-Si 0.9-1.4
CdTe 1.5-2.0
c-Si 1.0-1.5
CdTe 1.7-2.2
c-Si 0.8-1.2
cdTe 1.3-1.8
c-Si 1.0-1.5
CdTe 1.6-2.0
c-Si 0.8-1.2
cdTe 1.3-1.8Indonesia
South Africa
Chile
Tailandia
India
53
5.8 Dimensionamiento y áreas ocupadas
La ecuación que define la energía solar en un sitio determinado viene dada por la siguiente
expresión:
𝐸 = 𝐴 ∗ 𝐸𝑓 ∗ (1 − 𝑃𝑅) ∗ 𝑅𝑎𝑑
Donde
E= Energía en KWh
A= Área de paneles solares m2 (neta)
Ef= Eficiencia de los paneles solares (%)
PR= Pérdidas que ocurren en el sistema de generación (%)
Rad= Radición solar (KWh/m2)
Como se ha mencionado, se trata en lo posible de dimensionar plantas solares FV que tengan
un impacto o influencia significativa en la red del sistema interconectado que permitan la
sustitución de plantas de generación térmica, bien sea con combustibles líquidos, bien sea con
utilización de gas. En tal sentido, se predimensionarán dos tipos de plantas-piloto de 100 MW
y 200 MW respectivamente.
Par los efectos de cálculo, te tomaran las siguientes hipótesis que se muestran en la Tabla 11:
Ef= 15%, PR=25%, Rad= 2200 MWh/m2, NHS=6 Horas /día
Número de Horas por año= 6 h/día*365 días =2190 horas/año.
Energía media anual=P*(NHSa) = P*2190
P= 100 MW, E= 219 GWh/año A= 88.5 Ha (0.9 Km2)
P=200 MW, E==438 GWh/año A=177.0 Ha (1.77 Km2)
POTENCIA MW 100 200
Eficiencia Ef % 15% 15%
Perdidas PR % 25% 25%
Radiación MWh/m2 2200 2200
Horas solares HPS/dia 6 6
Energía anual GWh 220 440
Área
M2 888.888,9 1.777.777,8
Ha 88.89 177.78
Km2 0.89 1.78
Potencia paneles Wp 250 250
No. paneles Und 400.000 800.000
Tabla 11 Valores característicos para dimensionamiento de plantas solares y Número de
paneles.
54
5.9 Costo de generación
Los costos de generación con energía solar fotovoltaica han venido demostrando un descenso
muy marcado que se manifiesta en los resultados de las últimas subastas de energía renovable
que se han efectuado recientemente en varios países.
El Gráfico 17 muestra las estimaciones de la IEA (IEA 2014) con un escenario de alta
penetración de energías renovables a nivel mundial. Se muestran allí tres curvas que
representan el rango de los valores máximos mínimos a esperar, además de una curva
representativa de los valores medios.
En ese Gráfico 17 se han incorporado varios puntos que muestran los valores obtenidos en las
últimas subastas para el suministro de energía solar FV con contratos efectivos que van hasta
30 años. Se demuestra allí como los precios reales están por debajo de la curva que muestra el
límite inferior del rango calculado por la IEA. Con estos valores la energía solar FV está entre
las energías de menor costo de generación compitiendo favorablemente con cualquier otra
fuente de generación de electricidad. (IEA. 2014)
Gráfico 17 Proyecciones de LCOE para nuevas plantas solares a entra en funcionamiento en
2050.
5.10 Estructura de Costos de Inversión.
El Gráfico 18 muestra la estructura de los costos de generación de una planta solar FV.
(International Finance Corporation. 2015). Se observa que el mayor costo corresponde a los
costos de los paneles solares (42%), otros rubros importantes son los inversores (13%), la
conexión a la red (15%) y las estructuras de soporte (17%).
55
Gráfico 18 estructura de costos de construcción de una planta solar FV
A Project Developer’s Guide to Utility-scale Solar Photovoltaic Power Plants
5.11 Emisiones de CO2
Para el año 2015, Venezuela generó 127.8 KWH de electricidad. Como se deduce de la Figura
23 el 35% de ese total corresponde a generación mediante combustibles de origen fósil,
distribuido en el 15.3% de gas natural y el 19.66% de combustibles líquidos como diésel y fuel
oíl. (IEA 2017).
Figura 23 Venezuela. Variación de uso de combustibles para generación de electricidad
De acuerdo con las estimaciones de CORPOELEC, (Corpoelec, 2013) las emisiones de CO2
producto de la generación de electricidad con esa combinación de combustibles fósiles es de
aproximadamente 600 gr CO2/KWH. Con estos valores se ha construido el Gráfico 19 donde
se muestra el ahorro de emisiones de CO2 según el posible porcentaje de sustitución de energía
eléctrica generado con diésel y fueloil.
56
Gráfico 19 Ahorro de emisiones de CO2 por sustitución de energía solar FV
6 ENERGÍA EÓLICA
6.1 Generalidades.
El viento es, fundamentalmente, una consecuencia de la radiación solar que incide sobre la
Tierra, y que origina el calentamiento de las masas de aire que la circundan. Al calentar de
forma desigual la superficie del planeta en función de la latitud, se provocan unas diferencias
de presión que el flujo de aire tiende a igualar.
Apenas un 2% de la energía solar que llega a la Tierra se convierte en energía eólica y sólo se
puede aprovechar una pequeña parte de ella. Aun así, se ha calculado que el potencial eólico
es unas veinte veces el actual consumo mundial de energía, lo que hace de la energía eólica
una de las fuentes de energía renovable más importantes. (Lecuona Neumann, 2002)
(Agencia Insular de Energía de Tenerife. 2014)
La masa de aire en movimiento es energía cinética que puede ser transformada en energía
eléctrica. Al incidir el viento sobre las palas de una aero-turbina se produce un trabajo mecánico
de rotación que mueve a su vez un generador para producir electricidad. La cantidad de energía
que contiene el viento antes de pasar por un rotor en movimiento depende de tres parámetros:
la velocidad del viento incidente, la densidad del aire y el área barrida por el rotor. (Álvarez
C., 2016)
6.2 EL VIENTO Y SUS CARACTERÍSTICAS
El viento se define mediante la dirección y la velocidad.
La dirección del viento se designa por el punto cardinal desde donde sopla: por ejemplo, se
llamará viento de dirección Oeste o viento del Oeste si proviene de este punto. Esta dirección
nos la da la veleta. La velocidad es la que da al viento su energía. Se mide mediante
anemómetros de diferentes tipos.
Las condiciones de viento en un territorio vienen determinadas por tres tipos de circulación de
aire, según los efectos dominantes: circulación a escala planetaria o macroescala, a escala local
o mesoescala y a escala próxima al emplazamiento o microescala.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%
Ah
orr
o d
e e
mis
ion
es
CO
2(T
on
)
% de sustitucion con E. Solar
AHORRO DE EMISIONES DE CO2
57
La circulación de las masas de aire considerando el conjunto de la atmósfera de la Tierra se
denomina “circulación general de la atmósfera”. Esta trabaja como una máquina térmica que
tiende a igualar las temperaturas de las distintas partes de la superficie terrestre. Tiene lugar
fundamentalmente en la troposfera, la zona inferior de la atmósfera, que contiene los 4/5 de la
masa de ésta y tiene un espesor de aproximadamente 7 km en los polos y 12 km en el Ecuador.
En la Figura 24 se puede observar como la diferencias de temperatura generadas por el sol a la
altura del Ecuador desplaza las masa de aire hacia las regiones más frías produciendo de esa
manera corrientes de viento de gran magnitud, las cuales regresan nuevamente hacia el Ecuador
al enfriarse, creándose un ciclo continuo de movimiento de masas de aire. En la segunda
imagen de la Figura 24 se muestran las principales corrientes de aire a nivel terráqueo con
indicación de los vientos alisios alrededor del Ecuador y su confluencia.
Figura 24 Origen de los vientos y corrientes principales de vientos globales
Jaramillo Salgado, Dr. Oscar Alfredo Turbinas eólicas y sus orígenes. Características del
viento y evaluación del recurso energético. Centro de Investigación en Energía. Universidad
Nacional Autónoma de México. OLADE abril 2010)
El viento también puede sufrir modificaciones debido a su interacción con la superficie
terrestre, originadas por diferencias de temperatura entre zonas relativamente próximas entre
sí, además de la rugosidad y el relieve del terreno. Los vientos debidos a diferencias de
temperatura más conocidos son las brisas marinas y los vientos de montaña y valle.
Brisas marinas: se originan por las diferencias de temperatura entre el mar y la tierra. Durante
el día, la tierra se calienta más rápidamente que el mar, originándose, a partir del mediodía
aproximadamente, una circulación de aire del mar hacia la tierra. Durante la noche, la tierra se
enfría más rápidamente que el mar invirtiéndose la corriente. La fuerza del viento resultante
depende de la diferencia de temperatura entre ambos elementos, por lo que las brisas se
muestran con más claridad en verano.
Vientos de montaña y valle: tienen el mismo origen que las brisas, originándose la diferencia
de temperatura entre las zonas altas de los montes y los valles. Dependen de las distribuciones
de temperatura existentes y de la orografía de la zona.
Por último, en lo que a escala local se refiere, la orografía del terreno también juega un papel
importante. La velocidad del viento sufre una aceleración cuando tiene que remontar colinas,
montes o cadenas montañosas, mientras que se atenúa en los valles
58
Los procesos conectivos en su definición más académica son aquellos fenómenos de
circulación a pequeña escala producidas por la acción de la gravedad sobre una distribución de
masa no uniforme (González Alemán y Alomar. 2011)
6.3 Variación del viento con la altura sobre el terreno
El perfil del viento, es decir, la velocidad del viento como una función de la altura sobre el
terreno puede ser expresado en una relación matemática sencilla; la forma de este perfil
dependerá principalmente de la rugosidad del terreno. La Figura 25 ilustra el comportamiento
de perfil velocidades del viento en función de las características topográficas del terreno.
Figura 25 Curvas de variación de velocidades de viento según el tipo de terreno
Perfil vertical de la velocidad del viento
Los vientos están mucho más influenciados por la superficie terrestre a altitudes de hasta 100
metros. El viento es frenado por la rugosidad de la superficie de la tierra y por los obstáculos.
La velocidad del viento varia directamente proporcional con la altura, esto es, a menor altitud
el viento se ve más afectado por la rugosidad y obstáculos del terreno ya que existe mayor
fricción y se generan turbulencias.
Para definir el perfil de velocidades vertical se emplean dos métodos, el perfil logarítmico y el
perfil potencial.
Perfil logarítmico
La expresión de perfil logarítmico se utiliza para estimar la velocidad del viento a una altura
deseada, tomando como base la velocidad del viento conocida a una altura dada. La expresión
del perfil logarítmico es
𝑣
𝑣𝑟𝑒𝑓=
𝑙𝑛 (ℎ
ℎ0)
𝑙𝑛 (ℎ𝑟𝑒𝑓
ℎ0)
59
Donde v es la velocidad estimada del viento a la altura que se desea conocer, vref es la velocidad
del viento a la altura de referencia donde se cuenta con mediciones, h es la altura a la que se
desea estimar la velocidad del viento, href es la altura de referencia, es decir, la altura a la que
se realizaron mediciones y h0 es la longitud de la rugosidad del terreno. La longitud de la
rugosidad del terreno representa en cierta medida el grado de obstáculo que presenta éste a la
circulación del viento, algunos valores de ho se muestran en la *Perfil logarítmico ** Perfil de
potencia
Tabla 12
Descripción del Terreno h0 (x10-3 m)* α **
Llano muy liso con hielo o lodo 0.01 -
Superficie nevada 3.0 0.10
Campo barbechado 30.0 0.13
Plantaciones 50.0 0.19
Suburbios 1500 0.32
*Perfil logarítmico ** Perfil de potencia
Tabla 12 Valores característicos del coeficiente de velocidad de viento según tipo de terreno
Perfil por Ley de Potencia
Al igual que el perfil logarítmico, la ley de potencia modela el perfil vertical de velocidad del
viento. Este modelo fue propuesto por Hellman (Hellman 1915) y se usa para estimar la
velocidad del viento a una determinada altura con base en datos medidos a una altura dada, se
expresa mediante:
𝑣 = 𝑣𝑟𝑒(h/href)α
Donde α es el índice de la ley de potencia para la velocidad del viento, el cual depende de la
rugosidad del terreno. Se ha encontrado que el valor de α varia en relación al tipo de terreno
por donde pasa el viento y por el efecto de varios parámetros como la elevación, la hora del
día, la estación del año, la direccionalidad de viento, entre otros. (Manwell, 2010).
Densidad del Aire
Para el cálculo de la densidad del aire en función de la altura y la temperatura promedio, ésta
se puede calcular mediante la siguiente ecuación:
𝜌 = 1.225𝑒𝑥𝑝 ((−ℎ
8435) − (
𝑇 − 15
288))
Donde h es la altura del sitio sobre el nivel del mar y T en grados centígrados es la temperatura
ambiente promedio del sitio.
60
6.4 Energía y potencia en el viento
La cantidad de energía contenida en el viento es función de su velocidad y su masa, por lo
tanto, cuanto mayor sea la velocidad del viento mayor será la energía disponible y su capacidad
para realizar trabajo.
La energía por unidad de tiempo y por unidad de área está dada por:
P/A=½.ρ.v3
Donde: A es el área circunscrita por las aspas del generador, ρ es la densidad del aire, v es la
velocidad de aproximación del viento y P es la potencia desarrollada por el generador.
Como se observa en la ecuación, la energía contenida en el viento es directamente proporcional
al cubo de la velocidad del viento y por eso es el factor principal a tomar en cuenta para la
selección del emplazamiento más adecuado para la instalación de máquinas eólicas que
consiste en buscar los lugares en los que sopla el viento con mayor velocidad.
Ley de Betz
Cuanto mayor sea la energía cinética que un aerogenerador extraiga del viento, mayor será la
ralentización que sufrirá el viento al superar el aerogenerador y por tanto menos será la
velocidad a la salida de este. Si se extrajera toda la energía del viento, el aire saldría con una
velocidad nula, es decir, el aire no podría abandonar la turbina. En ese caso no se extraería
ninguna energía en absoluto, ya que al no poder abandonar el aire la turbina este fenómeno
impediría la nueva entrada de aire al rotor del aerogenerador. La Figura 26 ilustra la variación
de velocidades en el aerogenerador.
Figura 26 Límite de Bertz. Variación de velocidades
Así pues, se asume que el viento se va a frenar al pasar por un aerogenerador, se frenará lo
suficiente para producir una gran cantidad de energía y para permitir que el viento posterior
pueda circular sin dificultad. Resulta que un aerogenerador ideal ralentizaría el viento hasta 2/3
de su velocidad inicial. Para entender el porqué de esta transformación de la velocidad del
viento, tendremos que usar la ley física fundamental para la aerodinámica de los
aerogeneradores:
La idea intuitiva de esta ley se ha comentado en grandes rasgos anteriormente, es decir, si se
extrajese toda la energía cinética del aire que entra en la turbina, su velocidad a la salida sería
61
nula y por tanto este aire no se podría desplazar. Además, si el aire no sale de la turbina,
tampoco podrá entrar aire nuevo y por tanto la producción de energía se pararía y sería nula.
Por lo tanto, existe un máximo de energía que debe conservar el aire a la salida, y por tanto que
nunca se extraerá el cien por cien de la energía cinética del viento.
Betz consideró que la velocidad promedio del viento que atraviesa el rotor es igual al promedio
entre las velocidades de entrada y salida. Por otro lado, según la Ley de Newton, la potencia
que extrae el aerogenerador del viento es igual a la masa que atraviesa al mismo por la
diferencia de los cuadrados de la velocidad del viento:
Se entiende que el valor máximo de la energía que podemos extraer de una corriente de aire en
movimiento por cualquier medio físico posible será el 0.59 de la potencia total del viento sin
perturbar.
A la suma del límite de Betz y de las perdidas aerodinámicas que se dan en los actuales
aerogeneradores se le conoce como coeficiente de potencia, parámetro que se usa para hallar
la energía extraída de cada aerogenerador. (Narbona Acevedo, 2014)
Ventajas de la energía eólica
Las principales ventajas de las plantas eólicas se pueden resumir como:(ABB. 2011)
Generación distribuida
Conversión efectiva de la energía eólica en energía eléctrica (59% de eficiencia teórica)
Ausencia de emisión de sustancias contaminantes
Ahorro de combustibles fósiles
Costos reducidos de operación y mantenimiento (No hay costos de combustibles)
Fácil desmantelamiento de las turbinas eólicas al final de su vida útil (20 25 años)
El potencial de generación de las turbinas eólicas tiene un amplio rango desde unos
pocos watios a Megawatios, cubriendo los requerimientos de ambos extremos,
viviendas individuales, así como aplicaciones industriales o de incorporación dentro de
la red.
6.5 TURBINAS EÓLICAS
Una turbina eólica es un dispositivo mecánico que convierte la energía del viento en
electricidad. Las turbinas eólicas se diseñan para convertir la energía del movimiento del viento
(energía cinética) en la energía mecánica mediante el movimiento de un eje. Luego en los
generadores de la turbina, esta energía mecánica se convierte en electricidad. La electricidad
generada se puede almacenar en baterías, o utilizar directamente.
Hay tres leyes físicas básicas que gobiernan la cantidad de energía aprovechable del viento. La
primera ley indica que la energía generada por la turbina es proporcional a la velocidad del
viento al cubo. La segunda ley indica que la energía disponible es directamente proporcional
al área barrida de las paletas. La energía es proporcional al cuadrado de la longitud de las
paletas. La tercera ley indica que existe una eficacia teórica máxima de los generadores eólicos
del 59%. En la práctica, la mayoría de las turbinas de viento son mucho menos eficientes que
esto, y se diseñan diversos tipos para obtener la máxima eficacia posible a diversas velocidades
del viento. Los mejores generadores eólicos tienen eficacias del 35% al 40%.
62
En la práctica las turbinas eólicas se diseñan para trabajar dentro de ciertas velocidades del
viento. El Gráfico 20 muestra una curva típica de un aerogenerador y las velocidades
características de operación de los aerogeneradores, la velocidad más baja, llamada velocidad
de corte inferior que es generalmente de 4 a 5 m/s, pues por debajo de esta velocidad no hay
suficiente energía como para superar las pérdidas del sistema. La velocidad de corte superior es
determinada por la capacidad de una máquina en particular de soportar fuertes vientos.
La velocidad nominal es la velocidad del viento a la cual una máquina particular alcanza su
máxima potencia nominal. Por arriba de esta velocidad, se puede contar con mecanismos que
mantengan la potencia de salida en un valor constante con el aumento de la velocidad del
viento. (Turbinas eólicas, https://www.textoscientificos.com/energia/turbinas.)
Gráfico 20 Curva típica de potencia de un generador eólico.
Componentes de un generador eólico
La Figura 27 muestra un esquema de los principales componentes de un aerogenerador. A
continuación, se describen someramente los componentes y sus funciones principales: La
góndola contiene los componentes clave del aerogenerador, incluyendo el multiplicador y el
generador eléctrico. El personal de servicio puede entrar en la góndola desde la torre de la
turbina. Dentro de la góndola se tiene el rotor del aerogenerador, es decir, las palas y el buje.
(Asociación danesa de la industria eólica,
http://www.windpower.org/es/tour/wtrb/comp/index.htm)
El buje del rotor está acoplado al eje de baja velocidad del aerogenerador.
Las palas del rotor capturan el viento y transmiten su potencia hacia el buje. En un
aerogenerador moderno de 1000 kW cada pala
El eje de baja velocidad del aerogenerador conecta el buje del rotor al multiplicador. En un
aerogenerador moderno de 600 kW el rotor gira bastante lentamente, de unas 19 a 30
revoluciones por minuto (r.p.m.). El eje contiene conductos del sistema hidráulico para permitir
el funcionamiento de los frenos aerodinámicos. Mide alrededor de 27 metros de longitud y su
diseño es muy parecido al del ala de un avión.
El multiplicador tiene a su izquierda el eje de baja velocidad. Permite que el eje de alta
velocidad que está a su derecha gire 50 veces más rápidamente que el eje de baja velocidad
0.00
1000.00
2000.00
3000.00
4000.00
5000.00
6000.00
7000.00
8000.00
9000.00
0 5 10 15 20 25 30
Po
ten
cia
(KW
)
VELOCIDAD VIENTO (m/s)
CURVA TIPICA DE POTENCIA
Potencia Potencia Nominal Velocidad Inicio Velocidad de corte
63
El generador eléctrico suele llamarse generador asíncrono o de inducción. En un aerogenerador
moderno la potencia máxima suele estar entre 500 y 3000 kilovatios (kW).
El mecanismo de orientación es activado por el controlador electrónico, que vigila la dirección
del viento utilizando la veleta. Normalmente, la turbina sólo se orientará unos pocos grados
cada vez, cuando el viento cambia de dirección
El controlador electrónico tiene un computador que continuamente monitoriza las condiciones
del aerogenerador y que controla el mecanismo de orientación. En caso de cualquier disfunción
(por ejemplo, un sobrecalentamiento en el multiplicador o en el generador), automáticamente
para el aerogenerador y llama al computador del operario encargado de la turbina a través de
un enlace telefónico mediante módem.
El sistema hidráulico es utilizado para restaurar los frenos aerodinámicos del aerogenerador.
La unidad de refrigeración contiene un ventilador eléctrico utilizado para enfriar el generador
eléctrico. Además, comprende una unidad de refrigeración del aceite empleada para enfriar el
aceite del multiplicador. Algunas turbinas tienen generadores enfriados por agua.
La torre del aerogenerador soporta la góndola y el rotor. Generalmente es una ventaja disponer
una torre alta, dado que la velocidad del viento aumenta conforme se aleja del nivel del suelo.
Una turbina típica moderna de 600 kW tendrá una torre de 50 a 80 metros (la altura de un
edificio de 17 a 27 plantas). Las torres pueden ser bien torres tubulares o torres de celosía. Las
torres tubulares son más seguras para el personal de mantenimiento de las turbinas, ya que
pueden usar una escalera interior para acceder a la parte superior de la turbina. La principal
ventaja de las torres de celosía es que son más baratas.
Anemómetro y veleta: se utilizan para medir la velocidad y la dirección del viento. Las señales
electrónicas del anemómetro son utilizadas por el controlador electrónico del aerogenerador
para conectar el aerogenerador cuando el viento alcanza aproximadamente 5 metros por
segundo. El computador parará el aerogenerador automáticamente si la velocidad del viento
excede de 25 metros por segundo, con el fin de proteger a la turbina y sus alrededores. Las
señales de la veleta son utilizadas por el controlador electrónico del aerogenerador para girar
al aerogenerador en contra del viento, utilizando el mecanismo de orientación.
Figura 27 Componentes de un generador eólico
Fuente: Wind Power Plants. ABB. 2011
64
Razones para elegir turbinas de gran tamaño
La Danish Wind Industry Association (DWIA) ha indicado un conjunto de razones que
justifican la elección de generadores de mayor tamaño. Entre ellas están:
1. “Existen economías de escala en las turbinas eólicas, es decir, las máquinas más grandes
son capaces de suministrar electricidad a un costo más bajo que las máquinas más
pequeñas. La razón es que los costos de las cimentaciones, la construcción de carreteras,
la conexión a la red eléctrica, además de otros componentes en la turbina (el sistema de
control electrónico, etc.), son más o menos independientes del tamaño de la máquina”.
2. “Las máquinas más grandes están particularmente bien adaptadas para la energía eólica
en el mar. Los costos de las cimentaciones no crecen en proporción con el tamaño de la
máquina, y los costos de mantenimiento son ampliamente independientes del tamaño de
la máquina”.
3. “En áreas en las que resulta difícil encontrar emplazamientos para más de una única
turbina, una gran turbina con una torre alta utiliza los recursos eólicos existentes de
manera más eficiente”.
Razones para seleccionar turbinas pequeñas.
La misma Danish Wind Industry Association (DWIA) también ha establecido criterios para
elegir generadores de pequeño tamaño, tales son
1. “La red eléctrica puede ser muy débil para manejar la electricidad generada en una
turbina grande. Este es el caso de áreas remotas de la red eléctrica con baja densidad
poblacional y poco consumo de electricidad en el área”.
2. “Hay menos fluctuación en la electricidad de salida de un parque eólico consistente de
un cierto número de pequeñas maquinas, dado que las fluctuaciones del viento ocurren
de manera aleatoria y por tanto tienden a cancelarse mutuamente”.
3. “El costo de utilizar grandes grúas y construir vías de acceso suficientemente fuertes para
soportar las cargas de los transportes de los componentes hacen que las pequeñas turbinas
sean más económicas en algunas áreas”.
4. “Varias máquinas pequeñas reparten el riesgo, en caso de una falla temporal de una
maquina; por ejemplo, por efecto de rayos”
5. “Consideraciones estéticas paisajísticas pueden en algunos casos dictar el uso de
máquinas más pequeñas. Sin embargo, las maquinas grandes usualmente poseen una
menor velocidad rotacional, lo cual significa que una maquina grande realmente no atrae
tanta la atención como varias pequeñas de mayor velocidad”.
6.6 Evolución del tamaño y potencia de los generadores eólicos.
Desde el año 1980 ha habido una evolución continua en el tamaño y potencia de los
aerogeneradores. Así, para el año 1985 el tamaño medio de los generadores era de 15 m con
potencia de unos pocos vatios. Esta evolución ha permitido alcanzar hoy día generadores con
tamaños superiores a 160 m y potencias superiores a 10 MW.
Esta tecnología ha conllevado a una reducción importante en los costos de generación
alcanzándose valores competitivos con cualquier otra fuente de energía, renovable o no y con
o sin subsidio por parte del estado.
65
Uno de los elementos importantes a considerar en el diseño de las turbinas es la relación entre
el tamaño del rotor y la potencia. Rotores más grandes capturan más energía del viento, pero
eso también significa mayores costos de construcción y un incremento en el tamaño de la masa
en el extremo del mástil (Sánchez de Lara García. 2013.) La Figura 28 muestra la relación
existente para turbinas construidas entre ambas variables.
Figura 28 Evolución de la potencia nominal de un generador eólico con respecto al diámetro
del rotor.
La Figura 29 muestra la evolucion del tamaño de las turbinas en el tiempo desde el año 1998
y su comparacion con el tamaño de grandes aeronaves en servico comercial, tal como el Airbus
380 con una envergadura de 80 m.
Figura 29 Evolución del tamaño de los generadores eólicos.
Fuente: GOOD ENERGIES ALLIANCE IRELAND (GEAI) .Wind.
https://goodenergiesalliance.com/6-2-wind/
6.7 Efecto orográfico
La orografía juega un importante rol en el posicionamiento de los aerogeneradores eólicos.
66
Una práctica común es colocar los aerogeneradores en la parte alta de las colinas de cara al
ambiente subyacente. En esas localizaciones la turbina tiene una exposición permanente a los
vientos independientemente de la dirección de estos. Además, se ha observado que en esos
sitios la velocidad del viento es mayor que en los otros sitios del entorno. Esto es debido a que
el aire es comprimido en la cara aguas arriba de la colina y de cara al viento y una vez que el
viento alcanza el tope se expande nuevamente en el lado viento abajo (barlovento) de la colina
donde la presión es menor. En la Figura 30 se indica esquemáticamente la variación de las
curvas de flujo de aire y como se acelera el viento.
La reducción en la presión estática es asociada con un incremento en la presión cinética de la
ecuación de Bernoulli y consecuentemente esto resulta en un incremento de la velocidad.
En la cara viento arriba (sotavento) de la colina el viento comienza a curvarse hacia arriba aun
antes de llegar a la cima dado que la presión incremental se extiende una cierta distancia viento
arriba.
Este es un efecto muy importante que puede incrementar notablemente la potencia de una
determinada planta con solo obtener una buena ubicación de las turbinas en el terreno, pero
además se puede obtener un incremento en el factor de planta al tener asociada una mayor
velocidad durante mayor tiempo. (Ragheb.. 2016. )
Figura 30 Efecto orográfico sobre la velocidad del viento.
Fuente: Taller Virtual de Meteorología y Clima. Departamentos de Física de la Tierra,
Astronomía y Astrofísica Facultad de Físicas de la Universidad Complutense de Madrid.
6.8 SEPARACIÓN ÓPTIMA ENTRE GENERADORES EÓLICOS
Cuando el viento circula a través de las aspas del generador se produce una turbulencia que se
extiende hacia el lado de barlovento de la turbina. Esta turbulencia produce cambios tanto en
la dirección como en la velocidad del viento, lo cual reduce la eficiencia de la transformación
y en consecuencia en el potencial de generación.
Para evitar estas reducciones, cuando se hace la distribución espacial de los generadores de una
planta eólica multi-turbina se establecen unos parámetros mínimos en cuanto a la separación
entre los generadores, esto incluye los generadores que se encuentran en una línea
perpendicular al viento como los generadores que se encuentra en una línea paralela a esa
67
dirección. Los valores recomendados van de 3 a 5 veces el diámetro del rotor para los
generadores que se encuentra en una línea perpendicular a la dirección del viento y de 5 a 9
veces el diámetro del rotor para los generadores que se encuentran en una línea paralela a la
dirección del viento. La Figura 31 muestra cómo sería la separación óptima recomendada en el
campo de los aerogeneradores.
Figura 31 Separación recomendada entre los generadores eólicos
Fuente:https://renewablepowersource.blogspot.com/2016/11/wind-farms-for-wind-
energy.html
Crespo y colaboradores (2010) utilizando modelos matemáticos de simulación de flujo de aire
alrededor de las turbinas llagan a la siguiente conclusión para recomendar la distancia entre
aeroturbinas: “si una máquina está suficientemente alejada de otra, el efecto de aquella sobre
ésta será poco o nada importante. Los efectos de la máquina se hacen sentir fundamentalmente
en la estela aguas abajo, en la dirección del viento incidente. El defecto de velocidad que genera
la máquina puede decaer a menos de un 10% de la velocidad inicial en distancias del orden de
unos 6 a 10 diámetros. Sin embargo, el decaimiento de la turbulencia es en distancias muchos
mayores. El efecto lateral de la estela, dirección perpendicular al viento, declina a valores
aceptables en distancias muy pequeñas, 1 a 3 diámetros, por lo que, en regiones donde la
dirección del viento es predominante las máquinas pueden colocarse bastante juntas. En
cualquier caso, los efectos de las estelas de distintas máquinas en un parque eólico se
superponen y para evaluar los efectos nocivos hay que hacer los cálculos para todo el rango de
velocidades y direcciones de viento incidentes”.
6.9 Potencial de energía eólica en Venezuela.
El potencial de energía eólica en una determinada región viene dado por las mediciones de
velocidad obtenidas en los diferentes centros de medición. El potencial de energía eólica como
una fuente global de electricidad se determina utilizando velocidades de viento obtenidas a
partir de una variedad de fuentes
Para Venezuela (Andressen y La Rosa, 2012), sobre la base de los registros históricos de estas
estaciones, se ha efectuado una evaluación preliminar de las potencialidades que presentan las
diferentes regiones del país para el aprovechamiento de la energía eólica. De esta manera, se
obtuvo la velocidad media del viento.
68
La Figura 32 presenta un resumen de la dirección prevaleciente del viento, la velocidad a 10
m. sobre el suelo, y, en función de la ecuación de Hellmann, la velocidad estimada a 25 m. y
40 m., y la correspondiente cantidad de potencia por unidad de área barrida por un rotor de
valor unitario (radio= 1); luego estos valores fueron ajustados de acuerdo al criterio de Betz.
Por lo tanto, los valores obtenidos deben ser considerados como índices de las potencias
estimadas
Figura 32 Dirección prevalente y velocidad media anual de viento a 10 m, a 25m y 40 m y
potencia estimada.
En el estudio se llega a las siguientes conclusiones:
Las posibilidades que presenta Venezuela para la implementación de proyectos de
aprovechamiento de la energía eólica, a gran escala, son moderadas; en vista de que el régimen
de vientos alisios, aunque es constante, sus velocidades son relativamente bajas. Sólo lugares
ubicados en algunos sectores del cinturón norte-costero (Nueva Esparta y La Guajira) y en la
región insular, presentan las mejores posibilidades. La península de Paraguaná y algunos
sectores de las cuencas medias de valles de gran extensión longitudinal presentan
potencialidades medianas. Los sectores de Barquisimeto y Maracaibo presentan
potencialidades bajas. Otros lugares, según la información meteorológica analizada (Tabla 1),
presentan potencialidades pequeñas, en los que se podrían implementar proyectos locales, a
pequeña escala, principalmente en el ámbito rural. Por último, el resto del país no tiene ningún
prospecto, ya que corresponde a regiones caracterizadas por vientos generalmente débiles o
muy débiles.
Contreras-Vielma y Vasil’evich Elistratov, 2016 concluyen: “Los resultados presentados
pueden ser tomados como consideraciones teóricas del potencial técnico de energía eólica en
el país, los cuales pueden ser considerados como un estudio preliminar como para formular
proyectos orientados a obtener energía eléctrica a partir de la energía eólica. Los resultados
muestran que hay muchos lugares que tienen un excelente potencial del recurso, sin embargo,
el mayor potencial energético de flujos de viento está a lo largo de la costa con valores que
exceden 5500 MWh/Km2, mayormente en los estados Falcón, Zulia. Sucre y Nueva Esparta”.
69
Gonzalez-Longart, Mendez y Villasana.2006, Utilizan dos conjuntos de datos para su
evaluación del potencial. El primero suministrado por NASA Earth Science Enterprise con
datos satelitales con 10 años de mediciones y resolución de 1o x 1o y el segundo conjunto
suministrado por el Servicio Meteorológico de la Fuerza Aérea de Venezuela. El estudio
concluye en que hay tres áreas con definitivo potencial de energía eólica, como son la península
de la Goajira en el estado Zulia, la península de Paraguaná en el estado Falcón y la isla de
Margarita. Se demuestra también que este potencial es apropiado para desarrollo energéticos
eólicos conectados a la red.
González-Longatt, Medina y Serrano González (2015): evaluaron el potencial eólico en
Venezuela utilizando una combinación eficiente de interpolación espacial y corrección
orográfica para mapeo de viento. La metodología utilizada en el trabajo usa una solución
computacional mediante combinación de un método Kriging geoespacial para interpolar la
velocidad horizontal del viento y una corrección orográfica para tomar en cuenta los cambios
de elevación del terreno. Las simulaciones resultadas incluyen velocidades medias
equivalentes y mapas de potencia eólica a alturas de 50, 80 y 120 m por encima del terreno
efectuados con una resolución de 15x15 Km. Los resultados muestran que los mayores recursos
están localizados en las zonas costeras de Venezuela con potencial de aplicaciones costa afuera.
Los resultados conseguidos, aunque preliminares aportan una evidencia positiva para
explotación costa afuera de potencia eólica. Los resultados también sugieren que hay
disponibles en el norte de Venezuela recursos eólicos para uso comercial (Utility Scale),
adicionalmente apuntan unas excelentes condiciones para producción eólica para aplicaciones
de pequeña escala, tanto conectado como sistemas aislados.
El atlas de recursos eólicos en Venezuela elaborado por (González-Longatt., Serrano
González., Burgos Payán y Riquelme Santos 2014) está basado en observaciones de viento
tomadas en estaciones meteorológicas de medición. Observaciones meteorológicas de 32
estaciones localizadas al norte de Venezuela fueron utilizadas para desarrollar tres mapas
regionales, Oeste, Central y Este. Se analizaron observaciones horarias de velocidad de viento
y dirección en cada anemómetro, medidos en el periodo 2005-2007 para definir la descripción
estadística del recurso eólico en el área estudiada.
Los resultados de las simulaciones incluyen dos mapas de recurso eólico obtenido a 80 m de
altura sobre el terreno: (i) un mapa tradicional de velocidad media para cada dirección y (ii) un
mapa de densidad de energía. Los resultados muestran que los mejores recursos se encuentran
ubicados en la región norte-costera de Venezuela. Figura 33.
Figura 33 Distribución regional de velocidades de viento en Venezuela
70
El MPPPEE (Flores, 2015) preparó recientemente un mapa de velocidades de viento a nivel
nacional a meso escala, con cuadricula de 4x4 km, obteniendo una velocidad media de 5 mps
a una altura de 80 m. El mapa se muestra en la Figura 34.
Se observa allí un gran potencial en la península de Paraguaná, la península de la Goajira y la
península de Araya, con velocidades superiores a 9 mps y un potencial intermedio en el estado
Falcón, el estado Zulia en las proximidades de Maracaibo, parte del estado Lara con
velocidades superiores a 8 mps. La región de los Llanos Centrales también presenta un
potencial, aunque no tan pronunciado, obteniéndose velocidades medias de 7,8 a 8 mps.
Figura 34 Mapa eólico a mesoesala de Venezuela
Fuente: Flores Freire, Fabian
Como se puede deducir del estudio de los reportes, y publicaciones referenciadas
anteriormente, existe un gran potencial de energía eólica en el país. Este potencial está
relativamente concentrado en las zonas norte-costeras, especialmente al oeste y al este. Se
puede clasificar de muy bueno con velocidades medias de unos 5 mps a 10 m de altura y
adicionalmente un potencial intermedio en toda la región de los Llanos Centrales con
velocidades medias superiores a 4 mps a 10 m de altura.
Esta condición permitiría un desarrollo de este tipo de energía renovable que conduciría a una
modificación sustancial en la matriz energética, un ahorro en la utilización de combustibles
fósiles, líquidos y gaseosos y un ahorro en emisiones no causadas de gases de efecto
invernadero como el CO2 y metano CH4
La NASA tiene una base de datos meteorológicos donde se muestran las principales variables
en una resolución de ½ºx½º que cubre desde el año 1981 hasta 2017 con los cuales se pueden
obtener y dibujar planos a diferentes escalas para determinar el potencial de energía eólica en
una determinada región de estudio. (NASA Surface meteorology and Solar Energy.)
Utilizando esta información se ha elaborado el plano mostrado en la Figura 35. Se observa que
existen variaciones importantes en las velocidades de viento a nivel nacional. Coincidiendo
con los estudios referidos anteriormente, el mayor potencial se encuentra en la región costera,
especialmente en la península de Araya, la península de Paraguaná, y el estado Falcón, la
71
península de la Goajira y el estado Zulia. Existe también un potencial moderado en algunas
regiones del estado Lara y en la región de los Llanos Centrales.
Figura 35 Mapa de distribución de velocidades de viento en Venezuela
6.10 Generación Eólica en Venezuela
A los efectos de esta trabajo es necesario dimensionar la generación eólica en cada uno de los
umbrales de control pero además se hace necesario disponer de una curva de incorporación de
la capacidad instalada que sea altamente factible de cumplir en función de las disponibilidades
de capital, de la evolución del SEN y del crecimiento de la demanda y de la incorporación de
nuevos elementos legales y de decisión, tales como las tarifas y los precios de la generación,
además de leyes y decretos relacionados con el cambio climático, la utilización de las energías
renovables variables y los compromisos nacionales relacionados con el Convenio de Paris COP
21.
Las plantas de generación eólica son altamente modulares donde las instalaciones son muy
similares y solo afectadas por la potencia instalada y ligeras fluctuaciones en las velocidades
del viento. La data analizada en el país, especialmente en aquellas áreas donde existe un
elevado potencial presentan fluctuaciones de velocidad con muy poca variación anual reflejada
en los coeficientes de variación anual de la velocidad lo cual indica que existe un gran factor
de utilización de estas ya que hay poco porcentaje de tiempo donde la velocidad cae por debajo
de las velocidades de enganche e igualmente hay poco porcentaje donde la velocidad excede
la velocidad de desenganche por exceso.
En el diseño de una planta de generación eólica es fundamental la selección de las turbinas a
colocar. Como se mostró anteriormente, ha habido una rápida evolución en el tamaño de los
generadores a nivel comercial y en la actualidad ya se están utilizando generadores a nivel
comercial que superan los 10 MW. ES posible que esta tendencia se mantenga en los próximos
años, pero tal vez condicionada por la disponibilidad de equipos y grúas de construcción para
el montaje de las turbinas.
72
También se demostró, como pequeñas variaciones en la altura y tamaño de los rotores inducen
importantes incrementos en el potencial de generación. Así, se podría espera turbinas eólicas
con potencias en el orden de 20 MW y diámetros mayores de 250 m. Además, el mayor tamaño
de los generadores conduce a menor uso de la tierra e importantes reducciones de costo.
Con estas consideraciones en mente, la estimación de la generación eólica se hará mediante el
predimensionamiento de una planta piloto con generadores eólicos de 7.5 MW con diámetro
del rotor de 126 m. (Enercom E126/7500). Esta turbina tiene una velocidad de enganche (cut-
in speed) de 5 mps y una velocidad de stop (cut-out speed) de 28,2 mps. El Gráfico 21 muestra
la curva de potencia de la turbina con indicación de las diferentes condiciones de operación.
Gráfico 21 Sectores de una curva típica de potencia de un generador solar.
Además de tener valores promedios de la velocidad es necesario disponer de una curva o datos
de la variación diaria del patrón de vientos para conocer la energía generada a lo largo del día
y su variabilidad con lo cual se determina cuanta energía y potencia proveniente de otras
fuentes es necesaria para cubrir la demanda.
La Tabla 13 muestra los valores medios mensuales además del valor medio anual de
velocidades de viento a 50 m de altura.
Tabla 13 Velocidades medias mensuales y promedio anual H=50 m (mps)
El Grafico 22 muestra para cada uno de los meses la variación horaria promedio
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
Po
ten
cia
(KW
)
Velocidad Viento (mps)
CURVA DE POTENCIA (Sectorizada)
Tramo 1 Tramo 2 Tramo 3 Tramo 4
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Promedio
4.91 4.84 4.18 3.86 4.42 9.88 9.05 8.13 5.86 4.16 4.38 4.95 5.72
73
Grafico 22 Variación horaria de la velocidad de viento por mes (mps)
La variación horaria de la velocidad es mostrada en el Grafico 23, donde se observa para cada
mes un corto rango de variación a lo largo del día.
Grafico 23 Variación horaria de velocidad de viento por mes (mps)
La variación de las velocidades se encuentra bastante concentrada en un rango bastante corto,
donde el 80% de los valores están entre una variabilidad registrada entre (3-6) y (7-10) mps
según se deduce del histograma de velocidades mostrado en el Grafico 24
Grafico 24 Histograma de rango de velocidades anuales (mps)
0
2
4
6
8
10
12
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
VEL
OC
IDA
D (
mp
s)
HORA
VELOCIDAD DE VIENTO H=50m(VARIACION HORARIA POR MES) ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
0
2
4
6
8
10
12
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
VEL
OC
IDA
D (
mp
s)
HORA
VELOCIDAD DE VIENTO H=50m(VARIACION HORARIA POR MES)
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
0
20
40
60
0 - 2 m/s3 - 6 m/s 7 - 10m/s
11 - 14m/s
15 - 18m/s
19 - 25m/s
11
55
25
8
0 0
%
RANGO DE VELOCIDAD
VELOCIDAD DE VIENTO H=50m% ANUAL POR RANGO
74
7 DEMANDAS ELECTRICIDAD
7.1 Importancia de la proyección
La planificación de un sistema de generación es parte de un problema más general de energía
y desarrollo económico. Su objetivo es determinar una estrategia de mínimo costo para la
expansión de largo plazo del sistema de generación, transmisión y distribución adecuado para
suplir la demanda proyectada dentro de un conjunto de restricciones técnicas, económicas y
políticas. (Covarrubias, 1979). A esta definición habría que añadir el concepto del desarrollo
sustentable, la incorporación de los ODS de la ONU y el cumplimiento de los compromisos
nacionales adquiridos en el marco de la firma del COP 21.
La planificación de la expansión de un sistema de generación es una de las más importantes
actividades en la toma de decisiones de sistemas eléctricos. Dentro de este proceso de
planificación, la predicción de la demanda de electricidad claramente es uno de los más
importantes componentes del análisis de un sistema de generación. El pronóstico típicamente
debe ser por potencia (KW), energía (KWh) y la variación de la demanda en intervalos de
tiempo dentro del año, tales como meses, o estaciones para todos los años del estudio.( Phupha,
Lantharthong y Rugthaicharoencheep, 2012)
La importancia del pronóstico de demanda de energía eléctrica se incrementa en la medida que
el cumplimiento de los objetivos trazados dependa lo menos posible del azar, disminuyendo
así la incertidumbre sobre los resultados de las decisiones tomadas. Por esto, es de vital
importancia conocer a priori el crecimiento de la demanda de energía eléctrica, de una manera
segura y confiable que se aproxime lo más cercanamente posible a la realidad. Para esto se
requiere de técnicas apropiadas que permitan realizar un buen pronóstico a corto, mediano y
largo plazo de la demanda; ya que de esto depende garantizar el suministro de la energía
eléctrica. (Ariza Ramírez, 2013)
7.2 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL PRONÓSTICO DE DEMANDA DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
La demanda de energía eléctrica está sujeta a alteraciones debido a un gran número de factores
los cuales inciden directamente en su proyección.
En la Figura 36 se hace un breve recuento de los factores que se deben tener en cuenta en la
proyección de demanda de energía eléctrica. (Gonen, 1986)
75
Figura 36 factores que influyen en el pronóstico de demanda de energía eléctrica
Fuente: GÖNEN, Turan. Electric Power Distribution System Engineering. McGraw-Hill,
1986
Factores geográficos. Las características de consumo de energía eléctrica varían de una zona
a otra según la temperatura, humedad y velocidad de viento, las cuales son distintas para cada
estación del año y zona geográfica donde se encuentre. Todos los factores climáticos afectan
la demanda de electricidad, pero, entre todos la temperatura es el más relevante debido a que
los consumidores tienen comportamientos diferentes dependiendo de esta variable, es decir, en
ciudades calurosas se incrementa el uso de aire acondicionado, ventiladores y refrigeradores
mientras que en ciudades frías existe una mayor utilización de calentadores de agua y
calefacción, incrementándose el consumo de electricidad en verano o invierno
respectivamente. En Venezuela el factor geográfico preponderante al tener poca variabilidad
climática, es la altitud condicionada por las características orográficas de la zona.
Clima. Como antes se ha mencionado los factores climáticos inciden en el comportamiento
de la demanda de electricidad. Venezuela es un país que se encuentra en el trópico por lo que
no desarrolla estaciones climáticas pronunciadas, pero su relieve diferentes pisos térmicos y
hace evidentes comportamientos climáticos que siguen el patrón de temperatura cuatri-
estacional del hemisferio norte.
Hábitos de consumo. Este factor abarca el comportamiento de la población en cuanto al
consumo de electricidad debido a la carencia de cultura de ahorro o consumo eficiente del
servicio, frecuencia de utilización de electrodomésticos, dispositivos de cómputo y
comunicación principalmente, también incluye las conductas adoptadas por los consumidores
en días festivos, laborales, fines de semana, fines de semana con festivos, semana santa o
vacaciones.
Utilización de terrenos. Este aspecto es importante pues se parte del hecho que al construirse
o utilizarse más terrenos entonces habrá un incremento de la demanda de electricidad, en este
factor se relacionan los datos de oferta y demanda del suelo para urbanizaciones, parques,
avenidas, centros comerciales entre otros y posteriormente se transforma en información de
76
demanda eléctrica, a través de curvas de carga características. Entre los métodos de pronóstico
de demanda de energía eléctrica se encuentra, un método que utiliza el uso de la tierra para
determinar la demanda futura de electricidad.
Planes municipales. El consumo de electricidad de una zona está influenciado por estos planes
pues en ellos se dispone de planes de ordenamiento urbano (POU), los planes de desarrollo
urbano local (PDUL) y los planes especiales (PE) son los instrumentos de planificación urbana
de los asentamientos humanos en el municipio, y en este sentido se nota la influencia que estos
tienen en el incremento del consumo de la energía eléctrica, esta relación fue descrita
anteriormente en el uso de terrenos, también influye la intervención gubernamental en la
ampliación del sistema eléctrico existente o creación de nuevas centrales generadoras.
Planes industriales. La electricidad es el recurso energético más utilizado por la industria en
comparación con las demás fuentes de energía como el carbón, el petróleo y sus derivados, etc.
Para muchos sectores industriales, la electricidad representa cerca o más del 50% del consumo
energético, por ende, el pronóstico de demanda de electricidad debe incluir el comportamiento
del sector industrial de una zona o región teniendo en cuenta la puesta en marcha de nuevas
plantas industriales y/o la expansión de las ya existentes.
Planes de desarrollo comunitario. Los planes de desarrollo comunitario son proyectos
originados en la comunidad en pro de la transformación y evolución socioeconómica de la
misma, desde esta plataforma se impulsan programas turísticos, creación de empresas,
fortalecimiento de infraestructura, entre otros y de allí nace la relación intrínseca con el
consumo de electricidad que dichos programas propiciarían.
Densidad de carga. Este parámetro indica cuánta es la carga por unidad de área. Es
frecuentemente útil para medir las necesidades eléctricas de un área determinada. Se puede
medir en KVA por metro cuadrado y se define como la carga instalada por unidad de área; el
término voltio-amperio por metro cuadrado es limitado a edificios comerciales o plantas
industriales. Conociendo la densidad de carga requerida y el área en estudio, se puede conocer
el valor de la carga demandada.
Crecimiento demográfico. En la medida en que aumenta la población, se incrementa el
número de consumidores de electricidad quienes requieren del uso de esta para sus
electrodomésticos y dispositivos electrónicos. Además, este crecimiento demográfico incide
en el aumento de fabricación de productos en general, para satisfacer la demanda de estos y en
esta misma relación se incrementa el consumo de energía eléctrica dado que ellos precisan
mayoritariamente del recurso en su proceso de elaboración.
Datos históricos. La información histórica es de vital importancia en la proyección de
demanda de electricidad pues con estos se pueden establecer patrones de consumo, analizar su
comportamiento año tras año y proyectarlo al futuro.
PIB / Nivel Socioeconómico. Existe una relación positiva entre PIB y el consumo de
electricidad, esta relación se debe no solamente a que el crecimiento del PIB induce a un
aumento en la demanda de electricidad, al incrementarse el equipamiento de los hogares,
aumentando la cantidad de artefactos de climatización, electrodomésticos, dispositivos
electrónicos y la frecuencia de utilización de los mismos.
77
El crecimiento económico implica un mayor nivel de producción industrial con el fin de
satisfacer la demanda de los consumidores de bienes o servicios. En este caso el “efecto
multiplicador” se refiere al hecho que la demanda de bienes o servicios por el sector eléctrico
a otros sectores impulsa a su vez la demanda de bienes y servicios por las empresas de estos
otros sectores.
Tarifas. En el país este es un elemento esencial en el cálculo de la demanda de energía eléctrica
y su proyección. En Venezuela al tener unas tarifas tan bajas no existe cultura de ahorro o
eficiencia de uso, siendo por tanto el uso bastante indiscriminado alcanzando valores
sumamente altos en comparación con los niveles de otros países con climas y condiciones de
vida similares.
7.3 CLASIFICACIÓN DE LOS MÉTODOS DE PRONÓSTICO DE DEMANDA DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
Horizonte de tiempo: Corto plazo, Mediano plazo, Largo plazo
Subestimar las demandas dentro del horizonte de planificación conlleva a la prestación de un
servicio deficitario siempre recurriendo a limitaciones, racionamientos y a una pobre calidad
del servicio. Una sobreestimación de la demanda acarrea costos de inversión sobreestimados
con pérdidas financieras y con un alto costo de la generación.
En Venezuela la opacidad de la información en cuanto a los diferentes parámetros descriptivos
del sistema SEN, la alta tasa de indisponibilidad de las plantas de generación, los frecuentes
racionamientos aleatorios y el monto de las pérdidas técnicas y no técnicas, dificulta el proceso
de proyección de las demandas a largo plazo. Igualmente, es insuficiente la información de
otros componentes necesarios para tales proyecciones como son la producción de petróleo, los
volúmenes de exportación, el estado de las refinerías, la disponibilidad de gas para uso en las
plantas termoeléctricas, y el grado de avance y producción de los nuevos desarrollos gasíferos,
y el volumen de gas quemado.
Otro elemento condicionante de las proyecciones y componente importante de consideración
de las demandas de electricidad, lo constituye el PIB nacional. Durante los últimos años el PIB
ha sufrido importantes fluctuaciones sin que se haya afectado apreciablemente la demanda.
Adicionalmente, los últimos valores reportados por el BCV presentan valores negativos y
significativos de este parámetro indicando una recesión continuada y profunda, lo cual dificulta
establecer criterios de proyección a largo plazo, e introduciendo variabilidad excesiva e
incertidumbre en las proyecciones.
El FMI en su Informe de 2017 planteaba la siguiente hipótesis para Venezuela: “continuará
sumida en una profunda crisis económica que avanza en hiperinflación y cuyas principales
causas son el cuantioso déficit fiscal que ha sido monetizado, las enormes distorsiones
económicas y una fuerte restricción de la disponibilidad de importaciones de bienes
intermedios. Para 2017 se proyecta una marcada contracción económica y se prevé que la
inflación continúe acelerándose”.
Esta informacion es aun mas contundente en el FMI, “Perspectivas de la economía mundial”
(FMI, 2018), donde se proyecta para Venezuela las siguientes tasas de crecimiento según se
observa en la Tabla 14.
78
AÑO 2017 2018 2019
TASA
CRECIMIENTO
-14% -15% -6%
Tabla 14 FMI. Proyecciones tasa de crecimiento PIB en Venezuela.
Igualmente, Ecoanalitica (2018) llega a la siguiente conclusión: “Tras haber culminado el
segundo trimestre de 2018, Venezuela continúa atrapada en la peor debacle económica de su
historia. A medida que la hiperinflación arrecia y la caída en la producción petrolera continúa
a su ritmo, el poder de compra de los salarios se reduce, los hogares encuentran mayores
motivos para emigrar y la oferta de capital humano cae. Al mismo tiempo, la ausencia de todo
plan de ajuste macroeconómico provoca un deterioro continuado de expectativas que refuerza
la espiral de precios, eleva la incertidumbre en torno a una futura recuperación del PIB,
causando una contracción mayor de la inversión y el consumo”.
En la mayoría de los países existe una gran correlación o elasticidad de las demandas
relacionadas con los precios de la electricidad, siendo este un factor preponderante en las
proyecciones de la demanda a largo plazo, sin embargo, debido las deformaciones introducidas
en la demanda por efecto de los elevados subsidios al consumo eléctrico, los niveles de
demanda se mantienen elevados e invariantes en relación a las variaciones de tarifas
introducidas, las cuales son inmediatamente contrarrestadas por el efecto de la elevada
inflación que se presenta en la economía en los últimos años
La percepción que un modelo complejo con datos de entrada extensos produce resultados más
precisos puede no ser siempre verdadera. Modelos simples a veces pueden producir resultados
tan precisos como técnicas más complicadas (Armstrong, 2001). Koomey (2002) señala que
los modeladores de la demanda de energía deben preguntar si la herramienta de modelado es
conducir o apoyar el proceso de desarrollo de un escenario coherente y crédito para hacer frente
a las incertidumbres. (Bhattacharyya y Timilsina.2009)
7.4 Algunas proyecciones de demanda.
1. PDSEN. Plan de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional. 2013-2019 (CORPOELEC,
2013)
“Las estimaciones anuales de demanda para el sector eléctrico nacional corresponden al
consumo de energía neta y potencia máxima conectada al SEN”.
“La metodología utilizada fue la extrapolación, mediante la estimación de la tendencia natural
de las series históricas. Una vez obtenida la estimación de la tendencia natural, a la misma se
le adicionó el efecto de las nuevas estrategias de uso racional y eficiente de la energía y la carga
asociada a proyectos de desarrollo”.
“Los escenarios resultantes de los pronósticos definen por consideración de diferentes premisas
macroeconómicas en cada uno y variación en la temporalidad de entrada y magnitud de la carga
asociada a los proyectos de desarrollo, además del impacto en el consumo de las políticas de
uso racional y eficiente de la energía eléctrica (UREE)”.
Los escenarios de estimación fueron:
79
Escenario I Tendencial: Se estableció en función de la tendencia secular registrada en
Venezuela y está atado al crecimiento poblacional (1.2% crecimiento promedio
interanual). Se toman en cuenta todos los proyectos asociados a los planes de desarrollo,
pero desplazando la entrada en servicio de dichos proyectos, con la excepción de la carga
incremental originada por los proyectos del sector petrolero, en los cuales se consideró
que dicha carga será satisfecha por el propio sector petrolero.
Escenario II Deseable: Este escenario se caracteriza por una recuperación de la
economía en los primeros años y un crecimiento sostenido para los años subsiguientes
(3% crecimiento promedio interanual), bajo el supuesto de que la ejecución del plan de
desarrollo de la nación tendrá un efecto multiplicador mayor sobre la economía.
Escenario III Tendencial, racionalizado: Este escenario se formula partiendo de las
premisas definidas en el escenario I, donde además de las estrategias de uso racional y
eficiente, se adiciona el impacto de las nuevas estrategias de gestión de la demanda y
UREE, definida con anterioridad.
Escenario IV Deseable, racionalizado: Este escenario se formula partiendo de las
premisas definidas en el escenario II, pero donde se adiciona el impacto de las nuevas
estrategias de gestión de la demanda y UREE definidas con anterioridad.
En las Figura 37 se presentan los pronósticos de energía y potencia, respectivamente, para el
período 2013-2019, considerando los cuatro escenarios mencionados.
Figura 37 Escenarios de energía eléctrica y potencia máxima del SEN
Los valores que se alcanzan en el 2019 de la potencia máxima del SEN oscilarán entre 22.496
y 30.852 MW, con una tasa de crecimiento interanual promedio del período que oscila entre
3,4% y 7,6% respectivamente. En energía los valores alcanzan los 170.004 y 222.478 GWh,
con una tasa de crecimiento interanual promedio entre 4,3 y 7,9%, respectivamente.
La desviación de los valores registrados de Demanda y Energía total del SEN durante los años
2012 y 2013, con respecto a los valores pronosticados fue causada principalmente por el
comportamiento de la Región de Guayana, la cual representa aproximadamente el 15% del
consumo nacional, dado que no se alcanzaron los incrementos esperados en los planes de
recuperación que se establecieron, especialmente para los proyectos de las empresas básicas
(Aluminio, Hierro y Acero). Sin embargo, se prevé incorporar y mantener dichos proyectos en
la tendencia a largo plazo, que no debe ser afectada por los eventos coyunturales sucedidos en
el corto plazo. En este sentido, se mantienen como válidos los escenarios y pronósticos de
Demanda y Energía para el horizonte reportado por el PDSEN.
80
2. Estudio sobre el balance de energía en Venezuela y oportunidades de generación
eléctrica 2013-2018 (Mazzei Borboa, 2013)
Realiza varios escenarios de proyección de la demanda, tomando en consideración las
anomalías que se han presentado en las series de generación y potencia en el SEN producto de
la alta indisponibilidad de los equipos, la escasez de combustibles, los racionamientos y la
semiparalización de las industrias básicas de Guayana producto de las limitaciones en el parque
generador.
Hace una serie de consideraciones y calcula la llamada demanda ideal donde incorpora los
criterios de corrección a las series.
Se obtiene así una serie intermedia entre los escenarios Bajo PDSEN y Alto PDSEN. La
comparación de las tasas de crecimiento con las tasas obtenidas en los escenarios “real” e
“ideal” se muestran en la Tabla 15 y la variación temporal de la demanda de energía hasta el
año están en la Figura 38
Escenario Bajo
PDSEN
Escenario Alto
PDSEN
Escenario Real Escenario Ideal
3.7% 5.1% 2.8% 3.9%
Tabla 15 Tasa de Crecimiento de la demanda de electricidad según escenario.
Figura 38 Escenarios de demanda de energía (2013-2020)
3. Venezuela: Prospectiva Demanda de Energía (2011 – 2040) (Hernández. 2013)
El propósito de este trabajo es pronosticar la demanda energética en Venezuela para el periodo
2011–2040, utilizando data histórica, índices mundiales, proyectos anunciados o posibles y la
experiencia del autor, que en su conjunto están incorporados en una hoja de cálculo electrónico.
Se expone en el mismo, que de acuerdo con la experiencia internacional las metodologías de
pronóstico de demanda de largo plazo más utilizadas corresponden a las siguientes categorías:
proyecciones de series de tiempo y econométricas, análisis de uso final, enfoques de dinámica
81
de sistemas, enfoques combinados y análisis de escenarios. Cada enfoque refleja una cierta
visión revelada en supuestos y permite estimar consumos multi-energéticos de largo plazo.
En este contexto, el modelo seleccionado es de carácter híbrido, basado en un enfoque sectorial
que combina un análisis econométrico cuando las tendencias parecen robustas para el sector y
opinión experta y análisis de uso final cuando se esperan cambios en estas tendencias.
La generación eléctrica pasa, en el Caso Base, de 104 TWH en el 2005 a 186 TWH en el 2040.
Es decir, un crecimiento neto de 82 TWH, equivalente a un crecimiento interanual del 1.67 %.
Estos valores para el Caso 15% son de 54 TWH y 1.2 %, respectivamente. La Figura 39 muestra
los valores obtenidos para cada escenario y distribuido según tipo de fuente primaria para la
generación. En ambos escenarios la generación térmica solo representa el 10% en un caso y
12% en el otro caso.
Figura 39 Venezuela. Generación de electricidad (caso base y caso 15%)
7.5 Estimación de las demandas.
Como se ha podido observar existen estudios de estimaciones de las demandas de electricidad
bajo diferentes hipótesis de crecimiento y bajo diferente hipótesis de variables de tipo socio
económico como son el crecimiento poblacional, el desarrollo económico de la nación reflejado
en las variaciones del PIB, sea PIB petrolero y PIB no petrolero, diferentes niveles de ingreso
y sobre todo diferentes distribuciones del origen de esa demanda caracterizado por la
distribución porcentual de los diferentes tipos y usos, como pueden ser usuarios residenciales,
comerciales, industria, industrias básicas, comercio, usuarios gubernamentales, transporte,
acueductos , industria petrolera, y otros usos.
Desde que comenzó la crisis eléctrica ha habido una notable variación en muchos de esos
índices, desvirtuando la homogeneidad de esas series al estar intervenidas artificialmente,
mediante el establecimiento de racionamientos prolongados, planificados o no, sin que estén
debidamente documentados, deformando la discontinuidad y variabilidad de tales valores.
Merece la pena destacar lo que ha venido ocurriendo con las industrias básicas de Guayana.
Estas industrias grandes consumidoras de energía eléctrica por sus procesos característicos
82
consumían alrededor del 30% de toda la electricidad generada en las centrales del Bajo Caroní.
Desde que comenzó la crisis una de las maneras con que se ha sobrellavado el déficit en la
generación ha sido someter a un fuerte racionamiento a estas industrias, reduciéndose
sustantivamente el consumo a valores muy inferiores a sus demandas reales con lo cual la
producción se ha visto mermada considerablemente. Lamentablemente no existe información
fehaciente que permita discriminar el volumen y duración de estos racionamientos.
Igualmente ha ocurrido con suscriptores industriales y comerciales a los que se ha sometido a
fuertes y continuos racionamientos obligando en muchos casos a un proceso de autogeneración
para suplir las demandas puntuales.
A nivel de consumidores residenciales también se han establecido racionamientos a escala
nacional que han podido alcanzar hasta ocho horas diarias durante los periodos de sequía y
descenso acentuado en los niveles de las centrales hidroeléctricas.
Como se ha podido observar existen versiones muy diferentes en cuanto a las proyecciones de
la demanda de electricidad en el país dependiendo de los métodos, hipótesis de cálculo y
métodos de estimación. Adicionalmente, la opacidad en manejo de los datos referentes a la
generación, la potencia instalada y disponible además de los valores reales de los
racionamientos impuestos en el SEN hacen complicado establecer proyecciones con cierto
grado de confiabilidad.
Existen datos históricos de la demanda y generación, previos a la crisis que presentan suficiente
confiabilidad y consistencia por lo cual se utilizarán para el cálculo de la demanda a ser
utilizado en los diferentes escenarios de integración de una futura matriz de generación
eléctrica.
Una serie que se considera confiable corresponde a la publicada por BP (2017) y que abarca el
periodo histórico de generación eléctrica desde el año 1985 hasta el año 2015.
El Gráfico 25 muestra la curva de crecimiento de la demanda, así como la curva de tendencia
en ese periodo. Como se puede observar existe una marcada tendencia lineal de crecimiento
como lo indica la curva de tendencia y el valor del coeficiente R2=0.978.
El análisis de la data allí presentada arroja un crecimiento para el periodo de 2.7% anual, con
fluctuaciones a lo largo del registro de 40 años, indicando bastante estabilidad. El periodo de
mayor crecimiento continuo corresponde a los años 2003-2009 donde alcanzo un crecimiento
anual del 5.6%
83
Gráfico 25 Venezuela. Generación de electricidad 1985-2015.
Fuente: Datos BP Statistical Review of World Energy June 2019
En este trabajo se utilizarán a los efectos del dimensionamiento de la matriz propuesta los
valores de crecimiento de la demanda bajo los escenarios de crecimiento de 3% y 4%. El
Gráfico 26 presenta la proyección histórica de la demanda de manera lineal además de
proyecciones lineales del 2%, 3% y 4%.
Gráfico 26 Proyección lineal de demandas de electricidad.
La proyección de 2% queda ligeramente por debajo de la proyección de los datos de la serie
histórica. Como se vio anteriormente, el crecimiento histórico sostenido es de 2.6%. En las
condiciones actuales existe incertidumbre en cuanto al futuro comportamiento de la demanda.
En los dos últimos años la tendencia de crecimiento de la demanda ha sido negativa puesto que
el país ha entrado en una época de recesión sostenida. No se vislumbra en qué momento podría
revertirse esta situación y comenzar nuevamente una etapa de crecimiento económico con lo
cual se incrementaría nuevamente la demanda, especialmente de aquellos sectores ahora muy
deprimidos como son las demandas de las industrias básicas de Guayana, la demanda de
y = 2.8926x - 5696.1R² = 0.9768
-
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020
Gen
erac
ión
(TW
h)
VENEZUELA. Generación de Electricidad.1985-2015
-
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050
Gen
erac
ión
(TW
h)
VENEZUELA. Generación de Electricidad.2015-2040
2% 3% 4%
84
diversos sectores industriales a lo largo del país y la demanda de tipo comercial que ha visto
mermada, la demanda producto de la caída del PIB y del fuerte racionamiento a que ha estado
sometido el sector donde se han impuesto limitaciones al horario de los servicios de centros
comerciales.
Aun suponiendo que se quisiera incorporar un drástico cambio de rumbo en las condiciones
económicas del país y se quisiera programar un acelerado crecimiento de corto y mediano
plazo, dadas las condiciones en que se encuentra el SEN tampoco es posible tal opción puesto
que no se dispone de suficiente energía y potencia para suplir tales exigencias a corto plazo.
Bajo esas consideraciones, a los efectos de la conformación de una futura matriz energética
para los próximos 20 años se trabajará con los escenarios de crecimiento de 3% y 4%.
En el anexo se muestran las tablas de crecimiento con demostración de los valores anuales de
la demanda partiendo de un valor estimado de potencia máxima de 18.000 MW y de 127.6
TWh/año según las cifras de BP (BP 2017).
La Tabla 16 muestra el resumen de las demandas para el año 2040, horizonte de planificación
de este trabajo.
Tabla 16 Resumen de las demandas de energía y potencia para el año 2040 según porcentaje
de crecimiento
El Gráfico 27 muestra la comparación de las demandas estimadas a los efectos de este estudio
con las proyecciones de las demandas presentadas como referencia. Además de las diferencias
obtenidas en las proyecciones, lo cual es normal dado que las mismas están basadas en
diferentes hipótesis, las fuertes contracciones económicas ocurridas en el país, lo cual se
manifiesta en una recesión continuada y los racionamientos impuestos en el servicio eléctrico;
en este aspecto la paralización casi total de las industrias básicas de Guayana especialmente los
rubros hierro, acero y aluminio, hacen que los valores se encuentren en un mismo rango pero
con un diferimiento de varios años.
La diferencia entre las proyecciones de demanda PDSEN 2004 y Mazzei 2013 que corresponde
aproximadamente a 200 TWh con las condiciones actuales es de cerca de 127 TWh es de 73
TWh, diferencia que puede ser imputado a las condiciones mencionadas anteriormente.
Crecimiento
% 2013 2040 2013 2040
2% 127.6 196.51 18000 27360.00
3% 127.6 230.96 18000 31500.00
4% 127.6 265.41 18000 36000.00
ENERGIA (TWh) POTENCIA (MW)
PROYECCION DE DEMANDAS
85
Gráfico 27 Comparación de las proyecciones de la demanda de electricidad.
8 Nueva Matriz Eléctrica
La demanda mundial de energía ha seguido aumentando, propulsada fundamentalmente por los
países en desarrollo de mayor tamaño. Sin embargo, el panorama energético mundial sigue
dominado por los combustibles fósiles. Uno de los principales interrogantes que plantea esta
situación es cómo sustituir la actual matriz energética por fuentes de energía más sostenibles y
renovables. (ONU, 2010)
Según567 (Straschnoy, Lamas, y Klas 2010) “El desafío que tiene la humanidad por delante
consiste en lograr un modelo de desarrollo sustentable y, para ello, en el campo energético,
será necesario reconocer la insostenibilidad del modelo actual basado en una matriz energética
hidrocarburo dependiente, colocar a las energías renovables en un primer plano tanto en el
corto como el mediano plazo, a la vez que apostar a una cultura del ahorro y de eficiencia
energética a través de la educación y participación de la sociedad en su conjunto tendientes a
buscar un consenso respecto de la producción, uso y consumo de la energía en forma
responsable”
El reconocimiento de los efectos ambientales dañinos de la excesiva dependencia de los
combustibles fósiles, junto con la preocupación cada vez mayor por la disponibilidad de
algunos combustibles de este tipo y su capacidad de hacer frente a la creciente demanda de
energía a nivel mundial, ha puesto de relieve la necesidad de una combinación más amplia de
fuentes de energías menos contaminantes.
Hay múltiples factores que inciden en la evolución de la combinación de fuentes de energía, la
mayoría de ellos relacionados con la disponibilidad de recursos, el costo de producción, los
beneficios (y costos) ambientales, la seguridad energética y los cambios tecnológicos.
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045
DEm
and
a (T
Wh
)
COMPARACION DE PROYECCIONES DE DEMANDA
PDSEN Tend.
PDSEN Deseable
PDSEN Tend.Rac
PDSEN Deseable
Mazzei
N. Hernandez Base
N.Hernadez 15%
Actual 2014
Actual 2015
Actual 2016
Propio 3%
Propio 4%
86
No existe una clara definición de matriz eléctrica por lo que, a los efectos de este trabajo, se
definirá “la matriz eléctrica como aquella combinación de diferentes fuentes de energía que
permite satisfacer las demandas de energía eléctrica de una zona, región o país en un momento
dado”. Esta definición es más restringida que la definición de matriz energética la cual incluye
otros usos de la energía no contemplados en la generación de electricidad.
Una matriz de generación eléctrica debe estar acorde con el Objetivo No. 7 de los ODS que
reza: “Objetivo 7. Garantizar el acceso a una energía asequible, segura y sostenible”.
Dentro de las metas propuestas en este Objetivo se encuentran las siguientes:
Para 2030, garantizar el acceso universal a servicios de energía asequibles, confiables
y modernos.
Para 2030, aumentar sustancialmente el porcentaje de la energía renovable en el
conjunto de fuentes de energía.
Para 2030, duplicar la tasa mundial de mejora de la eficiencia energética.
A la hora de seleccionar los combustibles energéticos y las tecnologías conexas para la
producción, suministro y utilización de los servicios relacionados con la energía, resulta
fundamental tener en cuenta las consecuencias económicas, sociales y ambientales. Los
encargados de la adopción de políticas necesitan métodos para medir y evaluar los efectos
actuales y futuros del uso de la energía sobre la salud humana, la sociedad, el aire, el suelo y el
agua. Han de determinar si la utilización actual de la energía es sostenible y, en caso contrario,
cómo cambiarla para que lo sea. (Organismo Internacional de Energía Atómica, 2008)
8.1 La Matriz Propuesta.
Como se indicó, la matriz de generación eléctrica es la combinación de las fuentes de energía
para suplir las demandas de electricidad que requiere una zona, una región o un país. Para
integrar una posible futura matriz eléctrica en el país se hará uso de fuentes de energía cuya
tecnología esté totalmente probada comercialmente y que pueda ser integrada dentro del SEN
de manera que su incorporación tenga un efecto relevante dentro de la operatividad del sistema.
En tal contexto, se utilizará entre otras, la energía hidroeléctrica la cual presenta elevado
potencial de desarrollo en el país, donde ya existe una amplia infraestructura en operación, sin
emisiones de CO2 y de bajo costo como son las centrales del Bajo Caroní. El inventario
nacional del potencial hidroeléctrico (MARNR.1985) demostró que existe un gran potencial
de desarrollo de este tipo de energía diseminado a todo lo largo del país aun cuando existe una
alta concentración en las regiones al sur del rio Orinoco.
Igualmente se utilizará la energía termoeléctrica proveniente de las plantas que se encuentran
operativas que hacen uso de combustibles de origen fósil como son el gas natural, el diésel y
fuel oíl. Muchas de estas plantas se encuentran fuera de servicio por diversas razones, pero a
corto plazo podrían ser incorporadas mediante un programa acelerado de mantenimiento y
recuperación mayor. Adicionalmente, muchas de estas plantas pueden ser convertidas de
manera que utilicen gas natural como combustibles en lugar de diésel y fuel oíl, los cuales en
la actualidad deben ser importados por limitaciones en la capacidad local de refinación y por
la merma ocurrida en la producción petrolera.
87
Entre otras fuentes de energías renovables se promoverá un uso intensivo de energías
renovables como la eólica y la solar. Se demostró que el país posee un elevado grado de
potencial de generación de energía eléctrica proveniente de estas fuentes a lo largo de todo el
país. En tal caso se propenderá a que las plantas propuestas estén próximas a las subestaciones
del sistema eléctrico de forma que se reduzcan las pérdidas técnicas por conducción y de
abaratar los costos de las líneas de transmisión.
En la integración de la matriz propuesta no se hará usos de otras energías renovables tales como
la biomasa ya que su desarrollo contempla la utilización de grandes extensiones de tierra
cultivables, además requiere de la utilización de volúmenes importantes de agua para riego y
finalmente, es competitiva con la producción de productos agrícolas. Tampoco se incluirá la
energía mareomotriz ya que en Venezuela las mareas son de poca variación de niveles con un
uso muy restringido con escaso potencial de generación. Igualmente ocurre con la energía
geotérmica con un recurso muy concentrado en la región nororiental con bajo potencial de
aprovechamiento.
En forma resumida, los criterios a utilizar en la conformación de la matriz eléctrica serán los
siguientes:
Criterio 1: Viabilidad tecnológica y comercial comprobada
Criterio 2: Capacidad de integración al sistema comprobada
Criterio 3 Uso de fuentes energéticas renovables inventariadas, tanto como sea
posible
Criterio 4 máximo aprovechamiento de la infraestructura disponible.
Criterio 5 uso de combustibles fósiles menos contaminante
Criterio 6 equipamientos capaces de transformarse al uso de combustibles fósiles
menos contaminantes.
Criterio 7 diversidad de fuentes primarias.
Criterio 8 reducción distancias a ser recorridas por los sistemas trasmisión.
Igualmente, se aplicarán algunos criterios restrictivos en la conformación de la matriz
eléctrica, tales como:
Criterios restrictivos
Evitar uso de biomasa.
Evitar uso de energía mareomotriz
Descartar uso de energía geotérmica
88
8.2 Los escenarios de contenido de energías renovables.
Para la definición de la matriz de generación eléctrica se considerarán tres escenarios de
contenido de energías renovables, tales como la solar y eólica, además de la incorporación de
nuevas plantas hidroeléctricas. El ritmo de incorporación de cada fuente de energía se ha
estimado de una manera que sea plausible de cumplir dentro de las limitaciones legales,
tecnológicas y económicas de cada fuente.
Se considera que se mantiene durante todo el periodo la generación proveniente de las plantas
hidroeléctricas del Bajo Caroní, así como las otras plantas hidroeléctricas actualmente
construidas. En cuanto a las plantas termoeléctricas se establece la hipótesis de que en todo
momento ellas suplirán la cantidad de energía necesaria para completar la demanda no cubierta
por las otras fuentes, por tanto, la energía y potencia aportada por este tipo de generación será
variable en el tiempo sin una rata de incorporación predeterminada. Allí estarán incluidas las
plantas actuales en operación y los proyectos actuales en construcción o en fase adelantada de
diseño.
A tal efecto, para cada tasa de crecimiento de la demanda considerada, se definirán tres
escenarios de participación de energías renovables denominados:
Escenario de Baja participación
Escenario de Mediana participación
Escenario de Alta participación
La Tabla 17 y la Tabla 18 muestran las ratas de incorporaciones anuales de los diferentes tipos
de energía para los periodos considerados para cubrir exitosamente la demanda solicitada por
el sistema. Estas tasas de incorporación obedecen a consideraciones de orden práctico en el
entendido que son valores físicamente factibles de incorporación dentro de las condiciones
prevalecientes en el país y que podrían modificarse drásticamente si se adoptaran políticas
tendentes a favorecer el uso de las energías renovables.
Tabla 17 Incorporación de las diferentes fuentes de energía según los escenarios de
participación. 3% crecimiento
Tabla 18 Incorporación de las diferentes fuentes de energía según los escenarios de
participación. 4% crecimiento
ESCENARIO
TIPO 2020-2030 2031-2040 2020-2030 2031-2040 2020-2030 2031-2040
HIDRO 0 0 0 0 0 0
NVA HIDRO 200 200 200 200 200 200
SOLAR 100 200 300 500 400 600
EOLICA 100 200 300 500 400 600
TÉRMICA Variable Variable Variable Variable Variable Variable
BAJA PARTICIPACIÓN MEDIANA PARTICIPACIÓN ALTA PARTICIPACIÓN
TASA CRECIMIENTO=3%
ESCENARIO
TIPO 2020-2030 2031-2040 2020-2030 2031-2040 2020-2030 2031-2040
HIDRO 0 0 0 0 0 0
NVA HIDRO 200 200 200 200 200 200
SOLAR 100 200 300 500 400 600
EOLICA 100 200 300 500 400 600
TÉRMICA Variable Variable Variable Variable Variable Variable
TASA CRECIMIENTO=4%
BAJA PARTICIPACIÓN MEDIANA PARTICIPACIÓN ALTA PARTICIPACIÓN
89
8.3 Base e hipótesis de cálculo.
1. Partiendo de varias hipótesis de calculo que se mencionan a continuación, la demanda
para cada año se estimó con base a dos tasas de crecimiento de 3% y 4% y de los
registros históricos y considerando una demanda máxima de Pmax=18.000 MW para
el año 2015.
2. Suponiendo conocida la forma de la curva de demanda diaria, se estimó una demanda
de potencia media diaria igual a Pm=Kp*Pmax, siendo Kp<1, se ha supuesto Kp=0.7
constante para toda la serie.
3. A partir de allí se ha calculado el consumo medio diario de energía Em=Kp*Pmax*24
4. Sobre la base del consumo medio diario se ha estimado el consumo medio anual:
E=Em*365
5. La potencia calculada en el paso 1 corresponde a la potencia máxima operativa en el
momento de mayor demanda; sin embargo, la potencia real instalada debe ser mayor
que ese valor. Es decir, Pinst=Pmax/Fp. En el estudio se ha estimado Fp=0.6
6. Para cada año, la potencia a suplir debe ser 𝑃𝑖 = ∑𝑃𝑖𝑗, donde i corresponde al año de
la estimación y j es un subíndice entre 1 y 5 correspondiente a cada tipo de fuente de
energía considerada.
7. La ecuación anterior puede ser reescrita de la siguiente forma:
Pi=Ph + Pnh +Ps +Pe + Pt
Donde Ph= potencia hidráulica actual, Pnh= Potencia hidráulica nueva, Ps= potencia
solar, Pe potencia eólica y Pt= potencia térmica.
8. En la ecuación anterior, todos los términos son conocidos excepto la potencia térmica
Pt que deberá ser calculada para suplir la demanda no cubierta por la sumatoria de las
fuentes consideradas.
9. El siguiente paso consiste en la determinación de la energía aportada por cada tipo de
fuente de generación. Para ello es preciso determinar la forma de operación y encaje de
la energía en el sistema. Si se supone que la energía hidráulica trabaja siempre en base
con lo cual operará el total de horas en el año. Las estimaciones del aporte de energía
solar corresponden al número de horas pico diarias igual a 6, equivalentes a 2.190 horas
anuales. En número de horas de operación de la energía eólica se estima en 10 horas
por día, equivalentes a 3.650 horas por año y para la energía térmica se estima 12 horas
de operación correspondientes a 4.380 horas considerando que bajo las hipótesis de
operación del sistema, su operación cubrirá las carencias de generación de los otros
tipos de fuente.
10. Emisiones CO2. A continuación, se calculan las emisiones de CO2 equivalentes
generada por cada tipo de tecnología de generación. Para ello se determina el potencial
de emisión de cada fuente como función de la energía generada en KWh. El total de
emisiones es la sumatoria de las emisiones de cada una de las fuentes. Es necesario
disponer de los coeficientes de emisión de cada fuente. Para ello se han utilizado los
coeficientes que presenta la IEA para cada fuente, los cuales son: Hidro=30 gr
CO2/KWh, Nuevas Hidro =30 gr CO2/KWh, solar= 48 gr CO2/KWh, eólica=15 gr
CO2/KWh, térmica =500 gr CO2/KWh. El coeficiente de emisión de las fuentes
térmicas ha sido adaptado del Informe de Gestión de CORPOELEC, el cual reporta 650
gr CO2/KWh pero se ha modificado estimando que se ira sustituyendo progresivamente
el uso de combustibles líquidos por gas natural el cual tiene un coeficiente bastante
menor.
11. Costos. Los costos de generación están integrados por la sumatoria de los costos de
generación para cada una de las fuentes. 𝐶𝑖 = ∑𝐶𝑖𝑗 . donde i corresponde al año de la
90
estimación y j es un subíndice entre 1 y 5 correspondiente a cada tipo de fuente de
energía considerada.
12. Los costos se consideran constantes a lo largo del periodo de evaluación. Las
condiciones de cálculo son diferentes para cada tecnología. En la literatura
especializada existe un amplio rango de los costos de generación de cada tecnología
dependiendo de las hipótesis de cálculo. Los datos más confiables y recientes
corresponden a IRENA (2019) y LAZARD (2018). Para las centrales hidroeléctricas
existentes en el país, considerando que ya son una inversión madura, solo se toman los
costos de operación y mantenimiento, estimados en 0.0045 $/KWh. Para las nuevas
hidroeléctricas a incorporar en el sistema, se considera el costo total de generación
estimado en 0.04 $/KWh. Para la energía solar y eólica se toma el costo de referencia
de 0.05 $/KWh que es ligeramente superior a los costos internacionales, pero se
considera que es una tecnología nueva en el país además de los costos por efecto del
transporte e impuestos de importación. Los costos de generación térmica se calculan
sobre el 75% del costo estimado del rango que presenta LAZARD entre 41y 74 $/MWh
para plantas de gas ciclo combinado considerando que ya existe una infraestructura que
puede ser utilizada pero que requiere amplias inversiones en recuperación y
mantenimiento y teniendo en cuenta que el costo del combustible es muy cambiante
dependiendo de las condiciones prevlecientes en el mercado internacional, asumiendo
finalmente un costo ponderado de 45 $/MWh
13. A la serie de costos anuales se le ha calculado en valor presente (Net Present Value)
bajo tres modalidades de financiamiento o interés de los préstamos, de 6%, 8% y 10%.
Las tasas de interés son un elemento importante en la evaluación de los proyectos
energéticos y su monto depende de varios factores. En general existe una base
referencial que viene dada por el LIBOR2 o el Euribor3, dependiendo del origen de los
fondos. El riesgo implícito en el proyecto además del riesgo país son elementos que
encarecen los financiamientos. Así mismo, el tipo de proyecto, las garantías ofrecidas
y la estructura financiamiento modifican las tasas de interés aplicadas.
Para abril de 2019, el LIBOR estaba en 2.75% a esta tasa básica es necesario aplicar una tasa
adicional por riesgo país estaba en 5.34%. Estos dos valores en conjunto alcanzan un valor algo
mayor de 8% pero se debe recordar que no son valores constantes, sino que cambian a diario,
así que los valores asumidos están dentro de un rango posible de variación esperada.
8.4 Matrices Resultantes
A continuación, se presentan las matrices resultantes bajo las hipótesis consideradas y bajo
los escenarios de crecimiento de la demanda eléctrica de 3% y 4%. En el texto los resultados
se presentan en forma gráfica mientras que en forma tabulada se incluye en el Anexo.
8.4.1 Tasa de crecimiento de la demanda 3%
El Gráfico 28 muestra la integración de las diferentes fuentes de energía que conforman las
matrices resultantes. Los porcentajes mostrados corresponden a la composición al final del
2 El Libor (London InterBank Offered Rate, «tipo interbancario de oferta de Londres») es una tasa de referencia
diaria basada en las tasas de interés a la cual los bancos ofrecen fondos no asegurados a otros bancos en el mercado
monetario mayorista o mercado interbancario. 3 El Euríbor es el tipo de interés al que los bancos de la zona del euro se prestan el dinero entre ellos
91
horizonte de planificación previsto, el año 2040. Los valores allí presentados corresponden al
valor de potencia para el último año de la serie según cada uno de los escenarios planteados
En el Escenario Bajo, la participación de la potencia térmica es de un 37%, este valor alcanza
un 12% para el Escenario Intermedio, mientras que para el Escenario Alto la participación
térmica solo llega al 2%, el 98% restante corresponde a energías renovables.
Gráfico 28 Participación de las fuentes de energía. Año 2040.Potencia
En el Gráfico 29 se observa la variación de la incorporación de la potencia instalada según la
fuente de generación hasta el año 2040 para cada uno de los Escenarios de participación de
energías renovables considerados. Puede notarse como en el Escenario Bajo, la energía
termoeléctrica mantiene un valor creciente a lo largo del tiempo; sin embargo, esta
participación tiene una tendencia a la reducción en el Escenario Intermedio, mientras que en el
Escenario Alto la participación comienza elevada, pero termina con un valor de solo el 2%
Gráfico 29 Incorporación de fuentes de energía según escenario. Potencia
Se muestra en el Gráfico 30 la variación de la generación de electricidad a lo largo del periodo
considerado hasta el año 2040 y para cada uno de los escenarios.
Gráfico 30 Incorporación de fuentes de energía según escenarios. Energía.
Se puede observar en el Gráfico 30, las emisiones de CO2 para cada uno de los escenarios
considerados.
En el Escenario Bajo, las emisiones se mantienen crecientes a lo largo de todo el periodo,
alcanzando un máximo de 41.554 millones de Ton al año 2040 y una emisión total de 819.624
millones de Ton. La cantidad de emisiones producido por las plantas térmicas corresponde al
91% del total durante el periodo.
38%
10%8%7%
37%
ESCENARIO BAJO.PARTICIAPCION DE LA FUENTES DE ENERGIA.AÑO 2040
POTENCIA
Hidro Act
Hidro N
Solar
Eolica
Termo
38%
10%20%
20%
12%
ESCENARIO INTERMEDIO.PARTICIAPCION DE LA FUENTES DE ENERGIA.AÑO 2040
POTENCIA
Hidro Act
Hidro N
Solar
Eolica
Termo
38%
10%25%
25%
2%
ESCENARIO ALTOPARTICIPACION FUENTES DE ENERGIA .AÑO
2040.POTENCIA
Hidro act
Hidro N
solar
eolica
Termo
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
TíP
OTE
NC
IA(
MW
)
ESCENARIO BAJOINCORPORACION DE FUENTES DE ENERGIA.
POTENCIA
Hidro Act Hidro Nva Solar Eolica termo
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039
Po
ten
cia
(MW
)
ESCENARIO INTERMEDIOINCORPORACION DE FUENTES DE ENERGIA
POTENCIA
Hidro Act Hidro Nva Solar Eolica termo
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
450002
01
5
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
PO
ten
cia
(MW
)ESCENARIO ALTO
INCORPORACION FUENTES DE ENERGIAPOTENCIA
Hidro Act Hidro Nva Solar Eolica termo
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
ENER
GIA
(Tw
h)
ESCENARIO BAJO.INCORPORACION DE FUENTES DE ENRGIA
ENERGIA ANUAL
Hidro N. Hidro Solar Eolica Termo
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039
Ener
gia
(TW
h)
ESCENARIO INTERMEDIOINCORPORACION DE FUENTES DE ENERGIA
ENERGIA
Hidro Hidro Nva Solar Eolica Termo
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Ener
gia(
TWh
)
ESCENARIO ALTOINCORPORACION DE FUENTES DE ENERGIA
ENERGIA
Hidro Hidro Nva Solar Eolica Termica
92
En el Escenario Intermedio, las emisiones de CO2 crecen ligeramente hasta alcanzar un
máximo de 28.198 millones Ton en el año 2030 y luego descienden hasta llegar a 21.183
millones Ton en el 2040, la suma total de emisiones de CO2 durante el periodo estudiado es de
661.640 millones Ton. La participación de las plantas de generación térmica alcanza un
estimado del 87% de las emisiones totales.
Las emisiones de CO2 en el Escenario Alto crecen ligeramente hasta alcanzar un máximo de
21.739 millones Ton en el año 2020 y luego se mantiene un descenso hasta llegar a 24.836
millones de Ton en el año 2040. La cuantía total de emisiones de CO2 durante el periodo
considerado se estima en 591.052 millones de Ton. En este Escenario, las emisiones de CO2
provenientes de la generación térmica alcanzan el 85% del total.
Gráfico 31 Incorporación de fuentes de energía. Emisiones de CO2 según escenario. 3%
En el Gráfico 32 se muestra la magnitud total de emisiones de CO2 correspondientes a cada
uno de los escenarios considerados de participación de energías renovables. La cuantía de es
de 1.218,05 millones Ton, 935,52 millones Ton y 809,29 millones Ton para los escenarios
Bajo, Intermedio y Alto respectivamente.
Gráfico 32 Emisiones de CO2 según escenario. 3%
Costos de Generación
El ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. muestra la variación anual de los
costos de generación de electricidad. Existe un incremento casi lineal de los costos y existe
muy poca variación de los costos para los diferentes escenarios de participación de energías
renovables; para el año 2040 los costos anuales de generación tienen un monto de $ 5.224,2,
$5.376,16 y $5.438,48 respectivamente para los tres escenarios; sin embargo, existe una
diferencia marcada en la composición de los costos.
En el Escenario Bajo, el principal componente del costo está integrado por los costos de
generación termoeléctrica; esta participación de la generación termoeléctrica se reduce para el
Escenario Intermedio y se hacen casi iguales con los costos de la generación eólica y solar,
mientras que los costos de generación hidroeléctrica se mantienen bastante reducidos.
0
10000
20000
30000
40000
50000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Emis
ion
es C
O2
(Mill
on
es T
)
ESCENARIO BAJO.INCORPORACION DE FUENTES DE ENERGIA
Emisiones CO2
Hidro N.Hidro Solar Eolica termo
0
10000
20000
30000
40000
50000
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039
Emis
ion
es C
O2
(Mill
on
es T
)
ESCENARIO INTERMEDIOINCORPORACION DE FUENTES DE ENERGIA
EMISIONES CO2
HIdro Nva HIdro Solar Eolica Termo
0
10000
20000
30000
40000
50000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Emis
ion
es C
O2
(Mill
on
es T
)
ESCENARIO ALTOINCORPORACION FUENTES DE ENERGIA
EMISIONES CO2
Hidro Hidro Nva Solar Eolica Termica
0.00
200.00
400.00
600.00
800.00
1,000.00
1,200.00
1,400.00
BAJO INTERMEDIO ALTO
Emis
ion
es C
O2
(10
00
MTo
n)
Escenario
EMISIONES CO2 SEGUN ESCENARIO (3%)
93
En el Escenario Alto el mayor componente de costo corresponde a la energía eólica, mientras
que los costos de la energía térmica y solar son aproximadamente iguales y los costos de la
energía hidroeléctrica se mantienen bajos.
En el Anexo se presentan las tablas con las series respectivas para cada uno de los escenarios
y la participación para cada tipo de energía utilizada en la conformación de la matriz.
Gráfico 33 Incorporación de fuentes de energía. Variación del costo anual de
egeneracion.3%
Para poder comparar sobre una misma base el flujo de costos asociados a la generación de
electricidad de los diferentes escenarios es necesario recurrir a métodos y modelos financieros
tal como el Valor Presente Neto (NPV, Net Present value)4
La tasa de interés para el cálculo del valor presente está asociada al valor del dinero en un
determinado mercado y al valor conocido como riesgo país, el cual incrementa la tasa de valor
del dinero dependiendo de los riesgos implícito en un determinado proyecto considerando la
estabilidad política y legal e institucional del país. La tasa base de referencia corresponde al
valor del interés conocido como Libor. A comienzos de agosto de 2018, la tasa Libor es de
2.82%. Esta no es una tasa constante y a esto debe agregarse las tasas correspondientes al
manejo, retorno y riesgo país. A tal efecto de valoración de los Escenarios se han considerado
tres tasas de 6%, 8% y 10 %.
El cálculo del valor neto de la serie de costos de generación arroja los resultados que se
muestran en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.. Se observa que existe
muy poca dispersión entre los costos de generación para los diferentes escenarios, esto
probablemente es debido a la poca variación entre aquellos que se presenta hoy día entre las
diferentes fuentes de energía primaria para la generación de electricidad; sin embargo, existe
una diferencia marcada cuando se consideran los valores para diferentes tasas de interés para
un mismo escenario. Esto es un claro indicio de la influencia de los costos financieros en el
LCOE de los costos de generación. Estos resultados comparativos se muestran en el ¡Error!
No se encuentra el origen de la referencia..
4 El Valor Actual Neto de un proyecto es el valor actual/presente de los flujos de efectivo netos de una propuesta,
entendiéndose por flujos de efectivo netos la diferencia entre los ingresos periódicos y los egresos periódicos. Es
el modelo o método de mayor aceptación, y consiste en la actualización de los flujos netos de fondos a una tasa
conocida y que no es más que el costo medio ponderado de capital, determinado sobre la base de los recursos
financieros programados con antelación.
0.00
1000.00
2000.00
3000.00
4000.00
5000.00
6000.00
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Co
sto
(Mill
on
es $
)
ESCENARIO BAJO.INCORPORACION DE FUENTES DE ENERGIA
Costo Anual
Hidro N. Hidro Solar Eolica Termo
0.00
1000.00
2000.00
3000.00
4000.00
5000.00
6000.00
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039C
ost
o (
Mill
on
es $
)
ESCENARIO INTERMEDIOINCORPORACION DE FUENTES DE ENERGIA
COSTO ANUAL
Hidro Nva Hidro Solar Eolica Termica
0.00
1000.00
2000.00
3000.00
4000.00
5000.00
6000.00
7000.00
8000.00
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Co
sto
An
ual
($
M)
Título del eje
ESCENARIO ALTOINCORPORACION DE FUENTES DE ENERGIA
COSTO ANUAL
Hidro Hidro Nva Solar Eolica Termica
6% 8% 10%
BAJO 37710.73 29903.09 24236.79
INTERMEDIO 38210.90 30261.16 24497.32
ALTO 38439.75 30426.26 24618.36
TASA %ESCENARIO
VALOR PRESENTE DE COSTOS DE GENERACION (3%). Milones $
94
Tabla 19 Valor presente de los costos de generación según escenarios. Crecimiento 3%.
Gráfico 34 Valor presente de costos de generación según escenario y tasa de interés.3%
Consumo de petróleo equivalente
En los tres escenarios de participación de energías renovables se considera que la generación
térmica seguirá teniendo una participación importante la cual es calculada para cubrir las
exigencias del sistema que no pueden ser cubiertas por la suma de las otras fuentes de energías
consideradas. En la actualidad la generación térmica en el país tiene un componente
aproximado del 50% de gas natural y el 50% restante se divide en partes aproximadamente
iguales entre el diésel y el fuel oil. La situación disminuida en que se halla la industria petrolera
nacional al igual que lo deteriorado que se encuentra el sistema refinador, además de los costos
asociados en la utilización de estos combustibles líquidos y la necesidad de reducción de las
emisiones de CO2 y los compromisos nacionales adquiridos con motivo de la firma del
Convenio de Paris COP 21, conducen a que se induzca en una sustitución progresiva de los
combustibles líquidos por el gas natural, siempre dependiendo de la disponibilidad de este tipo
de combustible. Se ha calculado para cada escenario el consumo anual equivalente de barriles
de petróleo, bien sea de un combustible u otro, bajo una tasa de equivalencia de 1BPe=1.675,75
KWh.
En el Escenario Bajo el consumo diario tiene una curva ascendente en todo el periodo hasta
alcanzar un máximo en el año 2040 de 411.100 BPe diario, el volumen de petróleo consumido
en este escenario alcanza la cifra de 2.939,93 millones de BPe. En el Escenario Intermedio el
consumo tiene un incremento progresivo con una pendiente alta en los primeros años, pero
luego continua con una rata ascendente lenta hasta llegar a un pico de 269.247 BPe en el año
2030. El volumen de petróleo consumido para la generación es equivalente a 2.282,22 millones
de BPe. Pare el Escenario Alto el pico de consumo es de 235.892 BPe por día, luego mantiene
un descenso al comienzo lento durante varios años y los años finales presenta una pendiente
negativa terminado con un consumo diario de 156.669 BPe. El volumen consumido en estas
circunstancias es de 1.988 millones de BPe.
Gráfico 35 Variación del consumo diario equivalente de petróleo. BPd. 3%
BAJO
INTERMEDIO
ALTO
0.00
10000.00
20000.00
30000.00
40000.00
6% 8% 10%
Esce
nar
io
Val
or
Pre
sen
te(M
illo
ne
s $
)
Tasa Interes
VALOR PRESENTE DE COSTOS DE GENERACION SEGUN ESCENARIO Y TASA DE INTERES (3%)
BAJO INTERMEDIO ALTO
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
450,000
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039
Co
nsu
mo
Dia
rio
(B
pe)
ESCENARIO BAJOCONSUMO DIARIO BPe
0.00
50,000.00
100,000.00
150,000.00
200,000.00
250,000.00
300,000.00
350,000.00
400,000.00
450,000.00
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039
Co
nsu
mo
Dia
rio
(B
Pe)
ESCENARIO INTERMEDIOCONSUMO DIARIO BPe
0.00
50,000.00
100,000.00
150,000.00
200,000.00
250,000.00
300,000.00
350,000.00
400,000.00
450,000.00
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039
Co
nsu
mo
dia
ro (
BP
e)
ESCENARIO ALTOCONSUMO DIARIO BPe
95
Las curvas comparativas de variación del consumo equivalente diario de petróleo para los tres
escenarios están representadas en el Gráfico 36. En el Escenario Bajo el consumo puede
alcanzar hasta 659.000 BPED, en el Escenario Intermedio este consumo llega hasta 342.000
BPED mientras que en el Escenario Alto el consumo se ubica en 213.000 BPED.
Gráfico 36 Variación del consumo diario equivalente de petróleo según los escenarios.3%
8.4.2 Tasa de crecimiento de la demanda 4%
El Gráfico 37 muestra la integración de las diferentes fuentes de energía que conforman las
matrices resultantes. Los valores mostrados corresponden a la composición al final de horizonte
de planificación previsto, el año 2040.
En el Escenario Bajo, la participación de la potencia térmica es de un 45%, este valor alcanza
un 24% para el Escenario Intermedio, mientras que para el Escenario Alto la participación
térmica solo llega al 14%, el 86% restante corresponde a energías renovables
Gráfico 37 Incorporación de fuentes de energía. Año 2040. Potencia.4%
En el Gráfico 38 se muestra la variación de la incorporación de la potencia instalada según la
fuente de generación hasta el año 2040 para cada uno de los escenarios de participación de
energías renovables considerados.
Gráfico 38 Variación de la Incorporación de fuentes de energía según Escenarios.
Potencia.4%
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045
Co
nsu
mo
Dia
rio
(B
Pe)
Consumo Diario BPeCrecimiento 3%
E. Alto E. Inter e. Bajo
33%
9%7%6%
45%
ESCENARIO BAJO.INCORPORACION DE FUENTES DE ENERGIA.2040
POTENCIA
Hidro act
Hidro N
solar
eolica
Termo
33%
9%17%
17%
24%
ESCENARIO INTERMEDIOINCORPORACION FUENTES DE ENERGIA.2040
POTENCIA
Hidro act
Hidro N
solar
eolica
Termo
33%
9%22%
22%
14%
ESCENARIO ALTOINCORPORACION FUENTES DE ENERGIA 2040
POTENCIA
Hidro act
Hidro N
solar
eolica
Termo
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Po
ten
cia
(MW
)
Título del eje
ESCENARIO BAJO. INCORPORACION DE FUENTES DE ENERGIA.
POTENCIA
Hidro Act Hidro Nva Solar Eolica termo
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Po
ten
cia
(MW
)
Título del eje
ESCENARIO INTERMEDIO.INCORPORACION FUENTES DE ENERGIA
POTENCIA
Hidro Act Hidro Nva Solar Eolica termo
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
PO
ten
cia
(MW
)
Título del eje
ESCENARIO ALTO INCORPORACION FUENTES DE ENERGIA.
POTENCIA
Hidro Act Hidro Nva Solar Eolica termo
96
Se muestra en el Gráfico 39 la variación de la generación de electricidad a lo largo del periodo
considerado hasta el año 2040 y para cada uno de los escenarios. En los tres escenarios la
generación de electricidad es similar ya que es un requisito suplir toda la demanda. Se observa
cómo se reduce la generación eléctrica a partir de la fuente termoeléctrica. La hidroelectricidad,
tanto actual como la nueva permanece relativamente constante y se aprecia cómo se va
incrementado la generación a partir de las energías renovables. Este aumento es más notable
en la generación eólica.
Gráfico 39 Variación de la incorporación de fuentes de energía. Energía. 4%
Se puede observar en el Gráfico 40 Las emisiones de CO2 para cada uno de los escenarios
considerados. En el Escenario Bajo, las emisiones se mantienen crecientes a lo largo de todo
el periodo, alcanzando un máximo de 56.731 Millones de Ton al año 2040 y un volumen total
de 1.016.921,83 Millones de Ton. El volumen de emisiones producido por las plantas térmicas
corresponde al 92% del total emanado durante el periodo. En el Escenario Intermedio, las
emisiones de CO2 crecen en forma continua a un ritmo moderado hasta alcanzar un máximo de
40.841 Millones Ton en el año 2040, el volumen total de emisiones de CO2 durante el periodo
estudiado es de 858.938 Millones Ton. La participación de las plantas de generación térmica
alcanza un estimado del 90% de las emisiones totales. Las emisiones de CO2 en el Escenario
Alto crecen ligeramente hasta alcanzar un máximo de 34.424 Millones Ton en el año 2040. El
volumen total de emisiones de CO2 durante el periodo considerado se estima en 738.349,5
Millones de Ton. En este Escenario, las emisiones de CO2 provenientes de la generación
térmica alcanzan el 89% del total. El Gráfico 41 se muestra de forma comparativa el total de
las emisiones de CO2 según el escenario considerado.
Gráfico 40 Variación de las emisiones de CO2 según escenarios. 4%
Gráfico 41 Emisiones de CO2 según escenario.4%
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Ener
gia
(TW
h)
ESCENARIO BAJO. INCORPORACION DE FUENTES DE ENERGIA.
ENERGIA
Hidro Hidro N. Solar Eolica Termo
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Ener
gia
(TW
h)
Título del eje
ESCENARIO INTERMEDIO.INCORPORACION FUENTES DE ENERGIA
ENERGIA
Hidro Hidro Nva Solar Eolica Termica
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Ener
gia
(TW
h)
Título del eje
ESCENARIO ALTO INCORPORACION FUENTES DE ENERGIA.
ENERGIA
Hidro Hidro Nva Solar Eolica termo
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Emis
ion
es C
O2
(M
.to
n))
Título del eje
ESCENARIO BAJO. INCORPORACION DE FUENTES DE ENERGIA.
EMISIONES CO2
Hidro Hidro Nva Solar Eolica Termo
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
EEm
isio
nes
CO
2 (
MTo
n)
Título del eje
ESCENARIO INTERMEDIO.INCORPORACION FUENTES DE ENERGIA
EMISIONES CO2
Hidro Hidro Nva Solar Eolica Termo
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
Emisi
ones
CO2
(mTo
n)
Título del eje
ESCENARIO ALTO.INCORPORACION FUENTES DE ENERGIA.
EMISIONES CO2
Hidro Hidro Nva Solar Eolica termica
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
BAJO INTERMEDIO ALTO
Emis
ion
es C
O2
(10
0M
illo
nes
T)
EMISIONES DE CO2 SEGUN ESCENARIO (4%)
97
Consumo de petróleo equivalente
En los tres escenarios de participación de energías renovables se considera que la generación
térmica segura teniendo una participación importante la cual es calculada para satisfacer las
exigencias del sistema que no pueden ser cubiertas por la suma de las otras fuentes de energías
consideradas. En la actualidad la generación térmica en el país tiene un componente
aproximado del 50% de gas natural y el 50% restante se divide en partes aproximadamente
iguales entre el diésel y el fuel oil. La situación disminuida en que se encuentra la industria
petrolera nacional al igual que lo deteriorado que se halla el sistema refinador, además de los
costos asociados en la utilización de estos combustibles líquidos y la necesidad de reducción
de las emisiones de CO2 y los compromisos nacionales adquiridos con motivo de la firma del
Convenio de Paris COP 21, conducen a que se induzca en una sustitución progresiva de los
combustibles líquidos por el gas natural, siempre dependiendo de la disponibilidad de este tipo
de combustible .
Se ha calculado para cada escenario el consumo anual equivalente de barriles de petróleo, bien
sea de un combustible u otro, bajo una tasa de equivalencia de 1 BPe=1.675.75 KWh.
Bajo estas premisas y bajo la suposición de crecimiento de la demanda del 4% el consumo
diario de petróleo tiene un ritmo creciente para los tres escenarios; sin embargo, la tasa de
crecimiento es elevada para el Escenario Bajo, moderada para el Escenario Medio y baja para
el Escenario Alto.
En el Escenario Bajo el volumen máximo diario llega hasta 575.789 BPe, y el volumen total
consumido durante el periodo es de 3.721,36 Millones BPe. En el Escenario Intermedio el
consumo máximo diario alcanza a 394.548 BPe, el consumo total hasta el año 2040 es de
3.063,65 Millones BPe y para el Escenario Alto el máximo diario alcanza 321.354 BPe,
mientras que el volumen total se ubica en 2.769,78 millones BPe. Estas condiciones de
variabilidad en el consumo de petróleo equivalente se muestran en el Gráfico 42.
Gráfico 42 Variaciones del consumo diario equivalente de petróleo. (BPe). 4%
Las curvas comparativas de variación del consumo equivalente diario de petróleo para los tres
escenarios están representadas en el Gráfico 43. En el Escenario Bajo el consumo puede
alcanzar hasta 576.000 BPED, en el Escenario Intermedio este consumo llega hasta 395.000
BPED mientras que en el Escenario Alto el consumo se ubica en 321.000 BPED.
0.00
100,000.00
200,000.00
300,000.00
400,000.00
500,000.00
600,000.00
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039
Co
nsu
mo
(BP
e)
ESCENARIO BAJOCONSUMO DIARIO (BPe)
0.00
100,000.00
200,000.00
300,000.00
400,000.00
500,000.00
600,000.00
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039
Co
nsu
mo
Dia
rio
(B
pe)
ESCENARIO INTERMEDIOCONSUMO DIARIO BPe
0.00
100,000.00
200,000.00
300,000.00
400,000.00
500,000.00
600,000.00
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039
TCo
nsu
mo
Dia
rio
(B
Pe)
ESCENARIO ALTO (4%)Consumo Diario( BPe)
98
Gráfico 43 Variación del consumo diario equivalente de petróleo según escenario. 4%
Costos de Generación
Tal como se muestra en el Gráfico 44, existe un incremento casi lineal de los costos y existe
muy poca variación de ellos para los diferentes escenarios de participación de energías
renovables; para el año 2040 los costos anuales de generación tienen un monto de $ 6.466,05
Millones, para el Escenario Bajo, de $ 6.617,89 Millones en el Escenario Intermedio y para el
Escenario Alto se ubica en $ 6.679.21 Millones; sin embargo, existe una diferencia marcada en
la composición de los costos. En el Escenario Bajo, el principal componente del costo está
integrado por los costos de generación termoeléctrica; esta participación de la generación
termoeléctrica se reduce para el Escenario Intermedio y se hace casi igual a los costos de la
generación eólica y solar, mientras que los costos de generación hidroeléctrica se mantienen
bastante reducidos. En el Escenario Alto el mayor componente de costo corresponde a la
energía térmica, seguidos por los costos de la energía eólica y solar y los costos de la energía
hidroeléctrica se mantienen bajos. En el Anexo se presentan las tablas con las series respectivas
para cada uno de los Escenarios y la participación para cada tipo de energía utilizada en la
conformación de la matriz.
Gráfico 44 Variación del costo anual de generación según escenario. 4%
Para poder comparar sobre una misma base el flujo de costos asociados a la generación de
electricidad de los diferentes escenarios es necesario recurrir a métodos y modelos financieros
tal como el Valor Presente Neto (Gallo, 2014)
La tasa de interés para el cálculo del valor presente está asociada al valor del dinero en un
determinado mercado y al valor conocido como riesgo país, el cual incrementa la tasa de valor
del dinero dependiendo de los riesgos implícito en un determinado proyecto dependiendo de la
estabilidad política y legal e institucional del país. La tasa base de referencia corresponde al
valor del interés conocido como Libor. A comienzos de Agosto de 2018, la tasa Libor es de
2.82%. Esta no es una tasa constante y a esto debe agregarse las tasas correspondientes al
manejo, retorno y riesgo país. A tal efecto de valoración de los Escenarios se han considerado
tres tasas de 6%, 8% y 10 %.
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045
Co
nsu
mo
Dia
rio
(B
Pe)
Consumo Diario BPeCrecimiento 4%
E. Alto E. Inter E. Bajo
0.00
1000.00
2000.00
3000.00
4000.00
5000.00
6000.00
7000.00
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Co
sto
(M
$)
ESCENARIO BAJO. INCORPORACION DE FUENTES DE ENERGIA.
Costo Anual
Hidro Hidro Nva Solar Eolica Termo
0.00
1000.00
2000.00
3000.00
4000.00
5000.00
6000.00
7000.00
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Co
sto
An
ual
(M
$)
Título del eje
ESCENARIO INTERMEDIO.INCORPORACION FUENTES DE ENERGIA
Costo Anual
Hidro Hidro Nva Solar Eolica Termo
0.00
1000.00
2000.00
3000.00
4000.00
5000.00
6000.00
7000.00
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Co
sto
An
ual
(M
.$)
ESCENARIO ALTOINCORPORACION FUENTES DE ENERGIA
COSTO ANUAL
Hidro Hidro Nva Solar Eolica Termo
99
El cálculo del valor neto de la serie de costos de generación arroja los resultados que se
muestran en la Tabla 20. Se observa que existe muy poca diferencia entre los costos de
generación para los diferentes escenarios, esto probablemente es debido a la poca variación de
costos que se presenta hoy días entre las diferentes fuentes de energía primaria para la
generación de electricidad; sin embargo, existe una diferencia marcada cuando se consideran
los valores para diferentes tasas de interés para un mismo escenario, como se muestra en el
Gráfico 45.
Tabla 20 Valor presente de los costos de generación. 4%
Gráfico 45 Valor presente de costos de generación según escenarios y tasa de interés.
9 Selección Multicriterio de la matriz eléctrica.
Se han presentado los resultados numéricos de diferentes variables asociadas a los escenarios
de integración de las matrices de componentes de energía de generación eléctrica. Estos
resultados conforman un conjunto de elementos que inducen y facilitan la toma de decisiones
en cuanto a la selección de la matriz óptima en función de unas determinadas restricciones y
condiciones de borde.
Los escenarios que se han manejado son instrumentos de planificación para la representación
de futuros hipotéticos en el análisis de la prospectiva energética, con el fin principal de reducir
el grado de incertidumbre en la toma de decisiones. Normalmente, el concepto de “escenario”
en el campo de la planificación tiene por lo menos dos significados, por un lado, se lo utiliza
para denominar los “resultados” de la prospectiva; por otra parte, también se lo emplea para
describir las “condiciones que se vislumbran como posibles” para cierto horizonte de
planificación, es decir, condiciones previas al ejercicio de la prospectiva. A los fines de este
trabajo se asume el segundo de estos significados. Bajo esa premisa, los escenarios de
planificación son la composición predictiva del contexto estructural relevante que enmarcará
el futuro del sector energético bajo estudio, en un determinado horizonte. Así, se trata de una
construcción inferida, basada en hipótesis de comportamientos estructurales racionalmente
posibles, sustentados en relaciones causales analíticamente consistentes. (OLADE, 2017.)
6% 8% 10%
BAJO 43743.97 34432.13 27703.41
INTERMEDIO 44244.14 34790.20 27963.94
ALTO 44472.98 34955.31 28084.97
VALOR PRESENTE DE COSTOS DE GENERACION (4%). Milones $
ESCENARIOTASA %
BAJO
INTERMEDIO
ALTO
0.00
10000.00
20000.00
30000.00
40000.00
50000.00
6% 8% 10%
Esce
nar
io
Val
or
Pre
sen
te(M
illo
ne
s $
)
Tasa Interes
VALOR PRESENTE DE COSTOS DE GENERACIONSEGUN ESCENARIO Y TASA DE INTERES (4%)
BAJO INTERMEDIO ALTO
100
La formulación de una política energética sostenible para el crecimiento económico puede ser
vista como un problema de optimización, el cual tiene por objeto establecer un conjunto de
estrategias que maximicen el bienestar de un país determinado sobre la base de un cierto
número de criterios. Por lo general, este problema ha de ser abordado por medio de los clásicos
mono criterios de planificación de la evaluación, cuyo objetivo es establecer una política
basada en un único o pocos objetivos. (Amarilla, Blanco, Ojeda ,2014). Bajo este contexto, el
presente trabajo presenta un enfoque basado en Proceso Analítico Jerárquico (AHP, por sus
siglas en inglés) para las políticas energéticas basadas en criterios múltiples en condiciones de
incertidumbre.
Sin embargo, se puede observar desde el estado del arte que el AHP es quizás el método más
popular para dar prioridad a las alternativas y es ampliamente utilizado en la planificación
energética. Esto puede ser debido a la capacidad de convertir un problema complejo en una
jerarquía simple, mediante la estructuración del procedimiento de evaluación con la
flexibilidad y capacidad de mezclar tanto atributos cualitativos como cuantitativos en el mismo
enfoque de decisión.
El método de análisis multicriterio seleccionado fue el de teoría de utilidad multiatributo,
ampliamente utilizado para dar solución a problemas de diversa complejidad. El método
permite la evaluación de una serie de alternativas con respecto a criterios económicos, sociales,
ambientales, tecnológicos y de disponibilidad de las fuentes energéticas. La identificación de
los factores y el establecimiento de los criterios se realizó de manera que los criterios sean
cuantificables numéricamente de manera de reducir al menor grado la subjetividad dando
preferencias personales en la selección; sin embargo, el efecto relativo de cada factor o la
preponderancia de cada uno en el resultado final de la valoración si está afectado por la
subjetividad dado que las preferencias tanto en el orden de los factores como en su importancia
relativa de uno frente al otro obedecen a visiones personales de los actores que concurren a la
selección. Normalmente, se recurre a un panel de especialistas de forma de equilibrar y
balancear esta relación. En este caso en particular la selección de los factores y su relación
numérica de preponderancia obedece exclusivamente a la autoría del este trabajo.
Los criterios económicos han sido en general los de mayor relevancia y los más empleados
para la evaluación de proyectos energéticos, entre ellos destacan: el costo de inversión, el costo
de operación y mantenimiento, el costo eléctrico, el costo del combustible, el valor actual neto,
entre otros. Entre los técnicos están la eficiencia energética, la seguridad, la confiabilidad, la
madurez, entre otros. Los criterios de evaluación ambiental más empleados son las emisiones
de NOX, CO2, CO, SOX, material particulado, compuestos orgánicos volátiles que no contienen
metano, uso de la tierra, ruido, entre otros. Los criterios seleccionados deben cumplir con los
principios sistémicos, de consistencia, de independencia, de mensurabilidad y de
comparabilidad. El análisis de los criterios se realiza mediante el uso de atributos de eficacia,
los cuales tienen diferentes dimensiones, diferentes pesos y diferentes direcciones de
optimización.
En general, los problemas se expresan en formato de matrices que implican m alternativas
evaluadas con respecto a n criterios, donde para los n criterios se establecerán n pesos, y para
las m alternativas se establecen mxn puntajes (ver ecuación).
101
Criterios de selección: en este caso los criterios de selección empleados en el análisis
multicriterio son las siguientes:
Costo (VPN)
Emisiones de CO2
Uso de Combustibles fósiles
El AHP utiliza comparaciones entre pares de elementos, construyendo matrices a partir de estas
comparaciones, y usando elementos del álgebra matricial para establecer prioridades entre los
elementos de un nivel, con respecto a un elemento del nivel inmediatamente superior.
Cuando las prioridades de los elementos en cada nivel se tienen definidas, se agregan para
obtener las prioridades globales frente al objetivo principal. Los resultados frente a las
alternativas se convierten entonces en un importante elemento de soporte para quien debe tomar
la decisión.
La notación utilizada es la siguiente:
Para i criterios dados i = 1, 2, ...,m ; se determinan los respectivos pesos wi. Para cada criterio
i, se comparan las j = 1, 2, ...,n alternativas y se determinan los pesos wij con respecto al objetivo
i. Se determina el peso final de la alternativa wj con respecto a todos los objetivos así:
Wj= w1jw1 + w2jw2 + …... + wmjwm
Las alternativas se ordenan de acuerdo con el Wj en orden descendente, donde el mayor valor
indica la alternativa más preferida. Las diferentes metodologías para la solución de problemas
multicriterio se diferencian en la forma como determinan el objetivo y las ponderaciones a los
factores. La validez general del AHP está fundamentada en las múltiples y variadas
aplicaciones que ha tenido para la solución de problemas de toma de decisiones.
9.1 Selección multicriterio de escenario de participación de energías renovables.
9.1.1 Tasa crecimiento=3% i=6%
Matriz de Preferencias. Tabla 21
Tabla 21 Matriz de preferencias. r=3%, i=6%
VARIABLES COSTO EMISIONES CO2 USO OIL
COSTO 1.000 3.000 5.000
EMISIONES CO2 0.300 1.000 3.000
USO OIL 0.200 0.330 1.000
Suma 1.500 4.330 9.000
102
Matriz de Preferencias normalizada. Tabla 22
Tabla 22 Matriz de preferencia normalizada. r=3%, i=6%
Matriz de Valores. Tabla 23
Tabla 23 Matriz de valores r=3%, i=6%
Matriz de Valores Recíprocos. Tabla 24
Tabla 24 Matriz de valores recíprocos. R=3%, i=6%
Matriz de Columnas-Normalizadas. Tabla 25
Tabla 25 Matriz de Columnas Normalizadas r=3%, i=6%
Vector de Scores. Tabla 26
(Se obtiene sumando la multiplicación de la matriz de Columnas-Normalizadas por el vector
de Pesos)
Tabla 26 Vector de Scores. R=3%, i=6%
El Score obtenido muestra la valoración de los distintos escenarios consideradas a la luz de los
criterios de valoración. En este caso, la selección se hace mediante esta valoración reflejada en
el Ranking que aparece en la columna inmediata donde aparecen los valores ordenados de
mayor a menor.
VARIABLES COSTO EMISIONES CO2 USO OIL Pesos
COSTO 0.667 0.693 0.556 0.638
EMISIONES CO2 0.200 0.231 0.333 0.255
USO OIL 0.133 0.076 0.111 0.107
checksum 1.000 1.000 1.000 1.000
VARIABLES COSTO EMISIONES CO2 USO OIL
E. BAJO 37,710.73 819,624.00 2,939.93
E. INTERM 38,210.90 661,640.00 2,282.22
E.ALTO 38,439.75 591,052.00 1,988.34
VARIABLES COSTO EMISIONES CO2 USO OIL
E. BAJO 2.652E-05 1.2201E-06 0.000340
E. INTERM 2.617E-05 1.5114E-06 0.000438
E.ALTO 2.601E-05 1.6919E-06 0.000503
VARIABLES COSTO EMISIONES CO2 USO OIL
E. BAJO 0.33693347 0.27582425 0.26547917
E. INTERMEDIO 0.33252310 0.34168457 0.34198727
E.ALTO 0.33054343 0.38249118 0.39253356
checksum 1.000 1.000 1.000
ESCENARIO SCORE RANKING
E. BAJO 0.31373 3
E. INTERM 0.33587 2
E.ALTO 0.35040 1
103
9.1.2 Tasa crecimiento=4% i=6%
Matriz de Preferencias. Tabla 27
Tabla 27 Matriz de preferencias. r=4%.i=6%
Matriz de Preferencias normalizada. Tabla 28
Tabla 28 matriz de Preferencias normalizada. r=4%, i=6%
Matriz de Valores. Tabla 29
Tabla 29 Matriz de valores. r=4%, i= 6%
Matriz de Valores Recíprocos. Tabla 30
Tabla 30 Matriz de valores recíprocos. r=4%, i=6%
Matriz de Columnas-Normalizadas. Tabla 31
Tabla 31 Matriz de columnas normalizadas. r=4%, i=6%
Vector de Scores. Tabla 32
(Se obtiene sumando la multiplicación de la matriz de Columnas-Normalizadas por el vector
de Pesos)
VARIABLES COSTO EMISIONES CO2 USO OIL
COSTO 1.000 3.000 5.000
EMISIONES CO2 0.300 1.000 3.000
USO OIL 0.200 0.330 1.000
Suma 1.500 4.330 9.000
VARIABLES COSTO EMISIONES CO2 USO OIL Pesos
COSTO 0.667 0.693 0.556 0.638
EMISIONES CO2 0.200 0.231 0.333 0.255
USO OIL 0.133 0.076 0.111 0.107
checksum 1.000 1.000 1.000 1.000
VARIABLES COSTO EMISIONES CO2 USO OIL
E. BAJO 43,743.97 1,016,921.83 3,721.36
E. INTERM 44,244.14 858,938.00 3,063.65
E.ALTO 44,472.98 788,349.48 2,769.78
VARIABLES COSTO EMISIONES CO2 USO OIL
E. BAJO 2.286E-05 9.8336E-07 0.000269
E. INTERM 2.26E-05 1.16423E-06 0.000326
E.ALTO 2.249E-05 1.26847E-06 0.000361
VARIABLES COSTO EMISIONES CO2 USO OIL
E. BAJO 0.33643946 0.28786363 0.28103752
E. INTERMEDIO 0.33263608 0.34081018 0.34137155
E.ALTO 0.33092445 0.37132619 0.37759093
checksum 1.000 1.000 1.000
104
Tabla 32 Vector de scores.
10 Resultados
Para la tasa de crecimiento de la demanda de electricidad del 3% y para una tasa de interés del
6%, el escenario más atractivo es el corresponde al Escenario Alto de participación de energías
renovables. El escenario que le sigue corresponde al escenario de participación Intermedia.
Igualmente, este resultado es similar para la tasa de crecimiento de la demanda de electricidad
del 4% y para una tasa de interés del 6%, el escenario más atractivo es el corresponde al
Escenario Alto de participación de energías renovables. El escenario que le sigue corresponde
al escenario de participación Intermedia.
La diferencia entre los scores de los escenarios en ambos casos es relativamente pequeña. Esta
diferencia está en el orden del 10% del valor final. Esta condición probablemente es debida al
alto peso de participación que tiene el factor de costos (63%) y a la poca diferencia que existe
en los costos de las alternativas de las diferentes fuentes de energía, lo cual coincide con las
condiciones actuales prevalecientes en los mercados energéticos internacionales.
11 Conclusiones.
El Sistema Eléctrico Nacional se encuentra en situación muy precaria que se refleja en todos
los índices de calidad del servicio, con innumerables interrupciones del servicio no
programadas y fuertes racionamientos a nivel nacional.
Existen múltiples causas para que se presente esta situación, pero en general se pueden
mencionar la falta de profesionalidad del personal directivo, la incompetencia del personal
técnico al frente de las operaciones diarias, la falta de mantenimiento de equipos e instalaciones
en todos los niveles, el exceso de deudas y la carencia de combustibles fósiles, líquidos y gas.
El elevado nivel de los subsidios a la energía eléctrica hace que las tarifas que se cobran por la
operación del sistema determinen que éste no sea sostenible por sí solo. El monto facturado no
permite un flujo de caja sostenido.
Desde 1999 se adoptó la política de cambiar la composición de la matriz eléctrica en beneficio
de la generación térmica. Esto trajo como consecuencia la compra e instalación de exceso de
equipos de generación de este tipo que requieren un uso intensivo de combustibles fósiles que
actualmente tienen que ser adquiridos en el mercado internacional al precio del día.
La fuente primaria para la obtención de los combustibles fósiles es la producción petrolera de
PDVSA. Esta producción se ha visto mermada hasta en un 60% con respecto a los volúmenes
extraídos en 1999, llegando hasta 1,2 millones de barriles por día a finales de agosto de 2018,
producto de la difícil situación en que se encuentra la IPN.
ESCENARIO SCORE RANKING
E. BAJO 0.31814 3
E. INTERM 0.33565 2
E.ALTO 0.34621 1
105
Dada la situación de endeudamiento que ocurre en PDVSA, el estado de los equipos,la carencia
de personal capacitado y la falta de conocimiento y profesionalismo de los directivos y
gerentes, es sumamente difícil que esta situación pueda revertirse a corto o mediano plazo.
Las refinerías con que cuenta el país para el procesamiento del petróleo crudo extraído de los
yacimientos se encuentran trabajando alrededor del 33% de su capacidad nominal instalada.
Esta condición ha traído como consecuencia que no se disponga de suficientes cantidades de
combustibles fósiles para ser utilizados en las plantas de generación térmica. Se ha hecho
necesario importar estos combustibles adquiriéndolos en el mercado internacional al precio del
mercado spot, lo cual ha acarreado pérdidas cuantiosas a la nación.
No se ha anunciado ningún programa de recuperación de la capacidad de refinación de las
plantas por lo que es poco probable que el país recupere la capacidad de autoabastecimiento de
estos combustibles a corto o mediano plazo.
La mayor parte de las plantas de generación térmica deberían estar utilizando el gas natural
como combustible; sin embargo, dadas las características de los yacimientos en el país, la
mayor parte del gas disponible se encuentra en forma de gas asociado por tanto al reducirse la
extracción de petróleo crudo también ha disminuido en forma proporcional la disponibilidad
de gas natural obligando a utilizar combustibles líquidos en la generación de electricidad.
La capacidad de generación eléctrica instalada ha venido creciendo en forma sostenida en los
últimos años. Este aumento de la capacidad instalada ha sido en un elevado porcentaje en
generación térmica en detrimento de la energía hidroeléctrica hasta el punto de que la potencia
térmica es de un 52% mientas que la capacidad de generación hidroeléctrica instalada es de un
48%; sin embargo, la generación hidroeléctrica es responsable de un 67% de la generación
anual de electricidad.
Venezuela cuenta con elevado potencial de generación hidroeléctrica, pero hasta ahora la
potencia instalada de 16.229 MW solo alcanza a un 33% de dicho potencial. El desarrollo de
estos recursos podría reducir apreciablemente el consumo de combustibles fósiles para
dedicarlos a la exportación, podrían reducir las emisiones de CO2 contribuyendo de esa manera
a la lucha contra el cambio climático, pero también contribuiría al desarrollo sustentable al
tener usos múltiples como el abastecimiento de poblaciones, el riego, y el control de
inundaciones.
Dadas las características de las centrales hidroeléctricas se pueden utilizar para cubrir en forma
eficiente las variaciones de demanda de potencia a las horas pico, reduciendo de esa manera la
necesidad de construcción de extensas líneas de trasmisión de elevado voltaje.
Venezuela tiene un destacado potencial de energía solar con un promedio de 2.200 MWh/m2
por año. Esto se traduce en un valor medio de 6 horas por día con un factor de planta equivalente
de aproximadamente de 0.25. Este valor se puede clasificar como excelente.
Las zonas de mayor potencial se encuentran en la isla de Margarita, el norte del estado Sucre,
la península de Paraguaná, el norte del estado Falcón, la península de la Goajira y el norte del
estado Zulia pero además se encuentra valores muy altos en la región de los llanos y el estado
Lara.
106
A nivel mundial el proceso de construcción de una planta solar puede llevar tiempos de
ejecución menores de un año siendo de esta forma una de las maneras más rápidas de incorporar
la energía necesaria para cubrir una demanda creciente.
La generación solar se encuentra en franco proceso de desarrollo obteniéndose eficiencias
cercanas al 20% con tendencia a mejorar, cuando hace poco la eficiencia era solo del 15%
En la actualidad la generación de energía solar ha tenido un descenso de costo del orden del
70% siendo una de las más económicas que existen con valores inferiores a los 0.04 $/KWh,
valor resultante de las múltiples subastas que se efectúen en todo el mundo. Igualmente, los
costos de instalación se encuentran por debajo de US$ 1000/KW.
El valor de la radiación solar en el país permite utilizar áreas reducida en la construcción de
plantas solares, lo cual trae como consecuencia un menor número de paneles, disminución del
área requerida, reducción de los tiempos de construcción y rebaja de los costos de instalación,
mantenimiento y finalmente en el LCOE.
Venezuela tiene un alto potencial de energía eólica que se encuentra concentrado en la mayor
parte en el estado Nueva Esparta, la península de Araya y el norte del estado Sucre, el norte del
estado Falcón y especialmente en la península de Paraguaná, el norte del estado Zulia con una
mayor concentración en la península de la Goajira. También se encuentra rangos de
velocidades de viento atractivas en la región de los llanos centrales lo cual permitiría la
instalación de plantas de generación eólica con alta eficiencia.
Las variaciones de las velocidades a lo largo del año son de poca amplitud al igual que las
variaciones horarias de las mismas, esto trae una gran confiabilidad en este potencial de
generación y alta estabilidad en el sistema de generación.
Es posible incrementar el potencial de generación desplazando los aerogeneradores a puntos
más elevados en el terreno aprovechando de esta manera el efecto orográfico que produce un
incremento de la velocidad del viento.
La potencia de los generadores eólicos ha aumentado hasta valores que exceden los 12 MW y
con alturas de 260 metros (853 feet); sin embargo, existen abundantes razones para preferir en
unos casos generadores de menor tamaño y en otras situaciones preferir generadores de gran
tamaño. El transporte de los componentes en tierra sigue siendo una gran limitación en el uso
de generadores de gran potencia.
Los costos de generación de energía eólica reflejados a través del LCOE están por debajo de
0.05$/KWh, valor obtenido partir de las numerosas subastas de este tipo de energía que a
menudo se efectúan a nivel mundial. Esto la coloca en el rango de las energías más económicas
comparables con cualquier otra fuente de generación de electricidad.
Los costos de instalación de plantas de energía eólica en tierra (on shore) se encuentran en el
rango de un valor ponderado de 1.500 US$ KW con tendencia a la baja.
Existe mucha incertidumbre para la estimación y proyección de las demandas futuras de
electricidad en el país. La casi paralización de las empresas de Guayana, la reducción de la
actividad industrial y los frecuentes y continuos racionamientos a nivel nacional, además de
las drásticas disminuciones previstas en el PIB hacen que las series estadísticas para su análisis
107
sean poco confiables por lo que es necesario incorporar elementos subjetivos en la proyección
ocasionando de esta manera variabilidad en las estimaciones.
La definición de una nueva matriz de generación eléctrica deberá incorporar elementos
asociados al cumplimiento de los compromisos contraídos por la firma del Convenio de Paris
COP21 y los INDC anunciados por el país, en tal sentido deberán tender a la reducción de las
emisiones de CO2 y a las políticas orientadas a tal fin como son la incorporación de un alto
contenido de energías renovables.
El grado de incorporación de las energías renovables dependerá de la intencionalidad de las
políticas tendentes a tal fin y de los costos finales que se tengan para la generación proveniente
de tales fuentes.
Para un uso eficiente de las energías renovables es necesario disponer de sistemas de operación
inteligente de las redes del SEN que permitan una rápida incorporación de las fuentes alternas
en casos de una variación súbita, como suele ocurrir en la fuente original. Como suele ocurrir
con frecuencia es posible que una variación en la nubosidad sobre afecte la radiación sobre la
superficie, igualmente ocurre con las posibles variaciones súbitas de la velocidad del viento
cuando ocurren ráfagas de alta variación o clamas súbitas que modifican la generación
rápidamente. En este sentido la generación hidroeléctrica permite una rápida incorporación de
la energia necesaria para adaptarla a la demanda. Esta situación también puede ocurrir a las
horas pico de máxima demanda diaria.
La definición de la nueva matriz deberá permitir liberar volúmenes importantes de
combustibles fósiles para su exportación en caso de que su origen sea nacional o reducir la
importación de los mismos en caso de que su origen sea extranjero.
En los escenarios de incorporación de las energías renovables, los de alto contenido de energía
renovable resultaron los más favorables bajo la consideración de crecimiento de la demanda
del 3% y del 4% y de las diferentes tasas de interés de financiamiento de los proyectos.
108
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113
13 Anexo
13.1 Anexo 1 Escenario Crecimiento: 3%
Anexo 1.1 Escenario Bajo
VARIABLE: Potencia
CRECIMIENTO 3% ESCENARIO BAJO VARIABLE POTENCIA
200 200
540 200 100 100
AÑO
Potencia
maxima anual
Potencia
Media
Generacion
Media
Diaria
Generacion
Anual
Potencia
Instalada
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo
3% 0,8 0,7 0,6
2015 18000,00 14.400,00 302.400,00 110.376,00 24.000,00 16000 8000
2016 18540,00 14.832,00 311.472,00 113.687,28 24.720,00 16000 8720
2017 19080,00 15.264,00 320.544,00 116.998,56 25.440,00 16000 9440
2018 19620,00 15.696,00 329.616,00 120.309,84 26.160,00 16000 10160
2019 20160,00 16.128,00 338.688,00 123.621,12 26.880,00 16000 10880
2020 20700,00 16.560,00 347.760,00 126.932,40 27.600,00 16000 200 100 100 11200
2021 21240,00 16.992,00 356.832,00 130.243,68 28.320,00 16000 300 200 200 11620
2022 21780,00 17.424,00 365.904,00 133.554,96 29.040,00 16000 400 300 200 12140
2023 22320,00 17.856,00 374.976,00 136.866,24 29.760,00 16000 500 400 200 12660
2024 22860,00 18.288,00 384.048,00 140.177,52 30.480,00 16000 600 500 200 13180
2025 23400,00 18.720,00 393.120,00 143.488,80 31.200,00 16000 700 600 200 13700
2026 23940,00 19.152,00 402.192,00 146.800,08 31.920,00 16000 800 700 200 14220
2027 24480,00 19.584,00 411.264,00 150.111,36 32.640,00 16000 900 800 200 14740
2028 25020,00 20.016,00 420.336,00 153.422,64 33.360,00 16000 1000 900 200 15260
2029 25560,00 20.448,00 429.408,00 156.733,92 34.080,00 16000 1100 1000 200 15780
2030 26100,00 20.880,00 438.480,00 160.045,20 34.800,00 16000 1200 1100 200 16300
2031 26640,00 21.312,00 447.552,00 163.356,48 35.520,00 16000 1300 1300 400 16520
2032 27180,00 21.744,00 456.624,00 166.667,76 36.240,00 16000 1400 1500 400 16940
2033 27720,00 22.176,00 465.696,00 169.979,04 36.960,00 16000 1500 1700 400 17360
2034 28260,00 22.608,00 474.768,00 173.290,32 37.680,00 16000 1600 1900 400 17780
2035 28800,00 23.040,00 483.840,00 176.601,60 38.400,00 16000 1700 2100 400 18200
2036 29340,00 23.472,00 492.912,00 179.912,88 39.120,00 16000 1800 2300 400 18620
2037 29880,00 23.904,00 501.984,00 183.224,16 39.840,00 16000 1900 2500 400 19040
2038 30420,00 24.336,00 511.056,00 186.535,44 40.560,00 16000 2000 2700 400 19460
2039 30960,00 24.768,00 520.128,00 189.846,72 41.280,00 16000 2100 2900 400 19880
2040 31500,00 25.200,00 529.200,00 193.158,00 42.000,00 16000 2200 3100 400 20300
% 0,38 0,05 0,07 0,01 0,48
114
VARIABLE: Energía
CRECIMIENTO 3% ESCENARIO BAJO VARIABLE ENERGIA
8760 6 10 12
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
AÑO
2015 84096,00 26280,00 110376,00
2016 84096,00 29591,28 113687,28
2017 84096,00 32902,56 116998,56
2018 84096,00 36213,84 120309,84
2019 84096,00 39525,12 123621,12
2020 84096,00 1051,20 219,00 365,00 41201,20 126932,40
2021 84096,00 2102,40 438,00 730,00 42877,28 130243,68
2022 84096,00 3153,60 657,00 1095,00 44553,36 133554,96
2023 84096,00 4204,80 876,00 1460,00 46229,44 136866,24
2024 84096,00 5256,00 1095,00 1825,00 47905,52 140177,52
2025 84096,00 6307,20 1314,00 2190,00 49581,60 143488,80
2026 84096,00 7358,40 1533,00 2555,00 51257,68 146800,08
2027 84096,00 8409,60 1752,00 2920,00 52933,76 150111,36
2028 84096,00 9460,80 1971,00 3285,00 54609,84 153422,64
2029 84096,00 10512,00 2190,00 3650,00 56285,92 156733,92
2030 84096,00 11563,20 2409,00 4015,00 57962,00 160045,20
2031 84096,00 12614,40 2847,00 4745,00 59054,08 163356,48
2032 84096,00 13665,60 3285,00 5475,00 60146,16 166667,76
2033 84096,00 14716,80 3723,00 6205,00 61238,24 169979,04
2034 84096,00 15768,00 4161,00 6935,00 62330,32 173290,32
2035 84096,00 16819,20 4599,00 7665,00 63422,40 176601,60
2036 84096,00 17870,40 5037,00 8395,00 64514,48 179912,88
2037 84096,00 18921,60 5475,00 9125,00 65606,56 183224,16
2038 84096,00 19972,80 5913,00 9855,00 66698,64 186535,44
2039 84096,00 21024,00 6351,00 10585,00 67790,72 189846,72
2040 84096,00 22075,20 6789,00 11315,00 68882,80 193158,00
GENERACION
115
VARIABLE: Emisiones CO2
CRECIMIENTO 3% ESCENARIO BAJO VARIABLE EMISIONES CO2
AÑO Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
gr/KWh 30 30 48 14 550 MMTon
2015 2.522,88 14.454,00 16.976,88
2016 2.522,88 16.275,20 18.798,08
2017 2.522,88 18.096,41 20.619,29
2018 2.522,88 19.917,61 22.440,49
2019 2.522,88 21.738,82 24.261,70
2020 2.522,88 31,54 10,51 5,11 22.660,66 25.230,70
2021 2.522,88 63,07 21,02 10,22 23.582,50 26.199,70
2022 2.522,88 94,61 31,54 15,33 24.504,35 27.168,70
2023 2.522,88 126,14 42,05 20,44 25.426,19 28.137,70
2024 2.522,88 157,68 52,56 25,55 26.348,04 29.106,71
2025 2.522,88 189,22 63,07 30,66 27.269,88 30.075,71
2026 2.522,88 220,75 73,58 35,77 28.191,72 31.044,71
2027 2.522,88 252,29 84,10 40,88 29.113,57 32.013,71
2028 2.522,88 283,82 94,61 45,99 30.035,41 32.982,71
2029 2.522,88 315,36 105,12 51,10 30.957,26 33.951,72
2030 2.522,88 346,90 115,63 56,21 31.879,10 34.920,72
2031 2.522,88 378,43 136,66 66,43 32.479,74 35.584,14
2032 2.522,88 409,97 157,68 76,65 33.080,39 36.247,57
2033 2.522,88 441,50 178,70 86,87 33.681,03 36.910,99
2034 2.522,88 473,04 199,73 97,09 34.281,68 37.574,41
2035 2.522,88 504,58 220,75 107,31 34.882,32 38.237,84
2036 2.522,88 536,11 241,78 117,53 35.482,96 38.901,26
2037 2.522,88 567,65 262,80 127,75 36.083,61 39.564,69
2038 2.522,88 599,18 283,82 137,97 36.684,25 40.228,11
2039 2.522,88 630,72 304,85 148,19 37.284,90 40.891,53
2040 2.522,88 662,26 325,87 158,41 37.885,54 41.554,96
742.277,14 819.624,73
0,91
EMISIONES CO2 (MMTon)
116
VARIABLE: Costo
CRECIMIENTO 3% ESCENARIO BAJO VARIABLE COSTO
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
US$/KWh 0,004 0,04 0,05 0,05 0,045 US$MM
AÑO
2015 336,38 1.182,60 1.518,98
2016 336,38 1.331,61 1.667,99
2017 336,38 1.480,62 1.817,00
2018 336,38 1.629,62 1.966,01
2019 336,38 1.778,63 2.115,01
2020 336,38 42,05 10,95 18,25 1.854,05 2.261,69
2021 336,38 84,10 21,90 36,50 1.929,48 2.408,36
2022 336,38 126,14 32,85 54,75 2.004,90 2.555,03
2023 336,38 168,19 43,80 73,00 2.080,32 2.701,70
2024 336,38 210,24 54,75 91,25 2.155,75 2.848,37
2025 336,38 252,29 65,70 109,50 2.231,17 2.995,04
2026 336,38 294,34 76,65 127,75 2.306,60 3.141,72
2027 336,38 336,38 87,60 146,00 2.382,02 3.288,39
2028 336,38 378,43 98,55 164,25 2.457,44 3.435,06
2029 336,38 420,48 109,50 182,50 2.532,87 3.581,73
2030 336,38 462,53 120,45 200,75 2.608,29 3.728,40
2031 336,38 504,58 142,35 237,25 2.657,43 3.877,99
2032 336,38 546,62 164,25 273,75 2.706,58 4.027,59
2033 336,38 588,67 186,15 310,25 2.755,72 4.177,18
2034 336,38 630,72 208,05 346,75 2.804,86 4.326,77
2035 336,38 672,77 229,95 383,25 2.854,01 4.476,36
2036 336,38 714,82 251,85 419,75 2.903,15 4.625,95
2037 336,38 756,86 273,75 456,25 2.952,30 4.775,54
2038 336,38 798,91 295,65 492,75 3.001,44 4.925,13
2039 336,38 840,96 317,55 529,25 3.050,58 5.074,73
2040 336,38 883,01 339,45 565,75 3.099,73 5.224,32
87.333,12
87.266,23
87.200,63
COSTO
117
Anexo 1.2 Escenario Intermedio
VARIABLE: Potencia
CRECIMIENTO 3% ESCENARIO INTERMEDIO VARIABLE POTENCIA
AÑO
Potencia
maxima
anual
Potencia
Media
Generacion
Media Diaria
Generacion
Anual
Potencia
Instalada
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo
3% 0,8 0,7 0,6
2015 18.000,00 14.400,00 302.400,00 110.376,00 24.000,00 16.000,00 8.000,00
2016 18.540,00 14.832,00 311.472,00 113.687,28 24.720,00 16.000,00 8.720,00
2017 19.080,00 15.264,00 320.544,00 116.998,56 25.440,00 16.000,00 9.440,00
2018 19.620,00 15.696,00 329.616,00 120.309,84 26.160,00 16.000,00 10.160,00
2019 20.160,00 16.128,00 338.688,00 123.621,12 26.880,00 16.000,00 10.880,00
2020 20.700,00 16.560,00 347.760,00 126.932,40 27.600,00 16.000,00 200,00 300,00 300,00 10.800,00
2021 21.240,00 16.992,00 356.832,00 130.243,68 28.320,00 16.000,00 400,00 600,00 600,00 10.720,00
2022 21.780,00 17.424,00 365.904,00 133.554,96 29.040,00 16.000,00 600,00 900,00 900,00 10.640,00
2023 22.320,00 17.856,00 374.976,00 136.866,24 29.760,00 16.000,00 800,00 1.200,00 1.200,00 10.560,00
2024 22.860,00 18.288,00 384.048,00 140.177,52 30.480,00 16.000,00 1.000,00 1.500,00 1.500,00 10.480,00
2025 23.400,00 18.720,00 393.120,00 143.488,80 31.200,00 16.000,00 1.200,00 1.800,00 1.800,00 10.400,00
2026 23.940,00 19.152,00 402.192,00 146.800,08 31.920,00 16.000,00 1.400,00 2.100,00 2.100,00 10.320,00
2027 24.480,00 19.584,00 411.264,00 150.111,36 32.640,00 16.000,00 1.600,00 2.400,00 2.400,00 10.240,00
2028 25.020,00 20.016,00 420.336,00 153.422,64 33.360,00 16.000,00 1.800,00 2.700,00 2.700,00 10.160,00
2029 25.560,00 20.448,00 429.408,00 156.733,92 34.080,00 16.000,00 2.000,00 3.000,00 3.000,00 10.080,00
2030 26.100,00 20.880,00 438.480,00 160.045,20 34.800,00 16.000,00 2.200,00 3.300,00 3.300,00 10.000,00
2031 26.640,00 21.312,00 447.552,00 163.356,48 35.520,00 16.000,00 2.400,00 3.800,00 3.800,00 9.520,00
2032 27.180,00 21.744,00 456.624,00 166.667,76 36.240,00 16.000,00 2.600,00 4.300,00 4.300,00 9.040,00
2033 27.720,00 22.176,00 465.696,00 169.979,04 36.960,00 16.000,00 2.800,00 4.800,00 4.800,00 8.560,00
2034 28.260,00 22.608,00 474.768,00 173.290,32 37.680,00 16.000,00 3.000,00 5.300,00 5.300,00 8.080,00
2035 28.800,00 23.040,00 483.840,00 176.601,60 38.400,00 16.000,00 3.200,00 5.800,00 5.800,00 7.600,00
2036 29.340,00 23.472,00 492.912,00 179.912,88 39.120,00 16.000,00 3.400,00 6.300,00 6.300,00 7.120,00
2037 29.880,00 23.904,00 501.984,00 183.224,16 39.840,00 16.000,00 3.600,00 6.800,00 6.800,00 6.640,00
2038 30.420,00 24.336,00 511.056,00 186.535,44 40.560,00 16.000,00 3.800,00 7.300,00 7.300,00 6.160,00
2039 30.960,00 24.768,00 520.128,00 189.846,72 41.280,00 16.000,00 4.000,00 7.800,00 7.800,00 5.680,00
2040 31.500,00 25.200,00 529.200,00 193.158,00 42.000,00 16.000,00 4.200,00 8.300,00 8.300,00 5.200,00
38,10% 10,00% 19,76% 19,76% 12,38%
118
VARIABLE Energía
CRECIMIENTO 3% ESCENARIO INTERMEDIO VARIABLE ENERGIA
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
AÑO
2015 84.096,00 26.280,00 110.376,00
2016 84.096,00 29.591,28 113.687,28
2017 84.096,00 32.902,56 116.998,56
2018 84.096,00 36.213,84 120.309,84
2019 84.096,00 39.525,12 123.621,12
2020 84.096,00 1.051,20 657,00 1.095,00 40.033,20 126.932,40
2021 84.096,00 2.102,40 1.314,00 2.190,00 40.541,28 130.243,68
2022 84.096,00 3.153,60 1.971,00 3.285,00 41.049,36 133.554,96
2023 84.096,00 4.204,80 2.628,00 4.380,00 41.557,44 136.866,24
2024 84.096,00 5.256,00 3.285,00 5.475,00 42.065,52 140.177,52
2025 84.096,00 6.307,20 3.942,00 6.570,00 42.573,60 143.488,80
2026 84.096,00 7.358,40 4.599,00 7.665,00 43.081,68 146.800,08
2027 84.096,00 8.409,60 5.256,00 8.760,00 43.589,76 150.111,36
2028 84.096,00 9.460,80 5.913,00 9.855,00 44.097,84 153.422,64
2029 84.096,00 10.512,00 6.570,00 10.950,00 44.605,92 156.733,92
2030 84.096,00 11.563,20 7.227,00 12.045,00 45.114,00 160.045,20
2031 84.096,00 12.614,40 8.322,00 13.870,00 44.454,08 163.356,48
2032 84.096,00 13.665,60 9.417,00 15.695,00 43.794,16 166.667,76
2033 84.096,00 14.716,80 10.512,00 17.520,00 43.134,24 169.979,04
2034 84.096,00 15.768,00 11.607,00 19.345,00 42.474,32 173.290,32
2035 84.096,00 16.819,20 12.702,00 21.170,00 41.814,40 176.601,60
2036 84.096,00 17.870,40 13.797,00 22.995,00 41.154,48 179.912,88
2037 84.096,00 18.921,60 14.892,00 24.820,00 40.494,56 183.224,16
2038 84.096,00 19.972,80 15.987,00 26.645,00 39.834,64 186.535,44
2039 84.096,00 21.024,00 17.082,00 28.470,00 39.174,72 189.846,72
2040 84.096,00 22.075,20 18.177,00 30.295,00 38.514,80 193.158,00
GENERACION
119
VARIABLE Emisiones CO2
CRECIMIENTO 3% ESCENARIO INTERMEDIO VARIABLE EMISIONES CO2
AÑO Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
gr/KWh 30 30 48 14 550 MMTon
2015 2.522,88 14.454,00 16.976,88
2016 2.522,88 16.275,20 18.798,08
2017 2.522,88 18.096,41 20.619,29
2018 2.522,88 19.917,61 22.440,49
2019 2.522,88 21.738,82 24.261,70
2020 2.522,88 31,54 31,54 15,33 22.018,26 24.619,54
2021 2.522,88 63,07 63,07 30,66 22.297,70 24.977,39
2022 2.522,88 94,61 94,61 45,99 22.577,15 25.335,23
2023 2.522,88 126,14 126,14 61,32 22.856,59 25.693,08
2024 2.522,88 157,68 157,68 76,65 23.136,04 26.050,93
2025 2.522,88 189,22 189,22 91,98 23.415,48 26.408,77
2026 2.522,88 220,75 220,75 107,31 23.694,92 26.766,62
2027 2.522,88 252,29 252,29 122,64 23.974,37 27.124,46
2028 2.522,88 283,82 283,82 137,97 24.253,81 27.482,31
2029 2.522,88 315,36 315,36 153,30 24.533,26 27.840,16
2030 2.522,88 346,90 346,90 168,63 24.812,70 28.198,00
2031 2.522,88 378,43 399,46 194,18 24.449,74 27.944,69
2032 2.522,88 409,97 452,02 219,73 24.086,79 27.691,38
2033 2.522,88 441,50 504,58 245,28 23.723,83 27.438,07
2034 2.522,88 473,04 557,14 270,83 23.360,88 27.184,76
2035 2.522,88 504,58 609,70 296,38 22.997,92 26.931,45
2036 2.522,88 536,11 662,26 321,93 22.634,96 26.678,14
2037 2.522,88 567,65 714,82 347,48 22.272,01 26.424,83
2038 2.522,88 599,18 767,38 373,03 21.909,05 26.171,52
2039 2.522,88 630,72 819,94 398,58 21.546,10 25.918,21
2040 2.522,88 662,26 872,50 424,13 21.183,14 25.664,90
576.216,74 661.640,90
EMISIONES CO2 (MMTon)
120
VARIABLE: Costo
CRECIMIENTO 3% ESCENARIO INTERMEDIO VARIABLE COSTO
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
US$/KWh 0,004 0,04 0,05 0,05 0,045 US$MM
AÑO
2015 336,38 1182,60 1518,98
2016 336,38 1331,61 1667,99
2017 336,38 1480,62 1817,00
2018 336,38 1629,62 1966,01
2019 336,38 1778,63 2115,01
2020 336,38 42,05 32,85 54,75 1801,49 2267,53
2021 336,38 84,10 65,70 109,50 1824,36 2420,04
2022 336,38 126,14 98,55 164,25 1847,22 2572,55
2023 336,38 168,19 131,40 219,00 1870,08 2725,06
2024 336,38 210,24 164,25 273,75 1892,95 2877,57
2025 336,38 252,29 197,10 328,50 1915,81 3030,08
2026 336,38 294,34 229,95 383,25 1938,68 3182,60
2027 336,38 336,38 262,80 438,00 1961,54 3335,11
2028 336,38 378,43 295,65 492,75 1984,40 3487,62
2029 336,38 420,48 328,50 547,50 2007,27 3640,13
2030 336,38 462,53 361,35 602,25 2030,13 3792,64
2031 336,38 504,58 416,10 693,50 2000,43 3950,99
2032 336,38 546,62 470,85 784,75 1970,74 4109,35
2033 336,38 588,67 525,60 876,00 1941,04 4267,70
2034 336,38 630,72 580,35 967,25 1911,34 4426,05
2035 336,38 672,77 635,10 1058,50 1881,65 4584,40
2036 336,38 714,82 689,85 1149,75 1851,95 4742,75
2037 336,38 756,86 744,60 1241,00 1822,26 4901,10
2038 336,38 798,91 799,35 1332,25 1792,56 5059,45
2039 336,38 840,96 854,10 1423,50 1762,86 5217,81
2040 336,38 883,01 908,85 1514,75 1733,17 5376,16
88838,26
88769,93
88702,91
COSTO
121
Anexo 1.3 Escenario Alto
VARIABLE: Potencia
CRECIMIENTO 3% ESCENARIO ALTO VARIABLE POTENCIA
AÑO
Potencia
maxima anual
Potencia
Media
Generacion
Media
Diaria
Generacion
Anual
Potencia
Instalada
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo
0,8 0,7 0,6
2015 18.000,00 14.400,00 302.400,00 110.376,00 24.000,00 16.000,00 8.000,00
2016 18.540,00 14.832,00 311.472,00 113.687,28 24.720,00 16.000,00 8.720,00
2017 19.080,00 15.264,00 320.544,00 116.998,56 25.440,00 16.000,00 9.440,00
2018 19.620,00 15.696,00 329.616,00 120.309,84 26.160,00 16.000,00 10.160,00
2019 20.160,00 16.128,00 338.688,00 123.621,12 26.880,00 16.000,00 10.880,00
2020 20.700,00 16.560,00 347.760,00 126.932,40 27.600,00 16.000,00 200,00 400,00 400,00 10.600,00
2021 21.240,00 16.992,00 356.832,00 130.243,68 28.320,00 16.000,00 400,00 800,00 800,00 10.320,00
2022 21.780,00 17.424,00 365.904,00 133.554,96 29.040,00 16.000,00 600,00 1.200,00 1.200,00 10.040,00
2023 22.320,00 17.856,00 374.976,00 136.866,24 29.760,00 16.000,00 800,00 1.600,00 1.600,00 9.760,00
2024 22.860,00 18.288,00 384.048,00 140.177,52 30.480,00 16.000,00 1.000,00 2.000,00 2.000,00 9.480,00
2025 23.400,00 18.720,00 393.120,00 143.488,80 31.200,00 16.000,00 1.200,00 2.400,00 2.400,00 9.200,00
2026 23.940,00 19.152,00 402.192,00 146.800,08 31.920,00 16.000,00 1.400,00 2.800,00 2.800,00 8.920,00
2027 24.480,00 19.584,00 411.264,00 150.111,36 32.640,00 16.000,00 1.600,00 3.200,00 3.200,00 8.640,00
2028 25.020,00 20.016,00 420.336,00 153.422,64 33.360,00 16.000,00 1.800,00 3.600,00 3.600,00 8.360,00
2029 25.560,00 20.448,00 429.408,00 156.733,92 34.080,00 16.000,00 2.000,00 4.000,00 4.000,00 8.080,00
2030 26.100,00 20.880,00 438.480,00 160.045,20 34.800,00 16.000,00 2.200,00 4.400,00 4.400,00 7.800,00
2031 26.640,00 21.312,00 447.552,00 163.356,48 35.520,00 16.000,00 2.400,00 5.000,00 5.000,00 7.120,00
2032 27.180,00 21.744,00 456.624,00 166.667,76 36.240,00 16.000,00 2.600,00 5.600,00 5.600,00 6.440,00
2033 27.720,00 22.176,00 465.696,00 169.979,04 36.960,00 16.000,00 2.800,00 6.200,00 6.200,00 5.760,00
2034 28.260,00 22.608,00 474.768,00 173.290,32 37.680,00 16.000,00 3.000,00 6.800,00 6.800,00 5.080,00
2035 28.800,00 23.040,00 483.840,00 176.601,60 38.400,00 16.000,00 3.200,00 7.400,00 7.400,00 4.400,00
2036 29.340,00 23.472,00 492.912,00 179.912,88 39.120,00 16.000,00 3.400,00 8.000,00 8.000,00 3.720,00
2037 29.880,00 23.904,00 501.984,00 183.224,16 39.840,00 16.000,00 3.600,00 8.600,00 8.600,00 3.040,00
2038 30.420,00 24.336,00 511.056,00 186.535,44 40.560,00 16.000,00 3.800,00 9.200,00 9.200,00 2.360,00
2039 30.960,00 24.768,00 520.128,00 189.846,72 41.280,00 16.000,00 4.000,00 9.800,00 9.800,00 1.680,00
2040 31.500,00 25.200,00 529.200,00 193.158,00 42.000,00 16.000,00 4.200,00 10.400,00 10.400,00 1.000,00
38,1% 10,0% 24,8% 24,8% 2,4%
122
VARIABLE: Energía
CRECIMIENTO 3% ESCENARIO ALTO VARIABLE ENERGIA
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
AÑO
2015 84096 26280 110376,00
2016 84096 29591,28 113687,28
2017 84096 32902,56 116998,56
2018 84096 36213,84 120309,84
2019 84096 39525,12 123621,12
2020 84096 1051,20 876 1460 39449,2 126932,40
2021 84096 2102,40 1752 2920 39373,28 130243,68
2022 84096 3153,60 2628 4380 39297,36 133554,96
2023 84096 4204,80 3504 5840 39221,44 136866,24
2024 84096 5256,00 4380 7300 39145,52 140177,52
2025 84096 6307,20 5256 8760 39069,6 143488,80
2026 84096 7358,40 6132 10220 38993,68 146800,08
2027 84096 8409,60 7008 11680 38917,76 150111,36
2028 84096 9460,80 7884 13140 38841,84 153422,64
2029 84096 10512,00 8760 14600 38765,92 156733,92
2030 84096 11563,20 9636 16060 38690 160045,20
2031 84096 12614,40 10950 18250 37446,08 163356,48
2032 84096 13665,60 12264 20440 36202,16 166667,76
2033 84096 14716,80 13578 22630 34958,24 169979,04
2034 84096 15768,00 14892 24820 33714,32 173290,32
2035 84096 16819,20 16206 27010 32470,4 176601,60
2036 84096 17870,40 17520 29200 31226,48 179912,88
2037 84096 18921,60 18834 31390 29982,56 183224,16
2038 84096 19972,80 20148 33580 28738,64 186535,44
2039 84096 21024,00 21462 35770 27494,72 189846,72
2040 84096 22075,20 22776 37960 26250,8 193158,00
GENERACION
123
VARIABLE: Emisiones CO2
CRECIMIENTO 3% ESCENARIO ALTO VARIABLE EMISIONES CO2
AÑO Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
gr/KWh 30 30 48 14 550 MMTon
2015 2.522,88 0,00 0,00 0,00 14.454,00 16.976,88
2016 2.522,88 0,00 0,00 0,00 16.275,20 18.798,08
2017 2.522,88 0,00 0,00 0,00 18.096,41 20.619,29
2018 2.522,88 0,00 0,00 0,00 19.917,61 22.440,49
2019 2.522,88 0,00 0,00 0,00 21.738,82 24.261,70
2020 2.522,88 31,54 42,05 20,44 21.697,06 24.313,96
2021 2.522,88 63,07 84,10 40,88 21.655,30 24.366,23
2022 2.522,88 94,61 126,14 61,32 21.613,55 24.418,50
2023 2.522,88 126,14 168,19 81,76 21.571,79 24.470,77
2024 2.522,88 157,68 210,24 102,20 21.530,04 24.523,04
2025 2.522,88 189,22 252,29 122,64 21.488,28 24.575,30
2026 2.522,88 220,75 294,34 143,08 21.446,52 24.627,57
2027 2.522,88 252,29 336,38 163,52 21.404,77 24.679,84
2028 2.522,88 283,82 378,43 183,96 21.363,01 24.732,11
2029 2.522,88 315,36 420,48 204,40 21.321,26 24.784,38
2030 2.522,88 346,90 462,53 224,84 21.279,50 24.836,64
2031 2.522,88 378,43 525,60 255,50 20.595,34 24.277,76
2032 2.522,88 409,97 588,67 286,16 19.911,19 23.718,87
2033 2.522,88 441,50 651,74 316,82 19.227,03 23.159,98
2034 2.522,88 473,04 714,82 347,48 18.542,88 22.601,09
2035 2.522,88 504,58 777,89 378,14 17.858,72 22.042,20
2036 2.522,88 536,11 840,96 408,80 17.174,56 21.483,32
2037 2.522,88 567,65 904,03 439,46 16.490,41 20.924,43
2038 2.522,88 599,18 967,10 470,12 15.806,25 20.365,54
2039 2.522,88 630,72 1.030,18 500,78 15.122,10 19.806,65
2040 2.522,88 662,26 1.093,25 531,44 14.437,94 19.247,76
502.019,54 591.052,38
EMISIONES CO2 (MMTon)
124
VARIABLE: Costo
CRECIMIENTO 3% ESCENARIO ALTO VARIABLE EMISIONES CO2
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
US$/KWh 0,004 0,04 0,05 0,05 0,045 US$MM
AÑO
2015 336,38 0,00 0,00 0,00 1.182,60 1.518,98
2016 336,38 0,00 0,00 0,00 1.331,61 1.667,99
2017 336,38 0,00 0,00 0,00 1.480,62 1.817,00
2018 336,38 0,00 0,00 0,00 1.629,62 1.966,01
2019 336,38 0,00 0,00 0,00 1.778,63 2.115,01
2020 336,38 42,05 43,80 73,00 1.775,21 2.270,45
2021 336,38 84,10 87,60 146,00 1.771,80 2.425,88
2022 336,38 126,14 131,40 219,00 1.768,38 2.581,31
2023 336,38 168,19 175,20 292,00 1.764,96 2.736,74
2024 336,38 210,24 219,00 365,00 1.761,55 2.892,17
2025 336,38 252,29 262,80 438,00 1.758,13 3.047,60
2026 336,38 294,34 306,60 511,00 1.754,72 3.203,04
2027 336,38 336,38 350,40 584,00 1.751,30 3.358,47
2028 336,38 378,43 394,20 657,00 1.747,88 3.513,90
2029 336,38 420,48 438,00 730,00 1.744,47 3.669,33
2030 336,38 462,53 481,80 803,00 1.741,05 3.824,76
2031 336,38 504,58 547,50 912,50 1.685,07 3.986,03
2032 336,38 546,62 613,20 1.022,00 1.629,10 4.147,31
2033 336,38 588,67 678,90 1.131,50 1.573,12 4.308,58
2034 336,38 630,72 744,60 1.241,00 1.517,14 4.469,85
2035 336,38 672,77 810,30 1.350,50 1.461,17 4.631,12
2036 336,38 714,82 876,00 1.460,00 1.405,19 4.792,39
2037 336,38 756,86 941,70 1.569,50 1.349,22 4.953,66
2038 336,38 798,91 1.007,40 1.679,00 1.293,24 5.114,93
2039 336,38 840,96 1.073,10 1.788,50 1.237,26 5.276,21
2040 336,38 883,01 1.138,80 1.898,00 1.181,29 5.437,48
COSTO
125
13.2 Anexo 2. Escenario Crecimiento 4%
Anexo 2.1 Escenario bajo
VARIABLE: Potencia
CRECIMIENTO 4% ESCENARIO BAJO VARIABLE POTENCIA
AÑO
Potencia
maxima
anual
Potencia
Media
Generacion
Media
Diaria
Generacion
Anual
Potencia
Instalada
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo
0,04 0,8 0,7 0,6
2015 18.000,00 14.400,00 302.400,00 110.376,00 24.000,00 16.000,00 8.000,00
2016 18.720,00 14.976,00 314.496,00 114.791,04 24.960,00 16.000,00 8.960,00
2017 19.440,00 15.552,00 326.592,00 119.206,08 25.920,00 16.000,00 9.920,00
2018 20.160,00 16.128,00 338.688,00 123.621,12 26.880,00 16.000,00 10.880,00
2019 20.880,00 16.704,00 350.784,00 128.036,16 27.840,00 16.000,00 11.840,00
2020 21.600,00 17.280,00 362.880,00 132.451,20 28.800,00 16.000,00 200,00 100,00 100,00 12.400,00
2021 22.320,00 17.856,00 374.976,00 136.866,24 29.760,00 16.000,00 400,00 200,00 200,00 12.960,00
2022 23.040,00 18.432,00 387.072,00 141.281,28 30.720,00 16.000,00 600,00 300,00 300,00 13.520,00
2023 23.760,00 19.008,00 399.168,00 145.696,32 31.680,00 16.000,00 800,00 400,00 400,00 14.080,00
2024 24.480,00 19.584,00 411.264,00 150.111,36 32.640,00 16.000,00 1.000,00 500,00 500,00 14.640,00
2025 25.200,00 20.160,00 423.360,00 154.526,40 33.600,00 16.000,00 1.200,00 600,00 600,00 15.200,00
2026 25.920,00 20.736,00 435.456,00 158.941,44 34.560,00 16.000,00 1.400,00 700,00 700,00 15.760,00
2027 26.640,00 21.312,00 447.552,00 163.356,48 35.520,00 16.000,00 1.600,00 800,00 800,00 16.320,00
2028 27.360,00 21.888,00 459.648,00 167.771,52 36.480,00 16.000,00 1.800,00 900,00 900,00 16.880,00
2029 28.080,00 22.464,00 471.744,00 172.186,56 37.440,00 16.000,00 2.000,00 1.000,00 1.000,00 17.440,00
2030 28.800,00 23.040,00 483.840,00 176.601,60 38.400,00 16.000,00 2.200,00 1.100,00 1.100,00 18.000,00
2031 29.520,00 23.616,00 495.936,00 181.016,64 39.360,00 16.000,00 2.400,00 1.300,00 1.300,00 18.360,00
2032 30.240,00 24.192,00 508.032,00 185.431,68 40.320,00 16.000,00 2.600,00 1.500,00 1.500,00 18.720,00
2033 30.960,00 24.768,00 520.128,00 189.846,72 41.280,00 16.000,00 2.800,00 1.700,00 1.700,00 19.080,00
2034 31.680,00 25.344,00 532.224,00 194.261,76 42.240,00 16.000,00 3.000,00 1.900,00 1.900,00 19.440,00
2035 32.400,00 25.920,00 544.320,00 198.676,80 43.200,00 16.000,00 3.200,00 2.100,00 2.100,00 19.800,00
2036 33.120,00 26.496,00 556.416,00 203.091,84 44.160,00 16.000,00 3.400,00 2.300,00 2.300,00 20.160,00
2037 33.840,00 27.072,00 568.512,00 207.506,88 45.120,00 16.000,00 3.600,00 2.500,00 2.500,00 20.520,00
2038 34.560,00 27.648,00 580.608,00 211.921,92 46.080,00 16.000,00 3.800,00 2.700,00 2.700,00 20.880,00
2039 35.280,00 28.224,00 592.704,00 216.336,96 47.040,00 16.000,00 4.000,00 2.900,00 2.900,00 21.240,00
2040 36.000,00 28.800,00 604.800,00 220.752,00 48.000,00 16.000,00 4.200,00 3.100,00 3.100,00 21.600,00
33,33% 8,75% 6,46% 6,46% 45,00%
126
VARIABLE: Energía
CRECIMIENTO 4% ESCENARIO BAJO VARIABLE ENERGIA
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
AÑO
2015 84.096,00 26.280,00 110.376,00
2016 84.096,00 30.695,04 114.791,04
2017 84.096,00 35.110,08 119.206,08
2018 84.096,00 39.525,12 123.621,12
2019 84.096,00 43.940,16 128.036,16
2020 84.096,00 1.051,20 219,00 365,00 46.720,00 132.451,20
2021 84.096,00 2.102,40 438,00 730,00 49.499,84 136.866,24
2022 84.096,00 3.153,60 657,00 1.095,00 52.279,68 141.281,28
2023 84.096,00 4.204,80 876,00 1.460,00 55.059,52 145.696,32
2024 84.096,00 5.256,00 1.095,00 1.825,00 57.839,36 150.111,36
2025 84.096,00 6.307,20 1.314,00 2.190,00 60.619,20 154.526,40
2026 84.096,00 7.358,40 1.533,00 2.555,00 63.399,04 158.941,44
2027 84.096,00 8.409,60 1.752,00 2.920,00 66.178,88 163.356,48
2028 84.096,00 9.460,80 1.971,00 3.285,00 68.958,72 167.771,52
2029 84.096,00 10.512,00 2.190,00 3.650,00 71.738,56 172.186,56
2030 84.096,00 11.563,20 2.409,00 4.015,00 74.518,40 176.601,60
2031 84.096,00 12.614,40 2.847,00 4.745,00 76.714,24 181.016,64
2032 84.096,00 13.665,60 3.285,00 5.475,00 78.910,08 185.431,68
2033 84.096,00 14.716,80 3.723,00 6.205,00 81.105,92 189.846,72
2034 84.096,00 15.768,00 4.161,00 6.935,00 83.301,76 194.261,76
2035 84.096,00 16.819,20 4.599,00 7.665,00 85.497,60 198.676,80
2036 84.096,00 17.870,40 5.037,00 8.395,00 87.693,44 203.091,84
2037 84.096,00 18.921,60 5.475,00 9.125,00 89.889,28 207.506,88
2038 84.096,00 19.972,80 5.913,00 9.855,00 92.085,12 211.921,92
2039 84.096,00 21.024,00 6.351,00 10.585,00 94.280,96 216.336,96
2040 84.096,00 22.075,20 6.789,00 11.315,00 96.476,80 220.752,00
GENERACION
127
VARIABLE: Emisiones CO2
CRECIMIENTO 4% ESCENARIO BAJO VARIABLE EMISIONES CO2
AÑO Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
30 30 48 14 550
2015 2522,88 14454,00 16976,88
2016 2522,88 16882,27 19405,15
2017 2522,88 19310,54 21833,42
2018 2522,88 21738,82 24261,70
2019 2522,88 24167,09 26689,97
2020 2522,88 31,54 10,51 5,11 25696,00 28266,04
2021 2522,88 63,07 21,02 10,22 27224,91 29842,11
2022 2522,88 94,61 31,54 15,33 28753,82 31418,18
2023 2522,88 126,14 42,05 20,44 30282,74 32994,25
2024 2522,88 157,68 52,56 25,55 31811,65 34570,32
2025 2522,88 189,22 63,07 30,66 33340,56 36146,39
2026 2522,88 220,75 73,58 35,77 34869,47 37722,46
2027 2522,88 252,29 84,10 40,88 36398,38 39298,53
2028 2522,88 283,82 94,61 45,99 37927,30 40874,60
2029 2522,88 315,36 105,12 51,10 39456,21 42450,67
2030 2522,88 346,90 115,63 56,21 40985,12 44026,74
2031 2522,88 378,43 136,66 66,43 42192,83 45297,23
2032 2522,88 409,97 157,68 76,65 43400,54 46567,72
2033 2522,88 441,50 178,70 86,87 44608,26 47838,21
2034 2522,88 473,04 199,73 97,09 45815,97 49108,71
2035 2522,88 504,58 220,75 107,31 47023,68 50379,20
2036 2522,88 536,11 241,78 117,53 48231,39 51649,69
2037 2522,88 567,65 262,80 127,75 49439,10 52920,18
2038 2522,88 599,18 283,82 137,97 50646,82 54190,67
2039 2522,88 630,72 304,85 148,19 51854,53 55461,17
2040 2522,88 662,26 325,87 158,41 53062,24 56731,66
939574,24 1016921,83
EMISIONES CO2
128
VARIABLE: Costo
CRECIMIENTO 4% ESCENARIO BAJO VARIABLE COSTO
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
AÑO
0,004 0,04 0,05 0,05 0,045
2015 336,38 1182,60 1518,98
2016 336,38 1381,28 1717,66
2017 336,38 1579,95 1916,34
2018 336,38 1778,63 2115,01
2019 336,38 1977,31 2313,69
2020 336,38 42,05 10,95 18,25 2102,40 2510,03
2021 336,38 84,10 21,90 36,50 2227,49 2706,37
2022 336,38 126,14 32,85 54,75 2352,59 2902,71
2023 336,38 168,19 43,80 73,00 2477,68 3099,05
2024 336,38 210,24 54,75 91,25 2602,77 3295,40
2025 336,38 252,29 65,70 109,50 2727,86 3491,74
2026 336,38 294,34 76,65 127,75 2852,96 3688,08
2027 336,38 336,38 87,60 146,00 2978,05 3884,42
2028 336,38 378,43 98,55 164,25 3103,14 4080,76
2029 336,38 420,48 109,50 182,50 3228,24 4277,10
2030 336,38 462,53 120,45 200,75 3353,33 4473,44
2031 336,38 504,58 142,35 237,25 3452,14 4672,70
2032 336,38 546,62 164,25 273,75 3550,95 4871,96
2033 336,38 588,67 186,15 310,25 3649,77 5071,22
2034 336,38 630,72 208,05 346,75 3748,58 5270,48
2035 336,38 672,77 229,95 383,25 3847,39 5469,74
2036 336,38 714,82 251,85 419,75 3946,20 5669,00
2037 336,38 756,86 273,75 456,25 4045,02 5868,27
2038 336,38 798,91 295,65 492,75 4143,83 6067,53
2039 336,38 840,96 317,55 529,25 4242,64 6266,79
2040 336,38 883,01 339,45 565,75 4341,46 6466,05
COSTO
129
Anexo 2.2 Escenario Intermedio
VARIABLE: Potencia
CRECIMIENTO 4% ESCENARIO INTERMEDIO VARIABLE POTENCIA
AÑO
Potencia
maxima anual
Potencia
Media
Generacion
Media
Diaria
Generacion
Anual
Potencia
Instalada
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo
0,04 0,8 0,7 0,6
2015 18000 14400 302400 110376 24000 16000 8000
2016 18720 14976 314496 114791,04 24960 16000 8960
2017 19440 15552 326592 119206,08 25920 16000 9920
2018 20160 16128 338688 123621,12 26880 16000 10880
2019 20880 16704 350784 128036,16 27840 16000 11840
2020 21600 17280 362880 132451,2 28800 16000 200 300 300 12000
2021 22320 17856 374976 136866,24 29760 16000 400 600 600 12160
2022 23040 18432 387072 141281,28 30720 16000 600 900 900 12320
2023 23760 19008 399168 145696,32 31680 16000 800 1200 1200 12480
2024 24480 19584 411264 150111,36 32640 16000 1000 1500 1500 12640
2025 25200 20160 423360 154526,4 33600 16000 1200 1800 1800 12800
2026 25920 20736 435456 158941,44 34560 16000 1400 2100 2100 12960
2027 26640 21312 447552 163356,48 35520 16000 1600 2400 2400 13120
2028 27360 21888 459648 167771,52 36480 16000 1800 2700 2700 13280
2029 28080 22464 471744 172186,56 37440 16000 2000 3000 3000 13440
2030 28800 23040 483840 176601,6 38400 16000 2200 3300 3300 13600
2031 29520 23616 495936 181016,64 39360 16000 2400 3800 3800 13360
2032 30240 24192 508032 185431,68 40320 16000 2600 4300 4300 13120
2033 30960 24768 520128 189846,72 41280 16000 2800 4800 4800 12880
2034 31680 25344 532224 194261,76 42240 16000 3000 5300 5300 12640
2035 32400 25920 544320 198676,8 43200 16000 3200 5800 5800 12400
2036 33120 26496 556416 203091,84 44160 16000 3400 6300 6300 12160
2037 33840 27072 568512 207506,88 45120 16000 3600 6800 6800 11920
2038 34560 27648 580608 211921,92 46080 16000 3800 7300 7300 11680
2039 35280 28224 592704 216336,96 47040 16000 4000 7800 7800 11440
2040 36000 28800 604800 220752 48000 16000 4200 8300 8300 11200
33,33% 8,75% 17,29% 17,29% 23,33%
130
VARIABLE: Energía
CRECIMIENTO 4% ESCENARIO INTERMEDIO VARIABLE ENERGIA
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
AÑO
2015 84096,00 26280,00 110376,00
2016 84096,00 30695,04 114791,04
2017 84096,00 35110,08 119206,08
2018 84096,00 39525,12 123621,12
2019 84096,00 43940,16 128036,16
2020 84096,00 1051,20 657,00 1095,00 45552,00 132451,20
2021 84096,00 2102,40 1314,00 2190,00 47163,84 136866,24
2022 84096,00 3153,60 1971,00 3285,00 48775,68 141281,28
2023 84096,00 4204,80 2628,00 4380,00 50387,52 145696,32
2024 84096,00 5256,00 3285,00 5475,00 51999,36 150111,36
2025 84096,00 6307,20 3942,00 6570,00 53611,20 154526,40
2026 84096,00 7358,40 4599,00 7665,00 55223,04 158941,44
2027 84096,00 8409,60 5256,00 8760,00 56834,88 163356,48
2028 84096,00 9460,80 5913,00 9855,00 58446,72 167771,52
2029 84096,00 10512,00 6570,00 10950,00 60058,56 172186,56
2030 84096,00 11563,20 7227,00 12045,00 61670,40 176601,60
2031 84096,00 12614,40 8322,00 13870,00 62114,24 181016,64
2032 84096,00 13665,60 9417,00 15695,00 62558,08 185431,68
2033 84096,00 14716,80 10512,00 17520,00 63001,92 189846,72
2034 84096,00 15768,00 11607,00 19345,00 63445,76 194261,76
2035 84096,00 16819,20 12702,00 21170,00 63889,60 198676,80
2036 84096,00 17870,40 13797,00 22995,00 64333,44 203091,84
2037 84096,00 18921,60 14892,00 24820,00 64777,28 207506,88
2038 84096,00 19972,80 15987,00 26645,00 65221,12 211921,92
2039 84096,00 21024,00 17082,00 28470,00 65664,96 216336,96
2040 84096,00 22075,20 18177,00 30295,00 66108,80 220752,00
0,38 0,10 0,08 0,14 0,30 1,00
GENERACION
131
VARIABLE: Emisiones CO2
CRECIMIENTO 4% ESCENARIO INTERMEDIO VARIABLE EMISIONES CO2
AÑO Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
30 30 48 14 550
2015 2522,88 14454,00 16976,88
2016 2522,88 16882,27 19405,15
2017 2522,88 19310,54 21833,42
2018 2522,88 21738,82 24261,70
2019 2522,88 24167,09 26689,97
2020 2522,88 31,54 31,54 15,33 25053,60 27654,88
2021 2522,88 63,07 63,07 30,66 25940,11 28619,80
2022 2522,88 94,61 94,61 45,99 26826,62 29584,71
2023 2522,88 126,14 126,14 61,32 27713,14 30549,62
2024 2522,88 157,68 157,68 76,65 28599,65 31514,54
2025 2522,88 189,22 189,22 91,98 29486,16 32479,45
2026 2522,88 220,75 220,75 107,31 30372,67 33444,37
2027 2522,88 252,29 252,29 122,64 31259,18 34409,28
2028 2522,88 283,82 283,82 137,97 32145,70 35374,19
2029 2522,88 315,36 315,36 153,30 33032,21 36339,11
2030 2522,88 346,90 346,90 168,63 33918,72 37304,02
2031 2522,88 378,43 399,46 194,18 34162,83 37657,78
2032 2522,88 409,97 452,02 219,73 34406,94 38011,54
2033 2522,88 441,50 504,58 245,28 34651,06 38365,30
2034 2522,88 473,04 557,14 270,83 34895,17 38719,05
2035 2522,88 504,58 609,70 296,38 35139,28 39072,81
2036 2522,88 536,11 662,26 321,93 35383,39 39426,57
2037 2522,88 567,65 714,82 347,48 35627,50 39780,33
2038 2522,88 599,18 767,38 373,03 35871,62 40134,09
2039 2522,88 630,72 819,94 398,58 36115,73 40487,84
2040 2522,88 662,26 872,50 424,13 36359,84 40841,60
773513,84 858938,00
EMISIONES CO2
132
VARIABLE: Costo
CRECIMIENTO 4% ESCENARIO INTERMEDIO VARIABLE COSTO
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
AÑO
0,004 0,04 0,05 0,05 0,045
2015 336,384 0 0 0 1182,6 1518,984
2016 336,384 0 0 0 1381,2768 1717,6608
2017 336,384 0 0 0 1579,9536 1916,3376
2018 336,384 0 0 0 1778,6304 2115,0144
2019 336,384 0 0 0 1977,3072 2313,6912
2020 336,384 42,048 32,85 54,75 2049,84 2515,872
2021 336,384 84,096 65,7 109,5 2122,3728 2718,0528
2022 336,384 126,144 98,55 164,25 2194,9056 2920,2336
2023 336,384 168,192 131,4 219 2267,4384 3122,4144
2024 336,384 210,24 164,25 273,75 2339,9712 3324,5952
2025 336,384 252,288 197,1 328,5 2412,504 3526,776
2026 336,384 294,336 229,95 383,25 2485,0368 3728,9568
2027 336,384 336,384 262,8 438 2557,5696 3931,1376
2028 336,384 378,432 295,65 492,75 2630,1024 4133,3184
2029 336,384 420,48 328,5 547,5 2702,6352 4335,4992
2030 336,384 462,528 361,35 602,25 2775,168 4537,68
2031 336,384 504,576 416,1 693,5 2795,1408 4745,7008
2032 336,384 546,624 470,85 784,75 2815,1136 4953,7216
2033 336,384 588,672 525,6 876 2835,0864 5161,7424
2034 336,384 630,72 580,35 967,25 2855,0592 5369,7632
2035 336,384 672,768 635,1 1058,5 2875,032 5577,784
2036 336,384 714,816 689,85 1149,75 2895,0048 5785,8048
2037 336,384 756,864 744,6 1241 2914,9776 5993,8256
2038 336,384 798,912 799,35 1332,25 2934,9504 6201,8464
2039 336,384 840,96 854,1 1423,5 2954,9232 6409,8672
2040 336,384 883,008 908,85 1514,75 2974,896 6617,888
COSTO
133
Anexo 2.3 Escenario Alto
VARIABLE: Potencia
CRECIMIENTO 4% ESCENARIO ALTO VARIABLE POTENCIA
AÑO
Potencia
maxima anual
Potencia
Media
Generacion
Media
Diaria
Generacion
Anual
Potencia
Instalada
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo
0,04 0,8 0,7 0,6
2015 18000 14400 302400 110376 24000 16000 8000
2016 18720 14976 314496 114791,04 24960 16000 8960
2017 19440 15552 326592 119206,08 25920 16000 9920
2018 20160 16128 338688 123621,12 26880 16000 10880
2019 20880 16704 350784 128036,16 27840 16000 11840
2020 21600 17280 362880 132451,2 28800 16000 200 100 100 12400
2021 22320 17856 374976 136866,24 29760 16000 400 200 200 12960
2022 23040 18432 387072 141281,28 30720 16000 600 300 300 13520
2023 23760 19008 399168 145696,32 31680 16000 800 400 400 14080
2024 24480 19584 411264 150111,36 32640 16000 1000 500 500 14640
2025 25200 20160 423360 154526,4 33600 16000 1200 600 600 15200
2026 25920 20736 435456 158941,44 34560 16000 1400 700 700 15760
2027 26640 21312 447552 163356,48 35520 16000 1600 800 800 16320
2028 27360 21888 459648 167771,52 36480 16000 1800 900 900 16880
2029 28080 22464 471744 172186,56 37440 16000 2000 1000 1000 17440
2030 28800 23040 483840 176601,6 38400 16000 2200 1100 1100 18000
2031 29520 23616 495936 181016,64 39360 16000 2400 1300 1300 18360
2032 30240 24192 508032 185431,68 40320 16000 2600 1500 1500 18720
2033 30960 24768 520128 189846,72 41280 16000 2800 1700 1700 19080
2034 31680 25344 532224 194261,76 42240 16000 3000 1900 1900 19440
2035 32400 25920 544320 198676,8 43200 16000 3200 2100 2100 19800
2036 33120 26496 556416 203091,84 44160 16000 3400 2300 2300 20160
2037 33840 27072 568512 207506,88 45120 16000 3600 2500 2500 20520
2038 34560 27648 580608 211921,92 46080 16000 3800 2700 2700 20880
2039 35280 28224 592704 216336,96 47040 16000 4000 2900 2900 21240
2040 36000 28800 604800 220752 48000 16000 4200 3100 3100 21600
33,33% 8,75% 6,46% 6,46% 45,00%
134
VARIABLE: Energía
CRECIMIENTO 4% ESCENARIO ALTO VARIABLE ENERGIA
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
AÑO
2015 84096 26280 110376
2016 84096 30695,04 114791,04
2017 84096 35110,08 119206,08
2018 84096 39525,12 123621,12
2019 84096 43940,16 128036,16
2020 84096 1051,2 876 1460 44968 132451,2
2021 84096 2102,4 1752 2920 45995,84 136866,24
2022 84096 3153,6 2628 4380 47023,68 141281,28
2023 84096 4204,8 3504 5840 48051,52 145696,32
2024 84096 5256 4380 7300 49079,36 150111,36
2025 84096 6307,2 5256 8760 50107,2 154526,4
2026 84096 7358,4 6132 10220 51135,04 158941,44
2027 84096 8409,6 7008 11680 52162,88 163356,48
2028 84096 9460,8 7884 13140 53190,72 167771,52
2029 84096 10512 8760 14600 54218,56 172186,56
2030 84096 11563,2 9636 16060 55246,4 176601,6
2031 84096 12614,4 10950 18250 55106,24 181016,64
2032 84096 13665,6 12264 20440 54966,08 185431,68
2033 84096 14716,8 13578 22630 54825,92 189846,72
2034 84096 15768 14892 24820 54685,76 194261,76
2035 84096 16819,2 16206 27010 54545,6 198676,8
2036 84096 17870,4 17520 29200 54405,44 203091,84
2037 84096 18921,6 18834 31390 54265,28 207506,88
2038 84096 19972,8 20148 33580 54125,12 211921,92
2039 84096 21024 21462 35770 53984,96 216336,96
2040 84096 22075,2 22776 37960 53844,8 220752
GENERACION
135
VARIABLE: Emisiones CO2
CRECIMIENTO 4% ESCENARIO ALTO VARIABLE EMISIONES CO2
AÑO Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
30 30 48 14 550
2015 2522,88 0 0 0 14454 16976,88
2016 2522,88 0 0 0 16882,272 19405,152
2017 2522,88 0 0 0 19310,544 21833,424
2018 2522,88 0 0 0 21738,816 24261,696
2019 2522,88 0 0 0 24167,088 26689,968
2020 2522,88 31,536 42,048 20,44 24732,4 27349,304
2021 2522,88 63,072 84,096 40,88 25297,712 28008,64
2022 2522,88 94,608 126,144 61,32 25863,024 28667,976
2023 2522,88 126,144 168,192 81,76 26428,336 29327,312
2024 2522,88 157,68 210,24 102,2 26993,648 29986,648
2025 2522,88 189,216 252,288 122,64 27558,96 30645,984
2026 2522,88 220,752 294,336 143,08 28124,272 31305,32
2027 2522,88 252,288 336,384 163,52 28689,584 31964,656
2028 2522,88 283,824 378,432 183,96 29254,896 32623,992
2029 2522,88 315,36 420,48 204,4 29820,208 33283,328
2030 2522,88 346,896 462,528 224,84 30385,52 33942,664
2031 2522,88 378,432 525,6 255,5 30308,432 33990,844
2032 2522,88 409,968 588,672 286,16 30231,344 34039,024
2033 2522,88 441,504 651,744 316,82 30154,256 34087,204
2034 2522,88 473,04 714,816 347,48 30077,168 34135,384
2035 2522,88 504,576 777,888 378,14 30000,08 34183,564
2036 2522,88 536,112 840,96 408,8 29922,992 34231,744
2037 2522,88 567,648 904,032 439,46 29845,904 34279,924
2038 2522,88 599,184 967,104 470,12 29768,816 34328,104
2039 2522,88 630,72 1030,176 500,78 29691,728 34376,284
2040 2522,88 662,256 1093,248 531,44 29614,64 34424,464
699316,64 788349,484
EMISIONES CO2
136
VARIABLE: Costo
CRECIMIENTO 4% ESCENARIO ALTO VARIABLE COSTO
Hidro Act Hidro N Solar Eolica Termo TOTAL
AÑO
0,004 0,04 0,05 0,05 0,045
2015 336,38 0,00 0,00 0,00 1182,60 1518,98
2016 336,38 0,00 0,00 0,00 1381,28 1717,66
2017 336,38 0,00 0,00 0,00 1579,95 1916,34
2018 336,38 0,00 0,00 0,00 1778,63 2115,01
2019 336,38 0,00 0,00 0,00 1977,31 2313,69
2020 336,38 42,05 43,80 73,00 2023,56 2518,79
2021 336,38 84,10 87,60 146,00 2069,81 2723,89
2022 336,38 126,14 131,40 219,00 2116,07 2928,99
2023 336,38 168,19 175,20 292,00 2162,32 3134,09
2024 336,38 210,24 219,00 365,00 2208,57 3339,20
2025 336,38 252,29 262,80 438,00 2254,82 3544,30
2026 336,38 294,34 306,60 511,00 2301,08 3749,40
2027 336,38 336,38 350,40 584,00 2347,33 3954,50
2028 336,38 378,43 394,20 657,00 2393,58 4159,60
2029 336,38 420,48 438,00 730,00 2439,84 4364,70
2030 336,38 462,53 481,80 803,00 2486,09 4569,80
2031 336,38 504,58 547,50 912,50 2479,78 4780,74
2032 336,38 546,62 613,20 1022,00 2473,47 4991,68
2033 336,38 588,67 678,90 1131,50 2467,17 5202,62
2034 336,38 630,72 744,60 1241,00 2460,86 5413,56
2035 336,38 672,77 810,30 1350,50 2454,55 5624,50
2036 336,38 714,82 876,00 1460,00 2448,24 5835,44
2037 336,38 756,86 941,70 1569,50 2441,94 6046,39
2038 336,38 798,91 1007,40 1679,00 2435,63 6257,33
2039 336,38 840,96 1073,10 1788,50 2429,32 6468,27
2040 336,38 883,01 1138,80 1898,00 2423,02 6679,21
COSTO