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UNIVERSIDAD PRIVADA BOLIVIANA
DECANATURA DE POST-GRADO
ESCUELA DE GRADUADOS DE INGENIERÍA
“ESTUDIO DE PRE FACTIBILIDAD PARA UNA
INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ENTRE BOLIVIA Y
CHILE”
TRABAJO FINAL DE GRADO
Presentado por:
JORGE IGNACIO DOMINGO CISNEROS SALDAÑA
Como requisito parcial para optar al título de:
MAESTRIA EN ADMINISTRACIÓN Y DIRECCIÓN DE EMPRESAS
MBA Electrical & Power
Docente tutor:
GABRIEL OLGUÍN
Cochabamba, Junio de 2016
I
UPB © 2016
DEDICATORIA
A Dios, por haberme permitido llegar hasta este punto y haberme dado salud para lograr mis
objetivos, quien me dio fé, fortaleza, y esperanza para terminar este trabajo.
A mi Papá Jorge Luis, quien me enseño desde pequeño a luchar para alcanzar mis metas, por
los ejemplos de perseverancia y constancia que lo caracterizan y que me ha inculcado siempre,
por el valor mostrado para salir adelante ante cualquier adversidad, por su cariño, además de
su motivación a superarme cada vez más, para ser un hombre competitivo y triunfar en la vida.
A mi Mamá Irina Marucia, por haberme apoyado en todo momento, por sus consejos, sus
valores, por la motivación constante, que me ha permitido ser una persona de bien, pero más
que nada, por su amor incondicional. ¡Te Quiero Mucho!
A mi querida hermana, Shantall quien siempre creyó en mí y me brindó su apoyo todo este
tiempo, mientras realizaba mis estudios. ¡Gracias!
A mis abuelas Exaltación y María (QDDG), a mi Nana Marcela (QDDG), a mi Abuelo Jorge,
quienes me motivaron a seguir siempre adelante, a quienes prometí que seguiría estudiando y
capacitándome constantemente, para así poder ser un profesional exitoso.
A mis Parientes, Tí@s y Prim@s, que nunca dudaron que lograría este triunfo. ¡Gracias a
ustedes!
A mi Enamorada Pamela, por comprenderme, apoyarme y acompañarme en los buenos
momentos y también en los más difíciles, con mucho cariño y amor.
A mis Amigos y Colegas del MBA Electrical & Power, que nos apoyamos mutuamente en
nuestra formación y que hasta ahora, seguimos siendo compañeros y buenos camaradas de
trabajo.
II
UPB © 2016
AGRADECIMIENTOS
A mi Tutor, Ing. Gabriel Olguín, Ph.D., por su esfuerzo, dedicación, por brindarme sus
conocimientos, su orientación, su manera de trabajar, su persistencia, su paciencia y su
motivación; las cuales han sido fundamentales para mi formación y la culminación satisfactoria
de esta Tesis de Maestría.
Al Decano de la Escuela de Graduados de Ingeniería, Ing. Williams Gonzales, Ph.D., por su
colaboración constante, asesorías y buena predisposición en el desarrollo de esta Tesis.
A la Universidad Privada Boliviana (UPB) y a los docentes del MBA Electrical & Power,
aquellos que marcaron cada etapa en mi camino Universitario de Postgrado, quienes me
colaboraron en asesorías y dudas presentadas.
A la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), por permitirme utilizar información
real sobre Estadísticas Energéticas, tanto de Bolivia como Chile.
III
UPB © 2016
RESUMEN EJECUTIVO
El sector eléctrico, y las empresas eléctricas que están inmersas desde hace ya algunos años en
profundos procesos de transformación y reorientación de sus mercados. Cambios que responden
fundamentalmente a la búsqueda de eficiencia en un sector considerando como estratégico, no
solo por el hecho de ser la electricidad un bien de servicio público, o por el tamaño o importancia
de las compañías que lo componen, que es muy significativo, sino por su directa relación con el
resto de sectores que componen el tejido industrial de un país o área económica.
En los últimos años las tendencias de privatización, nacionalización y de reestructuración en el
sector en las distintas naciones, dieron lugar a una nueva cadena de valor en el negocio eléctrico,
que situaron a los países frente a grandes retos estratégicos, organizativos y de toda índole,
desafíos que deben afrontar con la mayor serenidad y consistencia.
También se encuentra importante destacar que en el mundo existe una gran dependencia a las
fuentes de energía fósil. De igual manera, la búsqueda de nuevas fuentes energéticas como las
renovables y/o alternativas, que remplacen el uso de los combustibles fósiles y minimicen los
impactos ambientales que éstos últimos generan, acarrea elevados costos económicos e
inversiones tecnológicas, y su implementación parece no ser suficiente en el corto plazo. Lo
único seguro hasta el momento, es el indudable modelo de crecimiento económico y social al
cual el ser humano está acostumbrado, que persiste en la extracción, transformación, producción
y consumo de las fuentes energéticas conocidas y disponibles, y en especial, las fuentes de
energía fósil, A pesar de que las Fuentes renovables como solar, eólica e hidro han probado ser
competitivas con el carbón u otros combustibles fósiles.
Las interconexiones eléctricas son la solución al corto y mediano plazo para los problemas
energéticos, y de crecimiento económico y social de las naciones, además que no solo mejoran
la estabilidad de los sistemas eléctricos involucrados, sino que mejoran la calidad del suministro
eléctrico con los diferentes centros urbanos, empresas privadas, empresas estatales y sociedades
que requieren de energía eléctrica, para que de esta manera puedan continuar con sus actividades
cotidianas.
Tomando en cuenta los retos y desafíos que nos proporciona la crisis energética, el objetivo del
presente Trabajo Final de Grado, consiste en la investigación y elaboración de una propuesta de
integración energética que se plantea como una solución al abastecimiento y uso eficiente e
inteligente de la energía, específicamente entre Bolivia y Chile.
Para cumplir con el objetivo mencionado, se requiere de una evaluación exhaustiva de la
situación actual de ambas naciones en términos energéticos y eléctricos, además de un estudio
del marco jurídico, regulatorio y una propuesta de interconexión eléctrica entre ambas naciones,
mismas que se resumen a continuación:
• Situación Energética Actual: El estudio y evaluación de la situación actual energética
y eléctrica de Bolivia como de Chile, consistió en la investigación de las principales
variables energéticas, que vendrían a ser: la Matriz de energía primaria, secundaria, la
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Evolución del PIB y consumo de energía eléctrica per cápita, la Evolución de la demanda
de Energía y Potencia Eléctrica, la Evolución de la Potencia Instalada, la Matriz de
Generación Eléctrica, y los Precios referenciales. La evaluación de la situación actual
sirvió para poder desarrollar las estimaciones necesarias en lo referente al sector
eléctrico en ambos países.
• Marco Regulatorio: Estudio del marco regulatorio y la normativa legal vigente para
garantizar las condiciones del suministro eléctrico. Además, de realizar la evaluación de
las normas que permiten realizar transacciones de energía eléctrica internacionalmente
y las entidades responsables con sus diferentes funciones en el sector eléctrico.
• Capacidad Eléctrica de Transporte: La capacidad eléctrica posible de transporte se
estimó mediante funciones estadísticas y econométricas, las cuales muestran la
existencia de excedentes en lo referente a la generación de electricidad en los dos países
además de la cantidad de potencia eléctrica posible a exportar en el corto y mediano
plazo.
• Tecnología de Interconexión Eléctrica: Se pudo identificar la cercanía de las dos
naciones geográficamente y se pudo establecer el lugar de interconexión eléctrica
además de la distancia óptima, aprovechando las instalaciones eléctricas ya existentes,
siendo estas líneas de transmisión y subestaciones eléctricas, las cuales tenían
características muy similares, para así de esta manera evitar problemas operacionales
futuros. Adicionalmente se pudo establecer el tipo de interconexión eléctrica desde el
punto de vista de la exportación de energía eléctrica desde Bolivia a Chile en dos etapas
con un total de 2,982.00 MW, siendo las tecnologías AC y HVDC las elegidas de
acuerdo a las características y necesidades del proyecto. Asimismo, demostrando ser las
tecnologías óptimas para poder realizar transacciones de energía eléctrica Binacionales,
en lo tecnológico, económico, social y ambiental.
Finalmente se evaluó el proyecto financieramente, demostrando la factibilidad de exportar
energía eléctrica desde Bolivia a Chile, esto previo a la estimación del precio de venta
igualándolo al precio actual de la energía eléctrica en Chile siendo este de 95.91 US$/MWh, y
el estudio de los procedimientos expuestos precedentemente. Los resultados de la evaluación
financiera muestran que el proyecto es rentable y cuya inversión total es de $us 6, 817,
421,750.40 (seis billones ochocientos diecisiete millones cuatrocientos veintiún mil setecientos
cincuenta con 40/100 Dólares Americanos) llegando a ser cubierta en 9 años y 4 meses
aproximadamente, incluyendo dos etapas del proyecto, con una tasa interna de retorno del
21.2%, siendo superior a la tasa de descuento que es de un 10%. En función a éstos resultados
se concluye que el proyecto es económicamente factible y que técnicamente cumple con las
especificaciones y necesidades técnicas y económicas de ambas naciones, permitiendo también
reducir el precio de la energía eléctrica en Chile.
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CONTENIDO
DEDICATORIA ........................................................................................................................ I
AGRADECIMIENTOS ........................................................................................................... II
RESUMEN EJECUTIVO ...................................................................................................... III
CONTENIDO ........................................................................................................................... V
LISTA DE FIGURAS ............................................................................................................... X
LISTA DE TABLAS ........................................................................................................... XVII
LISTA DE ACRONIMOS Y ABREVIACIONES ...................................................... XXVIII
CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 1
1.1 ANTECEDENTES ................................................................................................................ 1
1.2 IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA ...................................................................................... 6
1.3 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO ......................................................................................... 7
1.4 DELIMITACIÓN.................................................................................................................. 9
1.5 OBJETIVOS ...................................................................................................................... 10
1.5.1 Objetivo General ........................................................................................................... 10
1.5.2 Objetivos Específicos ..................................................................................................... 10
1.6 ALCANCE DEL PROYECTO ............................................................................................... 11
1.6.1 Situación Actual De Bolivia Y Chile en términos de Potencia y Energía ..................... 11
1.6.2 Marco Regulatorio del Sector Eléctrico ........................................................................ 12
1.6.3 Capacidad de Transporte de Potencia y Energía Eléctrica .......................................... 12
1.6.4 Solución Tecnológica del Esquema de Interconexión Eléctrica ................................... 12
1.6.5 Especificación Y Ubicación De Las Diferentes Subestaciones Eléctricas .................... 13
1.7 METODOLOGIA ............................................................................................................... 14
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO ................................................................................... 15
2.1 SITUACIÓN ENERGÉTICA EN EL MUNDO ......................................................................... 15
2.2 GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ........................................................................... 18
2.3 TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .......................................................................... 19
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2.4 DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ......................................................................... 21
2.5 INTERCONEXIÓN ELECTRICA .......................................................................................... 22
2.5.1 Sistema Interconectado Nacional .................................................................................. 22
2.5.2 Interconexión Internacional .......................................................................................... 23
2.5.3 Interconexiones Eléctricas en América Latina .............................................................. 24
2.5.3.1 Interconexión Eléctrica México-Guatemala ............................................................................................ 25
2.5.3.2 Interconexión Eléctrica Panamá – Colombia .......................................................................................... 27
2.5.3.3 Interconexión Eléctrica Colombia – Venezuela y Ecuador ..................................................................... 27
2.5.3.4 Interconexión Eléctrica de los Países de América Central ...................................................................... 29
2.5.3.5 Interconexión Eléctrica del Mercosur e Intercambio Energético ............................................................ 33
CAPÍTULO III SITUACIÓN ACTUAL EN TERMINOS DE ENERGÍA Y
POTENCIA ELECTRICA ..................................................................................................... 37
3.1 ANÁLISIS DE LA MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIA Y SECUNDARIA .................................. 37
3.1.1 Matriz Energética Boliviana ......................................................................................... 37
3.1.2 Matriz Energética Chilena ............................................................................................ 45
3.2 EVOLUCIÓN DEL PRODUCTO INTERNO BRUTO Y CONSUMO DE ENERGÍA PER CÁPITA.... 57
3.2.1 Evolución del PIB y Consumo Eléctrico Boliviano ....................................................... 58
3.2.2 Evolución del PIB y Consumo Eléctrico Chileno .......................................................... 60
3.3 EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (MWH) Y POTENCIA ELÉCTRICA
(MW) 62
3.3.1 Demanda de Energía y Potencia Eléctrica en Bolivia .................................................. 63
3.3.2 Demanda de Energía y Potencia Eléctrica en Chile ..................................................... 64
3.4 EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD ELÉCTRICA INSTALADA (MW) ...................................... 66
3.4.1 Capacidad Eléctrica Instalada en Bolivia..................................................................... 66
3.4.2 Capacidad Eléctrica Instalada en Chile ....................................................................... 67
3.5 MATRIZ DE GENERACIÓN ELÉCTRICA ............................................................................. 67
3.5.1 Matriz Eléctrica Boliviana ............................................................................................ 67
3.5.2 Matriz Eléctrica Chilena ............................................................................................... 68
3.6 PRECIOS REFERENCIALES ................................................................................................ 69
3.6.1 Precios Referenciales en $us/MWh para Bolivia .......................................................... 69
3.6.2 Precios Referenciales en $us/MWh para Chile ............................................................. 70
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3.7 ANALISIS DE LOS RESULTADOS E INTERPRETACIÓN........................................................ 71
3.8 CONCLUSIONES .............................................................................................................. 77
CAPÍTULO IV MARCO REGULATORIO Y NORMATIVA LEGAL PARA LA
EXPORTACIÓN 78
4.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................... 78
4.2 BOLIVIA .......................................................................................................................... 79
4.2.1 Institucionalidad del Sector Eléctrico Boliviano........................................................... 79
4.2.1.1 Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) ....................................................................................... 80
4.2.1.2 Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas (VMEEA) ........................................................ 80
4.2.1.3 Autoridad de fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) .......................................................... 80
4.2.1.4 El Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) .............................................................................. 82
4.2.2 Marco Regulatorio Boliviano ........................................................................................ 83
4.2.2.1 Modificaciones a la ley eléctrica. ............................................................................................................ 84
4.2.2.2 El Reglamento de Operación (ROME) ................................................................................................... 85
4.2.2.3 El CNDC ................................................................................................................................................. 86
4.2.2.4 El MEM .................................................................................................................................................. 86
4.2.2.5 Programación de la operación y despacho de carga en el mercado ......................................................... 88
4.2.2.6 Potencia Firme ........................................................................................................................................ 88
4.2.2.7 Costos Marginales ................................................................................................................................... 89
4.2.2.8 Transacciones en el Mercado SPOT ....................................................................................................... 89
4.2.2.9 Remuneración en el Sistema Troncal de Interconexión .......................................................................... 89
4.2.3 Normativa Boliviana de Regulación Eléctrica Para la Exportación de Energía y
Potencia Eléctrica ..................................................................................................................... 90
4.3 CHILE ............................................................................................................................. 94
4.3.1 Institucionalidad del Sector Eléctrico Chileno ............................................................. 94
4.3.1.1 La Comisión Nacional de Energía (CNE) ............................................................................................... 94
4.3.1.2 El Panel de Expertos (PE) ....................................................................................................................... 95
4.3.1.3 La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) .................................................................. 96
4.3.1.4 La Fiscalía Nacional Económica (FNE) .................................................................................................. 96
4.3.1.5 Los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) ....................................................................... 96
4.3.1.6 El Mercado Eléctrico Chileno ................................................................................................................. 97
4.3.2 Marco Regulatorio Chileno ........................................................................................... 99
4.3.2.1 La Ley General de Servicios Eléctricos .................................................................................................. 99
4.3.2.2 Normas sobre Interconexión Eléctrica y el Suministro de Energía Eléctrica entre la República de Chile
y la República de Argentina ..................................................................................................................................... 100
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4.3.3 Normativa Chilena de Regulación Eléctrica Para la Exportación de Energía y
Potencia Eléctrica ................................................................................................................... 101
4.4 RESULTADOS Y CONCLUSIONES ................................................................................... 104
CAPÍTULO V CAPACIDAD ELÉCTRICA DE TRANSMISIÓN ............................... 105
5.1 INTRODUCCION ............................................................................................................. 105
5.2 SELECCIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE PRONÓSTICO ................................................... 106
5.2.1 Descripción del Software ............................................................................................ 107
5.3 BOLIVIA ........................................................................................................................ 107
5.3.1 Proyección de la Potencia y Energía Eléctrica Demandada Bolivia ......................... 108
5.3.2 Proyección de la Potencia Eléctrica Instalada Bolivia............................................... 110
5.3.3 Proyección de la Potencia Eléctrica Instalada - Plan Eléctrico 2025 ....................... 111
5.3.4 Generación de Excedentes – Plan Eléctrico 2025 ...................................................... 116
5.4 CHILE ........................................................................................................................... 120
5.4.1 Proyección de la Potencia y Energía Eléctrica Demandada Chile ............................ 121
5.4.2 Proyección de la Potencia Eléctrica Instalada Chile ................................................. 123
5.5 RESULTADOS DE LAS PROYECCIONES ........................................................................... 124
CAPÍTULO VI TECNOLOGÍA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA .......................... 127
6.1 INTRODUCCION ............................................................................................................. 127
6.2 ESPECIFICACIÓN Y ESQUEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ..................................... 128
6.3 TECNOLOGÍA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA .............................................................. 134
6.3.1 Tecnologías AC y HVDC ............................................................................................. 134
6.3.2 Descripción de la Tecnología AC ................................................................................ 135
6.3.2.1 Topología AC ....................................................................................................................................... 135
6.3.3 Descripción de la Tecnología HVDC .......................................................................... 137
6.3.3.1 Topologías HVDC ................................................................................................................................ 137
6.3.3.2 Sistema HVDC Configuraciones .......................................................................................................... 145
6.3.3.3 Clasificación de las Conexiones en HVDC ........................................................................................... 146
6.3.4 Comparación Entre las Diferentes Tecnologías de Transmisión HVAC y HVDC...... 151
6.3.4.1 Comparación Entre Sistemas HVAC y HVDC ..................................................................................... 151
6.3.4.2 Comparación Entre Sistemas HVDC LCC y HVDC VSC .................................................................... 153
6.3.4.3 Aspectos Económicos en Sistemas HVAC y HVDC ............................................................................ 155
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6.4 SELECCIÓN DE LA PROPUESTA TECNOLÓGICA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ........... 159
6.5 RESULTADOS EFECTIVOS .............................................................................................. 161
CAPÍTULO VII CÁLCULO FINANCIERO DEL PROYECTO .................................. 163
7.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 163
7.2 COSTOS PARA LOS GENERADORES ............................................................................... 164
7.3 COSTOS PARA UN ENLACE AC ..................................................................................... 165
7.4 COSTOS PARA UN ENLACE HVDC ............................................................................... 165
7.5 ESTIMACIONES DE SNI DEL PROYECTO Y RESULTADOS ................................................. 167
7.6 CONCLUSIONES ............................................................................................................ 170
CAPÍTULO VIII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................. 171
8.1 CONCLUSIONES FINALES .............................................................................................. 171
8.2 RECOMENDACIONES ..................................................................................................... 173
CAPÍTULO IX BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................... 175
ANEXO I ................................................................................................................................ 187
ANEXO II ............................................................................................................................... 233
ANEXO III ............................................................................................................................. 270
ANEXO IV ............................................................................................................................. 310
ANEXO V ............................................................................................................................... 320
ANEXO VI ............................................................................................................................. 343
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LISTA DE FIGURAS
Figura N° 1: Mapa Actual de Bolivia .......................................................................................... 5
Figura N° 2: Consumo de Energía Comercializada .................................................................. 16
Figura N° 3: Matriz Energética Mundial 2007 .......................................................................... 17
Figura N° 4: Población Mundial ................................................................................................ 17
Figura N° 5: Torre de Transmisión ........................................................................................... 21
Figura N° 6: Interconexión Eléctrica ......................................................................................... 23
Figura N° 7: Interconexión México – Guatemala ..................................................................... 26
Figura N° 8: Esquema del Sistema de Transmisión Colombiano ............................................. 29
Figura N° 9: Localización geográfica y recorrido de la línea SIEPAC ..................................... 32
Figura N° 10: Gasoductos y Comercio de Gas Natural ............................................................. 33
Figura N° 11: Intercambio de Energía Eléctrica, Mercosur ...................................................... 34
Figura N° 12: Interconexiones Eléctricas, Mercosur ................................................................ 35
Figura N° 13: Bolivia: Estructura de la Producción de Energía Primaria ................................. 39
Figura N° 14: Bolivia: Estructura del Consumo Final de Energía por Fuentes - 2013 ............. 42
Figura N° 15: Bolivia: Estructura del Consumo Final de Energía por Sectores - 2013 ............ 43
Figura N° 16: Chile: Consumo Bruto Energía Primaria ............................................................ 46
Figura N° 17: Chile: Estructura de la Producción de Energía Primaria .................................... 48
Figura N° 18: Chile: Estructura del Consumo por Fuentes - 2013 ............................................ 52
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Figura N° 19: Chile: Estructura del Consumo Final de Energía por Sectores – 2013 .............. 53
Figura N° 20: Bolivia: PIB (US$ a precios actuales) ................................................................ 58
Figura N° 21: Bolivia: Crecimiento del PIB (% Anual) ............................................................ 59
Figura N° 22: Bolivia: PIB per cápita (US$ a precios actuales) ............................................... 59
Figura N° 23: Bolivia: Consumo de Energía Eléctrica (kWh per cápita) ................................. 60
Figura N° 24: Chile: PIB (US$ a precios actuales) ................................................................... 60
Figura N° 25: Chile: Crecimiento del PIB (% Anual) ............................................................... 61
Figura N° 26: Chile: PIB per cápita (US$ a precios actuales) .................................................. 61
Figura N° 27: Chile: Consumo de Energía Eléctrica (kWh per cápita) .................................... 62
Figura N° 28: Bolivia: Demanda Real (GWh) .......................................................................... 64
Figura N° 29: Bolivia: Potencia Real (MW) ............................................................................. 64
Figura N° 30: Chile: Demanda Real (GWh) ............................................................................. 65
Figura N° 31: Chile: Potencia Real (MW) ................................................................................ 65
Figura N° 32: Bolivia: Potencia Instalada (MW) ...................................................................... 66
Figura N° 33: Chile: Potencia Instalada (MW) ......................................................................... 67
Figura N° 34: Bolivia: Matriz Eléctrica (%) ............................................................................. 68
Figura N° 35: Chile: Matriz Eléctrica (%) ................................................................................ 69
Figura N° 36: Bolivia: Precios Referenciales en Nodos (SIN) ($us/MWh) .............................. 70
Figura N° 37: Chile: Precios Referenciales en Nodos (SIC y SING) ($us/MWh) .................... 70
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Figura N° 38: Comparación del PIB (US$ a precios actuales) ................................................. 72
Figura N° 39: Comparación del Crecimiento del PIB (% Anual) ............................................. 73
Figura N° 40: Comparación del PIB per cápita (US$ a precios actuales) ................................. 73
Figura N° 41: Comparación del Consumo de Energía Eléctrica (kWh per cápita) ................... 74
Figura N° 42: Comparación de la Demanda Real (GWh) ......................................................... 75
Figura N° 43: Comparación de la Potencia Real (MW) ............................................................ 75
Figura N° 44: Comparación de la Potencia Instalada (MW) ..................................................... 76
Figura N° 45: Comparación de los Precios Referenciales ($us/MWh) ..................................... 77
Figura N° 46: Organización Institucional del Sector Eléctrico Boliviano ................................ 79
Figura N° 47: Estructura Organizacional Autoridad de Electricidad ........................................ 81
Figura N° 48: Estructura Organizacional del Comité Nacional de Despacho de Carga ........... 83
Figura N° 49: Organización Institucional del Sector Eléctrico Chileno, con los Principales
Agentes Involucrados Fuente: (Torres Cabrera, 2014) ............................................................. 94
Figura N° 50: Estructura organizacional básica de los Centros de Despacho Económico de Carga
................................................................................................................................................... 99
Figura N° 51: Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica – Bolivia (MW) .................. 108
Figura N° 52: Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica – Bolivia (GWh) .................. 109
Figura N° 53: Pronóstico de la Potencia Eléctrica Ofertada – Bolivia (MW) ......................... 111
Figura N° 54: Pronóstico de la Potencia Eléctrica Ofertada – Bolivia 2015 (MW) ................ 116
Figura N° 55: Ubicación Mega Proyectos Hidroeléctricos 2025 ............................................ 120
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Figura N° 56: Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica – Chile (MW) ...................... 121
Figura N° 57: Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica – Chile (GWh) ...................... 122
Figura N° 58: Pronóstico de la Potencia Eléctrica Ofertada – Chile (MW) ............................ 124
Figura N° 59: Potencia Eléctrica Demanda e Instalada – Bolivia 2025 .................................. 125
Figura N° 60: Potencia Eléctrica Demanda e Instalada – Chile 2025 ..................................... 126
Figura N° 61: Unifilar Boliviano para el Plan de Expansión del SIN 2025 ............................ 129
Figura N° 62: Unifilar Chileno SING ..................................................................................... 130
Figura N° 63: Alternativas de Interconexión Eléctrica Bolivia – Chile (Fase 1) .................... 131
Figura N° 64: Alternativas de Interconexión Eléctrica Bolivia – Chile (Fase 2) .................... 133
Figura N° 65: Esquema Unifilar de un Sistema AC Clásico ................................................... 135
Figura N° 66: Esquema Unifilar de un Sistema HVDC-LCC ................................................. 138
Figura N° 67: Rectificador e Inversor de 6 Pulsos con Tiristores de Topología LCC ............ 139
Figura N° 68: Esquema Eléctrico de un Convertidor de Doce Pulsos y sus Transformadores
................................................................................................................................................. 139
Figura N° 69: Esquema Unifilar de un Sistema HVDC-VSC ................................................. 141
Figura N° 70: Convertidor VSC de 2 Niveles ......................................................................... 142
Figura N° 71: Convertidor VSC de3 Niveles .......................................................................... 142
Figura N° 72: Rama de un Rectificador Monofásico con IGBTs Colocados en Serie ............ 143
Figura N° 73: Configuración “back-to-back” .......................................................................... 145
Figura N° 74: Conexión Monopolar, Retorno por Tierra Mediante Electrodos ...................... 147
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Figura N° 75: Conexión Monopolar, Retorno Metálico .......................................................... 147
Figura N° 76: Conexión Bipolar. Funcionamiento Bipolar Equilibrado (normal con retorno por
tierra) ....................................................................................................................................... 148
Figura N° 77: Conexión Bipolar. Funcionamiento Monopolar con Retorno por Tierra (con las
estaciones de conversión y línea fuera de servicio) ................................................................. 149
Figura N° 78: Conexión Bipolar. Funcionamiento Monopolar con Retorno Metálico (con las
estaciones de conversión fuera de servicio) ............................................................................ 149
Figura N° 79: Conexión Bipolar. Funcionamiento Bipolar Equilibrado (normal sin retorno) 150
Figura N° 80: Conexión Homopolar ....................................................................................... 150
Figura N° 81: Comparación de Torres para una línea de Transmisión Eléctrica en AC y DC
................................................................................................................................................. 152
Figura N° 82: Comparación Genérica de Costos para una línea de Transmisión Eléctrica en AC
y DC ......................................................................................................................................... 153
Figura N° 83: Costos Reales en Sistemas de Transmisión HVDC y HVAC .......................... 159
Figura N° 84: Estructura de Costo de una Estación Convertidora en HVDC ......................... 163
Figura N° 85: Bolivia: Evolución de la Producción, Consumo y Transformación de Energía
Primaria en kbep ...................................................................................................................... 190
Figura N° 86: Bolivia: Producción de Energía Primaria por Producto en kbep ...................... 191
Figura N° 87: Bolivia: Participación de Energéticos en la Oferta Total de Energía Primaria
(en %) ...................................................................................................................................... 192
Figura N° 88: Bolivia: Consumo Energético de Energía Primaria por Sectores (en %) ......... 193
Figura N° 89: Bolivia: Consumo Final de Energía Primaria por Energético (en %) .............. 194
XV
UPB © 2016
Figura N° 90: Bolivia: Producción - Importación - Consumo Final en kbep .......................... 197
Figura N° 91: Bolivia: Evolución de la Producción y Consumo de Energía Secundaria en kbep
................................................................................................................................................. 197
Figura N° 92: Bolivia: Producción de Energía Secundaria por Energético (en %) ................. 199
Figura N° 93: Bolivia: Consumo Energético de Energía Secundaria por Sectores (en %) ..... 200
Figura N° 94: Bolivia: Consumo Energético de Energía Secundaria por Energético (en %) . 202
Figura N° 95: Bolivia: Intensidad Energética Neta Total (En BEP/mil Bs. de 1990)............. 202
Figura N° 96: Bolivia: Exportaciones de Energía Primaria / Producción de Energía Primaria (En
porcentaje) ............................................................................................................................... 203
Figura N° 97: Bolivia: Oferta Total de Energía Primaria per Cápita (Bep/Hab) .................... 204
Figura N° 98: Chile: Evolución de la Producción y Consumo de Energía Primaria en
Teracalorías ............................................................................................................................. 206
Figura N° 99: Chile: Producción de Energía Primaria por Producto en kbep ......................... 207
Figura N° 100: Chile: Producción - Importación - Consumo Final en Teracalorías ............... 213
Figura N° 101: Chile: Evolución de la Producción y Consumo de Energía Secundaria en
Teracalorías ............................................................................................................................. 213
Figura N° 102: Chile: Importaciones Netas / Consumo Total (En porcentaje) ....................... 221
Figura N° 103: Excedentes de Energía por Escenario (GWh) ................................................ 293
Figura N° 104: Excedentes de Potencia Media por Escenario (MW) ..................................... 294
Figura N° 105: Propuesta de Interconexión Eléctrica Bolivia-Chile ...................................... 311
Figura N° 106: Expansión de la Propuesta de Interconexión Eléctrica Bolivia-Chile ............ 312
XVI
UPB © 2016
Figura N° 107: Fase 1 y Fase de Expansión de la Propuesta de Interconexión Eléctrica Bolivia-
Chile ........................................................................................................................................ 313
Figura N° 108: Gradiente de Superficie para ±500 kV ........................................................... 337
Figura N° 109: Costo Anual en Función de la Potencia y Voltaje, para 750 km, Potencia <2,500
MW .......................................................................................................................................... 338
Figura N° 110: Costo Anual en Función de la Potencia y Voltaje, para 750 km, Potencia >2,500
MW .......................................................................................................................................... 338
Figura N° 111: Voltajes Óptimos en Función de la Potencia y la Longitud de la Línea ........ 339
Figura N° 112: Costo de Parcelas para una Línea de 750 km ................................................. 340
Figura N° 113: Costo de Parcelas (Línea y Estación) como función de la Potencia y la Longitud
de Línea ................................................................................................................................... 342
XVII
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LISTA DE TABLAS
Tabla N° 1: Análisis FODA del Sector Eléctrico ........................................................................ 8
Tabla N° 2: Métodos Seleccionados por Objetivo Especifico .................................................. 14
Tabla N° 3: Longitud tramos y subestaciones del SIEPAC ...................................................... 30
Tabla N° 4: Fechas relevantes de la operación del SIEPAC ..................................................... 31
Tabla N° 5: Bolivia: Producción de Energía Primaria en (kbep) .............................................. 38
Tabla N° 6: Bolivia: Exportación de Energía Primaria en (kbep) ............................................. 39
Tabla N° 7: Bolivia: Importación de Energía Secundaria en (kbep) ......................................... 40
Tabla N° 8: Bolivia: Exportación de Energía Secundaria en (kbep) ......................................... 40
Tabla N° 9: Bolivia: Centros de Transformación de Energía Primaria en (kbep) ..................... 41
Tabla N° 10: Bolivia: Consumo Final de Energías por Fuentes en (kbep) ............................... 41
Tabla N° 11: Bolivia: Consumo Final de Energía por Sectores en (kbep) ................................ 42
Tabla N° 12: Bolivia: Consumo Final de Energía Sector Transporte (kbep) ............................ 43
Tabla N° 13: Bolivia: Consumo Final de Energía Sector Industrial (kbep) .............................. 44
Tabla N° 14: Bolivia: Consumo Final de Energía Sector Residencial (kbep) .......................... 44
Tabla N° 15: Bolivia: Consumo Final de Energía Sector Comercial (kbep) ............................ 45
Tabla N° 16: Bolivia: Consumo Final de Energía Sector Agropecuario, Pesca y Minería (kbep)
................................................................................................................................................... 45
Tabla N° 17: Chile: Variación Consumo Bruto Energía Primaria [kbep] ................................. 46
Tabla N° 18: Chile: Producción de Energía Primaria [kbep] .................................................... 47
XVIII
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Tabla N° 19: Chile: Importación de Energía Primaria [kbep] ................................................... 48
Tabla N° 20: Chile: Exportación de Energía Primaria [kbep] ................................................... 48
Tabla N° 21: Chile: Importación de Energía Secundaria [kbep] ............................................... 49
Tabla N° 22: Chile: Exportación de Energía Secundaria [kbep] ............................................... 49
Tabla N° 23: Chile: Centros de Transformación [kbep] ........................................................... 50
Tabla N° 24: Chile: Consumo Sectorial por Fuentes [kbep] ..................................................... 51
Tabla N° 25: Chile: Consumo Final de Energía por Sectores [kbep] ........................................ 52
Tabla N° 26: Chile: Consumo Final de Energía Sector Transporte [kbep] ............................... 53
Tabla N° 27: Chile: Consumo Final de Energía Sector Industrial y Minero [kbep] ................. 54
Tabla N° 28: Chile: Consumo Final de Energía Sector Comercial, Publico y Residencial [kbep]
................................................................................................................................................... 55
Tabla N° 29: Chile: Consumo Final de Energía Sector Energético [kbep] ............................... 56
Tabla N° 30: Chile: Consumo Final de Energía Sector de Centros de Transformación [kbep] 57
Tabla N° 31: Comparación de la Matriz de Generación Eléctrica (MW) ................................. 76
Tabla N° 32: Métodos de Predicción de Pronósticos Alternativas .......................................... 106
Tabla N° 33: Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica – Bolivia (MW) .................... 109
Tabla N° 34: Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica – Bolivia (GWh) .................... 110
Tabla N° 35: Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica – Bolivia (MW) .................... 111
Tabla N° 36: Proyectos de Generación Hidroeléctrica ............................................................ 112
Tabla N° 37: Proyectos de Generación Hidroeléctrica de Gran Envergadura ........................ 113
XIX
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Tabla N° 38: Proyectos de Generación con Energías Alternativas ......................................... 113
Tabla N° 39: Proyectos de Generación Termoeléctrica .......................................................... 114
Tabla N° 40: Proyectos de Transmisión Eléctrica en Bolivia ................................................. 115
Tabla N° 41: Potencial hidroeléctrico (GWh) ......................................................................... 117
Tabla N° 42: Potencial hidroeléctrico (MW) .......................................................................... 117
Tabla N° 43: Potencial hidroeléctrico (MW) .......................................................................... 119
Tabla N° 44: Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica – Chile (MW) ....................... 122
Tabla N° 45: Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica – Chile (GWh) ....................... 123
Tabla N° 46: Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica – Chile (MW) ....................... 124
Tabla N° 47: Alternativas de Interconexión Eléctrica (Fase 1) ............................................... 131
Tabla N° 48: Alternativas de Interconexión Eléctrica (Fase 2) ............................................... 132
Tabla N° 49: Comparación Entre LCC y VSC ........................................................................ 155
Tabla N° 50: Comparación Genérica de Costos entre AC y DC ............................................. 156
Tabla N° 51: Costos de una Subestación AC .......................................................................... 157
Tabla N° 52: Costos de un Sistema DC en Porcentajes .......................................................... 158
Tabla N° 53: Resultados de la Evaluación de Alternativas por el Modelo TESA, Primera Etapa
................................................................................................................................................. 160
Tabla N° 54: Resultados de la Evaluación de Alternativas por el Modelo TESA, Segunda Etapa
................................................................................................................................................. 160
Tabla N° 55: Factores de Planta Típicos para Generación ...................................................... 165
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Tabla N° 56: Resultados de la Evaluación Económica de las Centrales de Generación Eléctrica
................................................................................................................................................. 167
Tabla N° 57: Generalidades del Proyecto de Interconexión Eléctrica .................................... 169
Tabla N° 58: Características Etapa 1 ....................................................................................... 169
Tabla N° 59: Características Etapa 2 ....................................................................................... 170
Tabla N° 60: Resultados Evaluación Financiera ..................................................................... 170
Tabla N° 61: Bolivia: Energía Primaria en kbep ..................................................................... 188
Tabla N° 62: Bolivia: Producción de Energía Primaria en kbep ............................................. 190
Tabla N° 63: Bolivia: Participación de Energéticos en la Oferta Total de Energía Primaria en
kbep ......................................................................................................................................... 191
Tabla N° 64: Bolivia: Participación de Energéticos en la Oferta Total de Energía Primaria (en
porcentaje) ............................................................................................................................... 192
Tabla N° 65: Bolivia: Consumo Energético de Energía Primaria por Sectores (en porcentaje)
................................................................................................................................................. 193
Tabla N° 66: Bolivia: Consumo Energético de Energía Primaria por Energético en kbep ..... 194
Tabla N° 67: Bolivia: Consumo Energético de Energía Primaria por Energético (en porcentaje)
................................................................................................................................................. 194
Tabla N° 68: Bolivia: Energía Secundaria en kbep ................................................................. 195
Tabla N° 69: Bolivia: Producción de Energía Secundaria por Energético en kbep ................ 198
Tabla N° 70: Bolivia: Producción de Energía Secundaria por Energético (en Porcentaje) .... 198
Tabla N° 71: Bolivia: Consumo Energético de Energía Secundaria por Sectores (en kbep) .. 199
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Tabla N° 72: Bolivia: Consumo Energético de Energía Secundaria por Sectores (en porcentaje)
................................................................................................................................................. 200
Tabla N° 73: Bolivia: Consumo Energético de Energía Secundaria por Energético (en kbep)
................................................................................................................................................. 201
Tabla N° 74: Bolivia: Consumo Energético de Energía Secundaria por Energético (en
porcentaje) ............................................................................................................................... 201
Tabla N° 75: Chile: Energía Primaria en kbep ........................................................................ 205
Tabla N° 76: Chile: Producción de Energía Primaria en kbep ................................................ 206
Tabla N° 77: Chile: Importación de Energía Primaria en kbep ............................................... 208
Tabla N° 78: Chile: Exportación de Energía Primaria en kbep ............................................... 209
Tabla N° 79: Chile: Var Stock+ (Perd y Cierre) en kbep ........................................................ 210
Tabla N° 80: Chile: Consumo Bruto en kbep .......................................................................... 211
Tabla N° 81: Chile: Energía Secundaria en kbep .................................................................... 212
Tabla N° 82: Chile: Producción de Energía Secundaria por Energético en kbep ................... 214
Tabla N° 83: Chile: Importación de Energía Secundaria por Energético en kbep .................. 215
Tabla N° 84: Chile: Exportación de Energía Secundaria por Energético en kbep .................. 216
Tabla N° 85: Chile: Var Stock+ (Perd y Cierre) de Energía Secundaria por Energético en kbep
................................................................................................................................................. 217
Tabla N° 86: Chile: Consumo Final de Energía Secundaria por Energético en kbep ............. 218
Tabla N° 87: Chile: Consumo en Centros de Transformación de Energía Secundaria por
Energético en kbep .................................................................................................................. 219
XXII
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Tabla N° 88: Chile: Consumo Total de Energía Secundaria por Energético en kbep ............. 220
Tabla N° 89: Tabla de Conversión Unidades Energéticas Internacionales (OLADE) ............ 222
Tabla N° 90: Tabla de Equivalencias Internacionales (OLADE) ........................................... 222
Tabla N° 91: Tabla de Múltiplos ............................................................................................. 222
Tabla N° 92: Tabla de Abreviaturas ........................................................................................ 223
Tabla N° 93: PIB (US$ a precios actuales) ............................................................................. 224
Tabla N° 94: Crecimiento del PIB (% Anual) ......................................................................... 224
Tabla N° 95: PIB per cápita (US$ a precios actuales) ............................................................. 224
Tabla N° 96: Consumo de Energía Eléctrica (kWh per cápita) ............................................... 225
Tabla N° 97: Demanda Real de Energía Eléctrica por años (GWh) ....................................... 226
Tabla N° 98: Potencia Real Demandada por años (MW) ........................................................ 226
Tabla N° 99: Potencia Instalada por años (MW) ..................................................................... 227
Tabla N° 100: Matriz Eléctrica Boliviana Correspondiente al SIN (MW) ............................. 228
Tabla N° 101: Matriz Eléctrica Chilena Correspondiente al SIC (MW) ................................. 229
Tabla N° 102: Matriz Eléctrica Chilena por Propietario Correspondiente al SIC (MW) ....... 230
Tabla N° 103: Matriz Eléctrica Chilena Correspondiente al SING (MW) ............................. 230
Tabla N° 104: Matriz Eléctrica Chilena por Propietario Correspondiente al SING (MW) .... 231
Tabla N° 105: Precios Referenciales en Nodos (Bolivia y Chile) ($us/MWh) ....................... 232
Tabla N° 106: Nueva Constitución Política del Estado - Distribución de Competencias (Bolivia)
................................................................................................................................................. 251
XXIII
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Tabla N° 107: Nueva Constitución Política del Estado - Función del Estado en la Economía
(Bolivia) ................................................................................................................................... 253
Tabla N° 108: Nueva Constitución Política del Estado - Políticas Económicas (Bolivia) ..... 254
Tabla N° 109: Nueva Constitución Política del Estado - Energía (Bolivia) ........................... 254
Tabla N° 110: Ley N° 1604 de Electricidad (Bolivia) ............................................................ 255
Tabla N° 111: Decreto Supremo Nº 29644 (Bolivia) .............................................................. 255
Tabla N° 112: Ley Nº 650 (Bolivia) ........................................................................................ 256
Tabla N° 113: Decreto Supremo Nº 2399 (Bolivia) ................................................................ 256
Tabla N° 114: Constitución Política del Estado (Chile) .......................................................... 258
Tabla N° 115: Decreto Ley 2224 (Chile) ................................................................................ 260
Tabla N° 116: Decreto con Fuerza de Ley 4; Decreto con Fuerza de Ley 4/20018 (Chile) ... 261
Tabla N° 117: Ley 18410 (Chile) ............................................................................................ 263
Tabla N° 118: Ley 20780 (Chile) ............................................................................................ 264
Tabla N° 119: Decreto 291 (Chile) ......................................................................................... 264
Tabla N° 120: Decreto 233 (Chile) ......................................................................................... 265
Tabla N° 121: Decreto 181 (Chile) ......................................................................................... 265
Tabla N° 122: Decreto 130 (Chile) ......................................................................................... 266
Tabla N° 123: Decreto 7 (Chile) ............................................................................................. 266
Tabla N° 124: Características del Pronóstico .......................................................................... 271
Tabla N° 125: Funciones Estadísticas ..................................................................................... 271
XXIV
UPB © 2016
Tabla N° 126: Resumen para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para Bolivia
(MW) ....................................................................................................................................... 276
Tabla N° 127: Serie de Predictor para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para
Bolivia (MW) .......................................................................................................................... 276
Tabla N° 128: Tabla de Métodos para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para
Bolivia (MW) .......................................................................................................................... 279
Tabla N° 129: Tabla de Resultados para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para
Bolivia (MW) .......................................................................................................................... 280
Tabla N° 130: Resumen para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para Bolivia
(GWh) ...................................................................................................................................... 281
Tabla N° 131: Serie de Predictor para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para
Bolivia (GWh) ......................................................................................................................... 281
Tabla N° 132: Tabla de Métodos para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para
Bolivia (GWh) ......................................................................................................................... 284
Tabla N° 133: Tabla de Resultados para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para
Bolivia (GWh) ......................................................................................................................... 285
Tabla N° 134: Resumen para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para Bolivia (MW)
................................................................................................................................................. 286
Tabla N° 135: Serie de Predictor para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para
Bolivia (MW) .......................................................................................................................... 286
Tabla N° 136: Tabla de Métodos para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para
Bolivia (MW) .......................................................................................................................... 289
Tabla N° 137: Tabla de Resultados para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para
Bolivia (MW) .......................................................................................................................... 290
XXV
UPB © 2016
Tabla N° 138: Escenario de la Simulación de Excedentes de Energía y Potencia .................. 292
Tabla N° 139: Resumen para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para Chile
(MW) ....................................................................................................................................... 295
Tabla N° 140: Serie de Predictor para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para
Chile (MW) ............................................................................................................................. 295
Tabla N° 141: Tabla de Métodos para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para
Chile (MW) ............................................................................................................................. 298
Tabla N° 142: Tabla de Resultados para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para
Chile (MW) ............................................................................................................................. 299
Tabla N° 143: Resumen para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para Chile
(GWh) ...................................................................................................................................... 300
Tabla N° 144: Serie de Predictor para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para
Chile (GWh) ............................................................................................................................ 300
Tabla N° 145: Tabla de Métodos para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para
Chile (GWh) ............................................................................................................................ 303
Tabla N° 146: Tabla de Resultados para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para
Chile (GWh) ............................................................................................................................ 304
Tabla N° 147: Resumen para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para Chile (MW)
................................................................................................................................................. 305
Tabla N° 148: Serie de Predictor para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para Chile
(MW) ....................................................................................................................................... 305
Tabla N° 149: Tabla de Métodos para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para Chile
(MW) ....................................................................................................................................... 308
XXVI
UPB © 2016
Tabla N° 150: Tabla de Resultados para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para
Chile (MW) ............................................................................................................................. 309
Tabla N° 151: Alternativa de Interconexión Eléctrica 1 – HVAC (Primera Etapa) ............... 314
Tabla N° 152: Alternativa de Interconexión Eléctrica 2 – HVDC LCC (Primera Etapa) ....... 315
Tabla N° 153: Alternativa de Interconexión Eléctrica 3 – HVDC VSC (Primera Etapa) ....... 316
Tabla N° 154: Alternativa de Interconexión Eléctrica 1 – HVAC (Segunda Etapa) .............. 317
Tabla N° 155: Alternativa de Interconexión Eléctrica 2 – HVDC LCC (Segunda Etapa) ...... 318
Tabla N° 156: Alternativa de Interconexión Eléctrica 3 – HVDC VSC (Segunda Etapa) ...... 319
Tabla N° 157: Configuración para la Evolución de Costos ±500 kV ..................................... 324
Tabla N° 158: Espaciamiento de Polos (m) ............................................................................ 330
Tabla N° 159: Diámetros de Conductores ACSR (m) ............................................................. 330
Tabla N° 160: Altura para el Voltaje de ±500 kV ................................................................... 330
Tabla N° 161: Configuración para la Evolución de Costos .................................................... 334
Tabla N° 162: Costos de una Línea Bipolar en $us ................................................................. 335
Tabla N° 163: Espaciamiento de Polos (m) ............................................................................ 336
Tabla N° 164: Diámetros de Conductores ACSR (in) ............................................................. 336
Tabla N° 165: Altura para Diferentes Voltajes o Tensiones en HVDC .................................. 337
Tabla N° 166: Voltaje Óptimo como Función de la Potencia y la Longitud de Línea ............ 339
Tabla N° 167: Costo de Parcelas para una Línea de 750 km .................................................. 340
Tabla N° 168: Impacto del Bipolo y las Estaciones Convertidoras en ±300 kV HVDC ........ 341
XXVII
UPB © 2016
Tabla N° 169: Impacto del Bipolo y las Estaciones Convertidoras en ±500 kV HVDC ........ 341
Tabla N° 170: Impacto del Bipolo y las Estaciones Convertidoras en ±600 kV HVDC ........ 341
Tabla N° 171: Centrales Eléctricas en Bolivia Para la Interconexión Eléctrica Bolivia - Chile
................................................................................................................................................. 344
Tabla N° 172: Características de la Evaluación Económica ................................................... 344
Tabla N° 173: Central Geotérmica Laguna Colorada ............................................................. 345
Tabla N° 174: Centrales Hidroeléctrica Río Grande ............................................................... 345
Tabla N° 175: Línea de Transmisión S/E Laguna Colorada – S/E Radomiro Tomic ............. 346
Tabla N° 176: Línea de Transmisión S/E Río Grande – S/E Collahuasi ................................ 347
Tabla N° 177: Centrales Termoeléctrica para Calcular las Perdidas Joule y Corona ............. 348
Tabla N° 178: Evaluación Financiera del Proyecto (Beneficios), Vida Útil 30 Años ............ 349
Tabla N° 179: Evaluación Financiera del Proyecto (Costos – Flujo de Fondos), Vida Útil 30
Años ......................................................................................................................................... 354
Tabla N° 180: Resultados de la Evaluación Financiera .......................................................... 359
XXVIII
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LISTA DE ACRONIMOS Y ABREVIACIONES
$us ..................................................................................................... USD (Dolares Americanos)
AC ....................................................................................... Alternate Current, Corriente Alterna
AE ................................................ Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad
AFE .................................................................................................................... Active Front End
ALADI ............................................................... La Asociación Latinoamericana de Integración
Bbl .................................................................................................................................... Barriles
BE .................................................................................................................. Balance de Energía
Bep ............................................................................................... Barril Equivalente de Petróleo
BGG ................................................................................ The Bolivian Generating Group L.L.C.
CADEB ............................................................. Compañía Administradora de Empresas Bolivia
CESSA ........................................................................................... Compañía Eléctrica de Sucre
COBEE ...................................................................... Compañía Boliviana de Energía Eléctrica
CPE ............................................................................................ Constitución Política del Estado
CRE ................................................................................... Cooperativa Rural de Electrificación
CSC ........................................ Current Source Converters, Convertidor de Fuente de Corriente
DSO .............................................................................. Operadores del Sistema de Distribución
EDESER ..................................................................................................... Empresa de Servicios
ELECTROPAZ, DELAPAZ ................................................ Empresa de Electricidad de La Paz
ELFEC ............................................................ Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Cochabamba
ELFEO ....................................................................... Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Oruro
ENDE .................................................................................... Empresa Nacional de Electricidad
EPNE .............................................................................. Empresa Pública Nacional Estratégica
ERNC .......................................................................... Energias Renovables No Convencionales
G Giga
GW ............................................................................................................................... GigaWatts
GWh .................................................................................................................... GigaWatts-hora
HVAC ................................ High Voltage Alternate Current, Corriente Alterna en Alta Tensión
HVDC .....................................High Voltage Direct Current, Corriente Directa en Alta Tensión
IGBT ......................... Insulated-Gate Bipolar Transistor, Transistor Bipolar de Puerta Aislada
K Kilo
Kbep ....................................................................................kilo barriles de petróleo equivalente
km ................................................................................................................................ Kilometros
kW ................................................................................................................................. KiloWatts
KWh ..................................................................................................................... KiloWatts-hora
LCC .................................. Line Commutated Converters, Convertidores Conmutados de Línea
M Mega
m3 ......................................................................................................................... Metros Cúbicos
MERCOSUR ......................................................................................... Mercado Común del Sur
MW .............................................................................................................................. Mega Watt
MWh ................................................................................................................... MegaWatts-hora
XXIX
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P Peta
PDE .............................................................................................. Plan de Desarrollo Energético
PIB ........................................................................................................... Producto Interno Bruto
PND ................................................................................................ Plan Nacional de Desarrollo
PPA ............................................................................................... Paridad del Poder Adquisitivo
REE ........................................................................................................ Red Eléctrica de España
S/E .............................................................................................................. Subestación Eléctrica
SDE .......................................................................................... Superintendencia de Electricidad
SEPSA ................................................................................................ Servicios Eléctricos Potosí
SIC .............................................................................................. Sistema Interconectado Central
SIEPAC .......................... Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central
SIN ........................................................................................... Sistema Interconectado Nacional
SING ................................................................................. Sistema Interconectado Norte Grande
T Tera
Tcal ........................................................................................................................... Teracalorías
TDE ............................................................................................ Transportadora de Electricidad
Tep .......................................................................................... Tonelada Equivalente de Petróleo
Ton ................................................................................................................. Toneladas Métricas
TWh ..................................................................................................................... TeraWatts-hora
VSC ....................................... Voltage Source Converters, Convertidores de Fuente de Tensión
CAPÍTULO I 1
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CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN
1.1 ANTECEDENTES
En Bolivia el Sistema Interconectado Nacional (SIN) fue creado en 1965 y continuó
expandiéndose durante los 70 y 80 (Ministerio de Desarrollo Economico, 2005)
Hasta 1994, la empresa pública de servicios verticalmente integrada ENDE (Empresa Nacional
de Electricidad) dominaba el sector. En 1994, Bolivia inició un programa de reformas de
infraestructuras que incluyó la privatización de las empresas públicas más grandes. La Ley de
Electricidad N º1604 del 21 de Diciembre de 1994 disponía la privatización del sistema eléctrico
y la desagregación de las actividades de generación, transmisión y distribución. Los objetivos
de esta ley eran elevar la eficiencia del sector, promover la competencia e incentivar la inversión
(Ministerio de Desarrollo Economico, 2005) (Sánchez de Lozada, 21 de Diciembre de 1994).
Como resultado de la privatización, se crearon tres compañías de generación: Corani,
Guaracachi y Valle Hermoso. Cada una de ellas recibió una parte de las actividades de
generación de ENDE (la ley limitaba la participación de mercado de cada una en un 35%).
Inicialmente, a estas empresas les otorgaron derechos exclusivos; pero en 1999 se liberó el
ingreso y algunas otras pequeñas compañías entraron al mercado. Respecto a la transmisión, se
transfirió la operación de la red de ENDE a la Transportadora de Electricidad, una empresa
privada que adquirió derechos exclusivos. Finalmente, luego de la reforma se crearon varias
empresas de distribución. Todas esas empresas operan bajo regulación de tarifas y están sujetas
a controles tarifarios. CRE (Cooperativa Rural de Electrificación), una empresa de distribución
que ya existía, mantuvo su posición como monopolio regional independiente. CESSA
(Compañía Eléctrica de Sucre S.A.) y SEPSA (Servicios Eléctricos Potosí S.A.), otras dos
empresas municipales de distribución preexistentes, mantuvieron sus monopolios, mientras que
ELFEC (Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Cochabamba), que era una compañía municipal
antes de la privatización, comenzó a operar como una firma privada. Finalmente, la privada
CAPÍTULO I 2
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COBEE (Compañía Boliviana de Energía Eléctrica), que operaba tanto en generación como en
distribución, dio lugar, luego de su liquidación, a ELECTROPAZ (en La Paz) y a ELFEO
(Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Oruro) (Barja, y otros, 2003).
Todas estas reformas, junto con la introducción de una oficina coordinadora de abastecimiento,
dieron forma a un mercado eléctrico mayorista que busca la simulación de condiciones
competitivas (Barja, y otros, 2003).
El 22 de diciembre de 2005, se aprobó el un nuevo Decreto Supremo Nº 28557 de Electrificación
Rural. Este nuevo decreto tuvo como objetivo incrementar el acceso rural a través de la
extensión y densificación de redes eléctricas, del desarrollo de energías renovables, de un
cambio en la matriz de energía (sustitución del diésel por gas natural, biomasa y otras energías
renovables) y de un aumento en la capacidad de distribución (Rodriguez Veltze, 22 de
Diciembre de 2005).
El año 2006, bajo la presidencia de Evo Morales, se propuso una nueva Ley de Acceso Universal
a la electricidad. Bajo el marco de esta ley se diseñó el programa denominado "Electricidad para
Vivir con Dignidad", para mejorar la electrificación tanto rural como urbana (U.S. Energy
Information Administration, 2012).
A partir de 2006, el modelo de gestión del sector eléctrico boliviano viene siendo objeto de
cambios. El Plan Nacional de Desarrollo (PND), propuesto por el presidente, concedió alta
prioridad a retomar el control, por parte del Estado, del sector eléctrico y del sector de
gas/petróleo, considerándolos sectores estratégicos de la economía y la sociedad boliviana. En
una nueva acción en busca de crear bases más sólidas para la planificación estatal, el Plan de
Desarrollo Energético (PDE), lanzado en 2008, reitero la importancia del Estado boliviano para
garantizar la seguridad energética del país, con énfasis en el abastecimiento interno, y en el
cambio de la matriz eléctrica; dando mayor importancia al aprovechamiento del potencial
hidroeléctrico (Franco, y otros, 21 de agosto de 2012).
Al siguiente año, el 2007, la Constitución Política del Estado (CPE), redactada por la Asamblea
Constituyente, aprobada por consulta popular con el 62% de los votos, dio al gobierno de
CAPÍTULO I 3
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Morales la base jurídica para el fortalecimiento de la participación del Estado en el sector
eléctrico. El artículo 378 señala que el desarrollo de la cadena productiva del sector energético
es facultad privativa del Estado, en concordancia con el Decreto Supremo 29272 del 12 de
Septiembre de 2007, que establece la participación y control estratégico de ENDE en la
generación, transmisión y distribución de electricidad (Franco, y otros, 21 de agosto de 2012)
(Morales Ayma, 12 de Septiembre de 2007).
El 16 de Julio de 2008 el Decreto Supremo N° 29644, determino que la Empresa Nacional de
Electricidad ENDE, es una Empresa Pública Nacional Estratégica EPNE y corporativa, también
señala que ENDE en representación del Estado Boliviano, tiene como objetivo principal y rol
estratégico, la participación en toda la cadena productiva de la industria eléctrica; asimismo,
operará y administrará empresas eléctricas de generación, transmisión, y/o distribución en forma
directa, asociada con terceros o mediante su participación accionaria en sociedades anónimas,
sociedades de economía mixta y otras dispuestas por Ley (Morales Ayma, 16 de Julio de 2008).
El 26 de agosto de 2009, mediante el Decreto Supremo N° 0267, se aprobaron los Estatutos de
ENDE, en los cuales se confirma la condición estratégica de ENDE y se consolida el carácter
corporativo de la empresa, ratificando bajo su control todas las actividades de la cadena
productiva energética por sí o a través de sus empresas subsidiarias en las que tenga
participación accionaria, a esa fecha ENDE tenía participación accionaria mayoritaria en las
empresas distribuidora EDEL SAM., y generadora ENDE ANDINA SAM (Empresa Nacional
de Electricidad (ENDE), 2012).
El 1 de mayo de 2010, en Bolivia, el presidente dictó el Decreto Supremo No. 493, en el cual se
estipulo la nacionalización de las centrales generadoras INVERSIONES ECONERGY
BOLIVIA S.A., CARLSON DIVIDEND FACILITY S.A., en la Empresa CORANI S.A., de
THE BOLIVIAN GENERATING GROUP L.L.C. (BGG) en la empresa eléctrica VALLE
HERMOSO S.A. y de GUARACACHI AMERICA INC en la empresa eléctrica
GUARACACHI S.A.; y El Decreto Supremo No 492 que autoriza a la Autoridad de
Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) disponer la intervención de la Empresa de
Luz y Fuerza Eléctrica Cochabamba S.A. (ELFEC S.A.), ambos decretos ya fueron un cambio
CAPÍTULO I 4
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de juego para el sector eléctrico Boliviano. De esta forma, ENDE volvía a ser parte de las altas
decisiones del sector, volviéndose así el principal instrumento de política eléctrica de Bolivia
(Franco, y otros, 21 de agosto de 2012) (Morales Ayma, 1 de mayo de 2010) (García Linera, 30
de abril de 2010).
El 1 de mayo de 2012, se dictó el Decreto Supremo No. 1214, anunciando la nacionalización de
la Empresa TRANSPORTADORA DE ELECTRICIDAD SOCIEDAD ANONIMA (TDE S.
A.), hasta entonces perteneciente a la Red Eléctrica de España (REE), titular del 75% del sistema
de transmisión del país andino. De esta manera, la empresa TDE pasó a formar parte de la
Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) (Franco, y otros, 21 de agosto de 2012) (Morales
Ayma, 1 de mayo de 2012).
El 29 de Diciembre de 2012, se dictaminó el Decreto Supremo No. 1448, con el que se
nacionalizaron a favor de la Empresa Nacional de Electricidad - ENDE, en representación del
Estado Plurinacional de Bolivia, la totalidad de los paquetes accionarios que poseía la empresa
IBERBOLIVIA DE INVERSIONES S. A., en las empresas Electricidad de La Paz S. A.-
ELECTROPAZ S.A. (actualmente DELAPAZ S.A); Empresa Luz y Fuerza de Oruro S. A.-
ELFEO S. A.; Compañía Administradora de Empresas Bolivia S. A. (CADEB) y Empresa de
Servicios Edeser S. A (EDESER) y las acciones en propiedad de terceros provenientes de estos
paquetes accionarios (Ministerio de Hidrocarburos y Energia, 2012) (Morales Ayma, 29 de
Diciembre de 2012).
El 14 de agosto de 2013 se dictó el Decreto Supremo Nº 1691, en su artículo 6 define que ENDE
matriz tiene por objeto desarrollar las actividades de toda la cadena productiva de la industria
energética; generación, transporte o transmisión, distribución y comercialización, así como
actividades de importación y exportación de electricidad, que podrán ser desarrolladas por sí
misma, a través de sus empresas filiales o subsidiarias bajo su control y dirección, o asociada
con terceros (Morales Ayma, 14 de agosto de 2013).
En la Figura N° 1 podemos observar los países con los que Bolivia se encuentra colindante. En
los que se puede advertir a: Brasil, Perú, Chile, Argentina y Paraguay. Países con los que
posiblemente se podrían realizar transacciones de energía eléctrica.
CAPÍTULO I 5
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Figura N° 1: Mapa Actual de Bolivia
Fuente: (U.S. Energy Information Administration, 2012)
El 6 de Noviembre del 2014, el presidente de Bolivia, se reunió con autoridades del sector
energético de Argentina para iniciar las negociaciones para la compraventa de energía eléctrica
además ratificó que hasta 2020 Bolivia exportará 1.000 megavatios (MW) de electricidad y con
ello se convertirá en el centro energético de Sudamérica (Quispe, 06 de noviembre de 2014).
El 27 de agosto del 2014, el ministro de Hidrocarburos y Energía y el ministro argentino de
Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, firmaron en Buenos Aires el
“Memorándum de entendimiento para el intercambio de energía eléctrica entre Argentina y
Bolivia”. Este documento determina la conformación de una comisión técnica binacional que
impulsara el desarrollo de los estudios y acciones para establecer las alternativas para el
intercambio de electricidad entre las dos naciones (Quispe, 06 de noviembre de 2014).
El 7 de septiembre del mismo el ministro informo que Bolivia está en capacidad de vender este
año a la Argentina 100 MW de energía eléctrica por día e ir incrementando paulatinamente la
potencia a medida que entren en operaciones otros proyectos. Seguidamente Bolivia y Perú
acordaron comenzar negociaciones técnicas para consolidar la exportación de energía eléctrica
y Gas Licuado de Petróleo (GLP), por lo que se tuvieron reuniones con el Ministro (de Energía)
de Perú, en las que se acordaron realizar intercambios de energía eléctrica con el Perú (Quispe,
06 de noviembre de 2014).
CAPÍTULO I 6
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1.2 IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA
Actualmente el gobierno Boliviano prevé realizar intercambios de potencia y energía eléctrica
con otros mercados de la región por la alta demanda y el crecimiento que existe en esos países
vecinos. Además de la crisis energética en la que algunos se encuentran (Quispe, 07 de agosto
de 2014).
También el gobierno informó que para el año 2025 se pretende exportar un total de 3000 MW
de potencia eléctrica, además anunció que según estudios de organismos internacionales,
Bolivia puede generar más de 40000 MW de potencia en plantas hidroeléctricas, debido a las
reservas de este recurso hídrico renovable tan importante con los que cuenta el país (Quispe, 07
de agosto de 2014).
Se observó que los países vecinos con los que se podrían realizar transacciones de potencia y
energía eléctrica son Argentina, Chile, Perú y Brasil; para este proyecto se elegirá a Chile ya
que los proyectos de interconexión con Argentina y Perú, actualmente se encuentran siendo
analizados por el Gobierno Boliviano. Chile al ser un país cercano al nuestro, por no decir
colindante como se pudo observar en la Figura N° 1 párrafos arriba, y además un país necesitado
de potencia y energía eléctrica, la que puede ser producida y proporcionada por Bolivia.
Se sabe que en la actualidad en Chile existen problemas con la energía eléctrica, además de que
el crecimiento de este país es muy alto cada año y se tiene la necesidad de abastecer este
desarrollo y asimismo las nuevas inversiones privadas, asegurando un mercado interno estable
y garantizado la potencia y energía eléctrica para el sector Chileno.
Pero la realidad energética chilena es sorprendente para los ciudadanos y al gobierno de turno
de dicho país, pues parece que se vive en peligro de crisis permanente, ya sea por sequías, falta
de gas natural, alto costo de la electricidad y estrechez de los sistemas de transmisión (Gonzáles,
6 de Enero de 2012).
Tal como se considera en el Balance de Energía Chileno (BE) publicado por el ministerio de
Energía el 2013, dicho país hoy por hoy es más vulnerable y dependiente que años anteriores,
importa más energía y paga más por ella (Ministerio de Energía, 2013).
CAPÍTULO I 7
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También se pudo observar que en las últimas semanas del 2013 en los principales medios de
comunicación nacional Chilena, se ha presentado el estado energético (eléctrico) de dicho país
casi a las puertas del apocalipsis. Se pronostican apagones, alzas en las tarifas, pérdida de
competitividad y un futuro en oscuridad, si no se adoptan soluciones que enfrenten de manera
eficaz el problema que enfrenta Chile (Márquez Díaz, y otros, 2013).
1.3 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
El crecimiento de la demanda de potencia y energía eléctrica del sector industrial en Bolivia,
entre el periodo 2000 al 2005 era del 3%, y a partir del 2006 al 2012 el crecimiento fue del 11%,
lo que nos muestra que el crecimiento de consumo de energía eléctrica en Bolivia es alto,
comparando con otros países de la región, además por las características de la demanda eléctrica
boliviana, se pudo observar que del 100% de la electricidad que consume el país, 30% va
dirigida para el sector industrial y minería, y el 70% restante, va dirigido al sector residencial
(Ministerio de Hidrocarburos y Energia, 2013).
Debido a una demanda energética creciente, como la Chilena, y una producción estancada, muy
difícil de incrementar si no es mediante la terminación o nueva construcción de centrales
eléctricas, lleva a la necesidad de importar grandes cantidades de crudos, carbón y gas natural.
Es esto lo que hace a Chile muy dependiente de países externos, además que estas importaciones
promueven el alza en el precio de la energía eléctrica y los altos costos energéticos que tiene
dicho país.
Motivo por el que el fortalecimiento de una interconexión eléctrica entre países vecinos es muy
atractivo, además que la capacidad de intercambio eléctrico permitirá librarse de una parte de la
utilización de los grupos más contaminantes y costosos para generación de potencia y energía
eléctrica, ya que ésta estaría compensada por un abastecimiento procedente del mercado
eléctrico externo, además que ayudaría a la reducción en costos de energía eléctrica evitando el
alza abrupta en este recurso tan necesario para el crecimiento de ambas naciones.
CAPÍTULO I 8
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Nociones que justifican plenamente la interconexión eléctrica entre estos dos Países vecinos,
pues este propósito traerá un beneficio económico y social, además de seguridad eléctrica
estable, tanto para Chile como para Bolivia.
La interconexión eléctrica implicaría obtener un óptimo esquema del proyecto, además que este
sea rentable para ambos países, en especial para Bolivia, al mismo tiempo de poder garantizar
una facturación correcta y seguridad del propósito. En términos generales, responder a la
necesidad de exportar potencia y energía eléctrica mejorando la economía del país.
Considerando los aspectos del sector eléctrico, pasando por su estructura, cadena de valor
económico y el contexto regulatorio, se ofrece un análisis FODA del sector eléctrico actual, para
la justificación de la propuesta del proyecto de interconexión eléctrica, el cual se encuentra en
la Tabla N° 1.
Tabla N° 1: Análisis FODA del Sector Eléctrico F O
• Impulso de la ampliación de la cobertura eléctrica.
• La capacidad de mejorar el marco normativo del sector
eléctrico.
• Alta certeza sobre ingresos y márgenes futuros debido a
la inelasticidad de la demanda.
• Se promueve la inversión, La eficiencia y las buenas
prácticas empresariales.
• El personal del sector se capacita constantemente.
• Promueve el beneficio social y el aumento de la calidad
de vida por medio de la creación de proyectos de
electrificación a toda la población.
• Fomento del desarrollo productivo a través de la
electrificación.
• Los avances en las tecnologías de la información pueden
dar mayor eficiencia al sector.
• Desarrollo de productos y servicios a la medida
para el segmento industrial y doméstico.
• Políticas nacionales que promueven la inversión
energética.
• Promoción de la generación de energía por medios
renovables.
• Inversión en generación hidráulica debido al potencial
hidroenergético.
• Exportación de energía eléctrica por sistemas de
interconexión internacional, entre más países en la
región.
• Desarrollo de nuevas oportunidades de negocios como
servicios de asesoría, mantenimiento y reparación de
instalaciones eléctricas.
• El mayor precio de Energía Eléctrica en Chile
comparándolo con otros Países de la Región.
• Aumento poblacional y construcción de nuevas
viviendas.
D A
• Alta dependencia de la regulación, sobre todo de las
empresas generadoras.
• El poco conocimiento que se tiene del patrón de consumo
de electricidad de los usuarios internacionales.
• La normatividad actual del sector no es eficiente.
• La determinación de sectores típicos para la fijación
tarifaria de distribución no concuerda con la realidad de
las empresas de generación, transmisión y distribución.
• Alta burocracia, procesos y procedimientos engorrosos
y lentos en el sector energético.
• Recursos estatales limitados.
• Falta de comunicación entre el organismo regulador y
las empresas reguladas.
• Aumento de la competencia en el mercado libre, lo cual
constituye una amenaza para los generadores y la
exportación/importación de energía eléctrica.
• Problemas en la obtención de economías de escala en la
compra de energía y su aplicación en la fijación tarifaria
(por falta de oferta).
• Volatilidad en los precios del petróleo a nivel
internacional.
• Falta de confiabilidad en la administración de justicia y
en la solución de controversias.
• Escala de multas por la aplicación de la normativa
vigente.
CAPÍTULO I 9
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1.4 DELIMITACIÓN
El trabajo que se plantea está orientado a realizar una propuesta que mejore la oferta y demanda
de energía eléctrica, realizando una interconexión eléctrica por medio de una línea de
transmisión eléctrica que se encuentre situada entre los países de Bolivia y Chile,
respectivamente, que permita la compraventa de energía eléctrica entre estos países y
eventualmente terceros. El proyecto está orientado a mejorar el servicio eléctrico en ambos
países y traer oportunidades de negocio, mejorando la disponibilidad, seguridad y calidad de
energía. Esto se debe a que los escenarios energéticos, económicos, políticos, tecnológicos y
sociales varían en cada país y, como consecuencia, difieren en la manera de analizar y evaluar
los sistemas eléctricos de potencia.
Para acotar el tema en estudio, el análisis se realizó sobre la interconexión eléctrica de ambas
naciones, en la que se permiten realizar intercambios de energía eléctrica, el documento como
tal considera la propuesta y evaluación de los siguientes contenidos: El análisis de la situación
energética, pero sobre todo el entorno eléctrico actual de ambos estados, estudio regulatorio,
definición de la capacidad de energía eléctrica de transporte bidireccional, elección de la
solución tecnológica apropiada para el proyecto que enlazara ambas naciones. Para finalizar,
cabe aclarar que los contextos propuestos en primera instancia, son una opción, dentro de los
múltiples factores a tomar en cuenta en un proyecto eléctrico de esta magnitud. La metodología
permitió la creación de diferentes propuestas determinadas por los actores del proyecto, y se
toma un recorte de los mismos con el objetivo de argumentar los supuestos planteados. Sin
embargo, el fin último fue desarrollar la propuesta de modo tal que esta teoría pueda ser
aplicable a la necesidad de distintos tipos de proyectos energéticos posteriores entre ambas
naciones.
CAPÍTULO I 10
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1.5 OBJETIVOS
1.5.1 Objetivo General
Con el presente trabajo final de grado se pretende realizar un estudio de pre factibilidad, para
poder interconectar Bolivia y Chile eléctricamente, para de esta manera poder realizar
intercambios de energía eléctrica, en especial exportar energía eléctrica a Chile, aplicando
tecnologías apropiadas para garantizar la operación correcta, a fin de mejorar la seguridad
energética de ambos países y más aún del entorno ambiental, económico y social en el cual se
encuentran dichas naciones, aprovechando que geográficamente son colindantes.
1.5.2 Objetivos Específicos
Para lograr el Objetivo General propuesto, se identificó los objetivos específicos siguientes:
1. Analizar la situación actual de Bolivia y Chile, en términos energéticos y eléctricos.
2. Analizar las normas de regulación de los sistemas eléctricos de potencia.
3. Proponer la capacidad de transporte de potencia eléctrica para interconexión.
4. Definir la solución tecnológica, para el proyecto, minimizando los riesgos tecnológicos.
5. Elegir la mejor ubicación de las diferentes sub estaciones y líneas de transmisión
eléctrica.
6. Analizar Finacieramente el Proyecto
CAPÍTULO I 11
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1.6 ALCANCE DEL PROYECTO
El desarrollo de la ingeniería del proyecto abarca la propuesta de interconexión de energía
eléctrica entre Bolivia y Chile, para poder realizar transferencia de potencia y energía eléctrica
entre dichas naciones, ubicadas en Sudamérica con una extensión geográfica de 1, 098,580 km²
y 756,096 km² respectivamente, además de una población de 10.671.200 habitantes y
17.619.708 habitantes respectivamente, cifras rescatadas de los censos del 2013 en ambas
naciones (Datosmacro.com, 2015) (Datosmacro.com, 2015).
Para la propuesta de factibilidad de la interconexión eléctrica, es necesario realizar el estudio y
diseño de los siguientes temas:
1.6.1 Situación Actual De Bolivia Y Chile en términos de Potencia y Energía
El análisis debe satisfacer los requerimientos básicos de la situación energética y económica
actual tanto de Bolivia, como de Chile en términos generales.
Las principales variables que se pretenden analizar, para los dos países son:
- Matriz de energía primaria y secundaria.
- Evolución del PIB y consumo de energía eléctrica per cápita.
- Evolución de la demanda de energía (MWh) y potencia (MW)
- Evolución de la capacidad instalada.
- Matriz de generación eléctrica, energías convencionales y no convencionales.
- Precios referenciales en $us/MWh
Los resultados obtenidos nos mostraran un panorama más claro de la situación energética de
ambos países, además de mostrarnos la posible factibilidad del proyecto que se pretende
desarrollar.
CAPÍTULO I 12
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1.6.2 Marco Regulatorio del Sector Eléctrico
Se pretende analizar el sistema de regulación eléctrica actual de ambas naciones, porque las
características del monopolio natural en el sector eléctrico se dan básicamente en el transporte
y la distribución. El transporte o transmisión requiere una estructura de red formada por las
líneas de alta tensión –que, dicho simplificadamente, conectan los puntos de producción con los
centros de consumo más las instalaciones complementarias (transformadores, conmutadores,
etc.). Y la distribución requiere redes urbanas –conectadas a la red de alta tensión- cuyos
terminales son cada una de los domicilios de los consumidores; sean estos particulares o
empresas.
1.6.3 Capacidad de Transporte de Potencia y Energía Eléctrica
Se proyecta evaluar la viabilidad del proyecto tanto en términos ingenieriles, como en términos
económicos, utilizando datos y resultados de los diferentes países, además de las diferentes
condiciones que presentara dicha propuesta, para posteriormente poder determinar la capacidad
de potencia y energía aproximada que será transmitida por dicha línea eléctrica.
La determinación de la cantidad de potencia y energía eléctrica que será transportada por la línea
de transmisión que se propone será evaluada, tanto por los requerimientos y necesidades de
ambos países, que en este caso son Bolivia y Chile, así de esta manera se podrá aproximar la
cantidad de energía ofertada como demanda, además de realizar una proyección de la capacidad
de transporte de energía para los años posteriores.
1.6.4 Solución Tecnológica del Esquema de Interconexión Eléctrica
La propuesta y diseño debe contemplar una solución tecnológica, fiable y económicamente
viable, que sea compatible y acorde con los sistemas actualmente instalados, que permita una
interconexión entre las dos naciones, cumpliendo con disposiciones técnicas que serán
previamente definidas, de manera que se podrá transmitir energía eléctrica desde Bolivia hasta
Chile y viceversa.
CAPÍTULO I 13
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Para el diseño del esquema de interconexión se considerarán los parámetros de funcionamiento
y operación de ambos países, mismos que serán obtenidos de estudios de comportamiento,
manuales de fabricantes, requerimientos de las naciones. El sistema de interconexión debe
adecuarse a las condiciones intrínsecas a la operación en los distintos países, generación,
transmisión y distribución y todo elemento que forma el conjunto que compone los sistemas
interconectados, de manera que la interconexión permanente de las dos naciones se
complemente al funcionamiento normal actual de las instalaciones ya mencionadas.
El sistema deberá contar con un medio robusto, rápido y confiable de transmisión debido a los
requerimientos de velocidad de transmisión de energía que se necesitan para la incorporación
de la nueva línea a los sistemas eléctricos ya existentes de ambos países además de la criticidad
de dicho diseño. Para este diseño se considerará y elegirá una de las distintas tecnologías
existentes en el mercado, que satisfaga el propósito, como ser AC, HVAC y HVDC.
1.6.5 Especificación Y Ubicación De Las Diferentes Subestaciones Eléctricas
El diseño del sistema de interconexión deberá ser muy estable y robusto, ya que de este sistema
dependerá la operación y seguridad eléctrica del enlace eléctrico propuesto para ambas naciones.
Cualquier falla en este sistema puede afectar, no solo la seguridad, sino también a la estabilidad
y disponibilidad de los sistemas interconectados que dependan de dicha instalación internacional.
El sistema de control y protección debe adecuarse a las condiciones exclusivas de operación de
los dos sistemas eléctricos que componen el sistema interconectado Boliviano como Chileno,
de manera que la puesta en servicio y operación permanente de la nueva línea se complemente
al funcionamiento actual.
Las subestaciones de los dos sistemas eléctricos que serán interconectados tienen que cumplir
con los requerimientos operativos regionales. Estos deberán tener la capacidad de operación
exacta para la interconexión eléctrica. Los sistemas deberán ser compatibles y acordes con los
estándares de ambos países, cumpliendo con disposiciones técnicas que serán previamente
definidas. La ubicación de las diferentes subestaciones eléctricas para realizar la interconexión,
deberán permitir la extensión de una rama eléctrica, entre los sistemas eléctricos actuales que
CAPÍTULO I 14
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serán enlazados, mediante una línea de transmisión. De manera que se puedan transferir energía
eléctrica desde Bolivia hasta Chile, específicamente el Norte de Chile.
1.7 METODOLOGIA
En la Tabla N° 2 se presenta los métodos seleccionados para el logro de cada uno de los
Objetivos Específicos.
Tabla N° 2: Métodos Seleccionados por Objetivo Especifico
Objetivos Específicos Métodos Seleccionados
Analizar la situación actual de Bolivia y Chile, en términos
eléctricos.
Revisión Bibliográfica de Documentos Nacionales e
Internacionales
Revisión de Reglamentos Para el Sector Eléctrico e Instalaciones
correspondientes.
Revisión De Propuestas Anteriores Similares.
Verificación y Validación de Resultados Obtenidos.
Analizar la regulación de los sistemas eléctricos
Revisión Bibliográfica
Revisión de la Normativa Chilena y boliviana.
Desarrollo del Sistema de Regulación
Proponer la capacidad de transporte de potencia eléctrica para
interconexión.
Verificación y Comprobación de Resultados Obtenidos.
Revisión de Capacidad Instalada Actual en cada País
Revisión de Planos y Propuestas de Crecimiento Eléctrico
Diseño y Adecuación del Sistema
Definir la solución tecnológica óptima para el proyecto,
minimizando los riesgos tecnológicos.
Revisión Bibliográfica
Análisis de Alternativas De Interconexión Eléctrica
Revisión de Resultados
Selección de la Mejor Opción
Elegir la mejor ubicación de las diferentes estaciones, especialmente
desde el punto de vista ingenieril.
Revisión Bibliográfica
Revisión de las Diferentes Instalaciones Eléctricas Existentes en
Cada País, además de los Unifilares Oficiales.
Diseño de los Diferentes Sistemas Para la Incorporación de las
Nuevas Subestaciones Eléctrica.
Diseño de la Nueva Línea de Transmisión
CAPÍTULO II 15
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CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO
2.1 SITUACIÓN ENERGÉTICA EN EL MUNDO
El consumo de energía se ha duplicado en los últimos 25 años. Un similar aumento se
comprueba en la producción fabril y en el consumo de los hogares. Pero estos cambios varían
fuertemente de acuerdo a las distintas regiones del planeta (CEFIR).
El consumo de energía viene acompañando el sostenido crecimiento de la producción industrial,
del consumo doméstico y del transporte. Esto se relaciona directamente con un aumento en las
necesidades económicas y sociales de la población mundial. Pero este incremento no se da en
todas las regiones por igual (CEFIR).
El 70% del aumento estimado de la demanda de energía, para el próximo cuarto de siglo, tiene
su origen en los países en desarrollo. China, por sí sola, sería responsable por el 30% de ese
aumento. El proceso de globalización ha llevado a un nivel mayor de industrialización de los
países en desarrollo, y al crecimiento de sus economías, lo que fundamenta el mencionado
crecimiento energético (CEFIR).
La Figura N° 2 muestra el consumo de energía comercializada a nivel mundial y el crecimiento
estimado de la misma para el año 2030.
CAPÍTULO II 16
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Figura N° 2: Consumo de Energía Comercializada
Fuente: (CEFIR)
Tampoco el consumo doméstico de energía es equitativo a nivel planetario, o siquiera local.
1.600 millones de personas en el mundo aún no tienen acceso a la electricidad y 2.500 millones
recurren a la leña, el carbón, los residuos agrícolas (biomasa) y a los excrementos de animales
para satisfacer sus necesidades diarias de energía (CEFIR).
Casi la mitad del consumo de energía primaria está destinada a la producción de electricidad, y
un quinto se destina a los medios de transporte (casi totalmente en forma de derivados de
petróleo). La incorporación del automóvil como medio de transporte individual masivo, y el uso
cotidiano de cada vez más numerosos aparatos eléctricos, en particular los utilizados en
comunicaciones, aumentan la demanda energética (CEFIR).
El petróleo y otros combustibles fósiles como el carbón y el gas natural, se consolidaron durante
el siglo XX como la base de la matriz energética, tanto por los costos de producción y de
transporte como por la multiplicidad de usos. A corto plazo no se prevé un cambio significativo
en esta situación, a pesar de lo limitado de los yacimientos o de las consecuencias ambientales
de su utilización (CEFIR).
La Figura N° 3 muestra la matriz energética mundial.
CAPÍTULO II 17
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Figura N° 3: Matriz Energética Mundial 2007
Fuente: (CEFIR)
Una política energética social y ambientalmente sustentable debe repensar tanto la matriz
energética actual como la distribución de la producción de energía, de modo que las mejoras en
calidad de vida alcancen a toda la población mundial, pero que no pongan en riesgo la
supervivencia de la vida humana en el planeta (CEFIR).
La Figura N° 4 muestra la población mundial actual y el crecimiento estimado de la población
para el año 2030.
Figura N° 4: Población Mundial
Fuente: (CEFIR)
CAPÍTULO II 18
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2.2 GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
En general, la generación de energía eléctrica consiste en transformar alguna clase de energía
(química, cinética, térmica o lumínica, nuclear, solar entre otras), en energía eléctrica. Para la
generación industrial se recurre a instalaciones denominadas centrales eléctricas, que ejecutan
algunas de las transformaciones mencionas. Estas constituyen el primer escalón del sistema de
suministro eléctrico. La generación eléctrica se realiza, básicamente, mediante un generador; si
bien estos no difieren entre sí en cuanto a su principio de funcionamiento, varían en función a
la forma en que se accionan (Fajardo Gálvez, 2001).
Desde que se descubrió la corriente alterna y la forma de producirla en los alternadores, se ha
llevado a cabo una inmensa actividad tecnológica para llevar la energía eléctrica a todos los
lugares habitados del mundo, por lo que, junto a la construcción de grandes y variadas centrales
eléctricas, se han construido sofisticadas redes de transporte y sistemas de distribución. Sin
embargo, el aprovechamiento ha sido y sigue siendo muy desigual en todo el planeta. Así, los
países industrializados o del primer mundo son grandes consumidores de energía eléctrica,
mientras que los países en vías de desarrollo apenas disfrutan de sus ventajas. (Fajardo Gálvez,
2001).
La demanda de energía eléctrica de una ciudad, región o país tiene una variación a lo largo del
día. Esta variación es función de muchos factores, entre los que destacan: tipos de industrias
existentes en la zona y turnos que realizan en su producción, climatología extremas de frío o
calor, tipo de electrodomésticos que se utilizan más frecuentemente, tipo de calentador de agua
que haya instalado en los hogares, la estación del año y la hora del día en que se considera la
demanda. La generación de energía eléctrica debe seguir la curva de demanda y, a medida que
aumenta la potencia demandada, se debe incrementar la potencia suministrada. Esto conlleva el
tener que iniciar la generación con unidades adicionales, ubicadas en la misma central o en
centrales reservadas para estos períodos. En general los sistemas de generación se diferencian
por el periodo del ciclo en el que está planificado que sean utilizados; se consideran de base la
nuclear y la eólica, de valle la termoeléctrica de combustibles fósiles, y de pico la hidroeléctrica
CAPÍTULO II 19
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principalmente (los combustibles fósiles y la hidroeléctrica también pueden usarse como base
si es necesario) (Fajardo Gálvez, 2001).
Dependiendo de la fuente primaria de energía utilizada, las centrales generadoras se clasifican
en químicas cuando se utilizan plantas de radioactividad, que generan energía eléctrica con el
contacto de esta, termoeléctricas (de carbón, petróleo, gas, nucleares y solares termoeléctricas),
hidroeléctricas (aprovechando las corrientes de los ríos o del mar: mareomotrices), eólicas,
solares fotovoltaicas y biomasa. La mayor parte de la energía eléctrica generada a nivel mundial
proviene de los dos primeros tipos de centrales descritos. Todas estas centrales, excepto las
fotovoltaicas, tienen en común el elemento generador, constituido por un alternador de corriente,
movido mediante una turbina que será distinta dependiendo del tipo de energía primaria
utilizada (Fajardo Gálvez, 2001).
Por otro lado, un 64 % de los directivos de las principales empresas eléctricas consideran que
en el horizonte de 2018 existirán tecnologías limpias, WN, accesibles y renovables de
generación local, lo que obligará a las grandes corporaciones del sector a un cambio de
mentalidad (Fajardo Gálvez, 2001).
2.3 TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
La red de transporte de energía eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico
constituida por los elementos necesarios para llevar hasta los puntos de consumo y a través de
grandes distancias la energía eléctrica generada en las centrales eléctricas (Grigsby, 2001).
Para ello, los niveles de energía eléctrica producidos deben ser transformados, elevándose su
nivel de tensión. Esto se hace considerando que para un determinado nivel de potencia a
transmitir, al elevar la tensión se reduce la corriente que circulará, reduciéndose las pérdidas por
Efecto Joule. Con este fin se remplazan subestaciones elevadoras en las cuales dicha
transformación se efectúa empleando transformadores, o bien autotransformadores. De esta
manera, una red de transmisión emplea usualmente voltajes del orden de 220 kV y superiores,
denominados alta tensión, de 400 o de 500 kV (Grigsby, 2001).
Parte de la red de transporte de energía eléctrica son las llamadas líneas de transporte.
CAPÍTULO II 20
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Una línea de transporte de energía eléctrica o línea de alta tensión es básicamente el medio físico
mediante el cual se realiza la transmisión de la energía eléctrica a grandes distancias. Está
constituida tanto por el elemento conductor, usualmente cables de acero, cobre o aluminio, como
por sus elementos de soporte, las torres de alta tensión. Generalmente se dice que los
conductores "tienen vida propia" debido a que están sujetos a tracciones causadas por la
combinación de agentes como el viento, la temperatura del conductor, la temperatura del viento,
etc. (Grigsby, 2001).
Existen una gran variedad de torres de transmisión como son conocidas, entre ellas las más
importantes y más usadas son las torres de amarre, la cual debe ser mucho más fuertes para
soportar las grandes tracciones generadas por los elementos antes mencionados, usadas
generalmente cuando es necesario dar un giro con un ángulo determinado para cruzar carreteras,
evitar obstáculos, así como también cuando es necesario elevar la línea para subir un cerro o
pasar por debajo/encima de una línea existente (Grigsby, 2001).
Existen también las llamadas torres de suspensión, las cuales no deben soportar peso alguno
más que el del propio conductor. Este tipo de torres son usadas para llevar al conductor de un
sitio a otro, tomando en cuenta que sea una línea recta, que no se encuentren cruces de líneas u
obstáculos (Grigsby, 2001).
La capacidad de la línea de transmisión afecta al tamaño de estas estructuras principales. Por
ejemplo, la estructura de la torre varía directamente según el voltaje requerido y la capacidad de
la línea. Las torres pueden ser postes simples de madera para las líneas de transmisión pequeñas
hasta 46 kilovoltios (kV). Se emplean estructuras de postes de madera en forma de H, para las
líneas de 69 a 231 kV. Se utilizan estructuras de acero independientes, de circuito simple, para
las líneas de 161 kV o más. Es posible tener líneas de transmisión de hasta 1.000 kV (Grigsby,
2001).
Al estar estas formadas por estructuras hechas de perfiles de acero, como medio de sustentación
del conductor se emplean aisladores de disco o aisladores poliméricos y herrajes para soportarlos
(Grigsby, 2001).
CAPÍTULO II 21
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La Figura N° 5 nos muestra una línea de transmisión.
Figura N° 5: Torre de Transmisión
Fuente: (ABENGOA, 2011)
2.4 DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Un Sistema de Distribución de Energía Eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico
cuya función es el suministro de energía desde la subestación de distribución hasta los usuarios
finales (medidor del cliente). Se lleva a cabo por los Operadores del Sistema de Distribución
(Distribution System Operator o DSO en inglés) (Short, 2014).
Los elementos que conforman la red o sistema de distribución son los siguientes (Short, 2014):
• Subestación de Distribución: conjunto de elementos (transformadores, interruptores,
seccionadores, etc.) cuya función es reducir los niveles de alta tensión de las líneas de
transmisión (o subtransmisión) hasta niveles de media tensión para su ramificación en
múltiples salidas.
• Circuito Primario.
• Circuito Secundario.
CAPÍTULO II 22
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La distribución de la energía eléctrica desde las subestaciones de transformación de la red de
transporte se realiza en dos etapas (Short, 2014).
La primera está constituida por la red de reparto, que, partiendo de las subestaciones de
transformación, reparte la energía, normalmente mediante anillos que rodean los grandes centros
de consumo, hasta llegar a las estaciones transformadoras de distribución. Las tensiones
utilizadas están comprendidas entre 25 y 132 kV. Intercaladas en estos anillos están las
estaciones transformadoras de distribución, encargadas de reducir la tensión desde el nivel de
reparto al de distribución en media tensión (Short, 2014).
La segunda etapa la constituye la red de distribución propiamente dicha, con tensiones de
funcionamiento de 3 a 30 kV y con una característica muy radial. Esta red cubre la superficie
de los grandes centros de consumo (población, gran industria, etc.), uniendo las estaciones
transformadoras de distribución con los centros de transformación, que son la última etapa del
suministro en media tensión, ya que las tensiones a la salida de estos centros es de baja tensión
(125/220 o 220/380 V1 ) (Short, 2014).
Las líneas que forman la red de distribución se operan de forma radial, sin que formen mallas,
al contrario que las redes de transporte y de reparto. Cuando existe una avería, un dispositivo de
protección situado al principio de cada red lo detecta y abre el interruptor que alimenta esta red
(Short, 2014).
La localización de averías se hace por el método de "prueba y error", dividiendo la red que tiene
la avería en dos mitades y energizando una de ellas; a medida que se acota la zona con avería,
se devuelve el suministro al resto de la red. Esto ocasiona que en el transcurso de localización
se pueden producir varias interrupciones a un mismo usuario de la red (Short, 2014).
2.5 INTERCONEXIÓN ELECTRICA
2.5.1 Sistema Interconectado Nacional
El Sistema Interconectado Nacional, es el conjunto de centrales de generación eléctrica, líneas
de transmisión y sistemas de distribución que se encuentran interconectados entre sí. La
CAPÍTULO II 23
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programación y operación integrada del Sistema Interconectado está a cargo del Centro de
Despacho de Carga, cumpliendo con los criterios de seguridad, confiabilidad y calidad en el
suministro a la demanda (ENATREL).
La Figura N° 6 nos muestra un sistema de Interconexión
Figura N° 6: Interconexión Eléctrica
Fuente: (Ampelos, 2013)
2.5.2 Interconexión Internacional
Las interconexiones internacionales generan una serie de ventajas en los países conectados. La
principal es la contribución a la seguridad y a la continuidad del suministro eléctrico en los
sistemas interconectados, gracias a los intercambios de energía en caso de necesidad. Las
interconexiones son el respaldo instantáneo más significativo a la seguridad de suministro (REE
(Red Electrica de España), Septiembre, 2012).
La segunda ventaja de las interconexiones, que se ve supeditada a la primera, es el aumento de
la eficiencia de los sistemas interconectados. Con la capacidad que queda vacante en las líneas,
se establecen diariamente intercambios comerciales de electricidad aprovechando las
diferencias de precios de la energía entre los sistemas eléctricos. Estos intercambios permiten
que la generación de electricidad se realice con las tecnologías más eficientes fluyendo la
CAPÍTULO II 24
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energía desde donde es más barata hacia donde es más cara (REE (Red Electrica de España),
Septiembre, 2012).
Hay además una tercera ventaja: el aumento de la competencia entre sistemas vecinos. Las
importaciones de energía de otros países obligan a los agentes del propio país a tener propuestas
más competitivas si quieren que sus ofertas resulten aceptadas, generando una reducción del
precio de la electricidad a nivel mayorista (REE (Red Electrica de España), Septiembre, 2012).
Por todo lo anterior, las interconexiones tienen un papel fundamental en la integración de los
mercados de energía eléctrica (REE (Red Electrica de España), Septiembre, 2012).
2.5.3 Interconexiones Eléctricas en América Latina
América Latina ya posee un fuerte grado de integración eléctrica. Desde el año 1995 hasta hoy,
las interconexiones han aumentado aproximadamente diez veces, pasando de 500 MW a 5.000
MW de capacidad instalada. De hecho, con la entrada en operación de la línea Guatemala-
México en 2009, y con la construcción de la interconexión Panamá-Colombia prevista para 2018,
se tendrá un corredor electro energético que permitirá una vez se realicen los acuerdos
comerciales y regulatorios apropiados, establecer de manera continua intercambios de energía
entre los sistemas de los países desde México hasta Chile (CAF, Cier, 2012).
Tipos de integraciones: breve recuento El primer tipo de integración eléctrica que se dio en
América Latina fue la construcción de plantas hidroeléctricas binacionales, tales como Salto
Grande (Argentina y Uruguay, 1.800 MW) en 1979; Itaipú (Paraguay y Brasil, 14.000 MW) en
1984; y Yacyretá (Paraguay y Argentina, 1.800 MW en su primera fase) en 1998 (CAF, Cier,
2012).
El segundo estilo de integración regional ha sido la exportación de electricidad, por ejemplo,
Colombia–Ecuador y Argentina–Brasil. Aunque en estas conexiones siempre se indica los flujos
dominantes, las mismas permiten el envío de electricidad en dirección opuesta (CAF, Cier,
2012).
CAPÍTULO II 25
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Finalmente, el tercer tipo de interconexión sobre el cual se tiene experiencia en la región ha sido
el que permite compartir reservas y aprovecha la diversidad hidrológica. Un ejemplo es la
interconexión de los países de América Central, que fue reforzada con la entrada en operación
de las líneas del SIEPAC en 2014 (CAF, Cier, 2012).
Las interconexiones ya existentes han resultado en beneficios económicos significativos, y los
beneficios potenciales de los nuevos proyectos de interconexión también son sustanciales.
2.5.3.1 Interconexión Eléctrica México-Guatemala
La línea de interconexión entre México y Guatemala consiste en una red de transmisión eléctrica
de 103 kilómetros a 400 Kv (32 Kilómetros en México y 71 en Guatemala) y la expansión de
dos subestaciones, una localizada en Tapachula, México, y la otra en "Los Brillantes", en
Retalhuleu, Guatemala, lo cual permite efectuar transacciones de energía entre ambos países,
promoviendo la integración del sistema eléctrico de México con el de América Central
(Proyecto Integracion y Desarrollo Mesoamérica, 2015).
México y Guatemala suscribieron, el 15 de septiembre de 2010, un contrato de compraventa de
potencia firme y de energía asociada por medio del cual el INDE de Guatemala adquiere de la
Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México, 120 megawatts (MW) de potencia firme,
con posibilidad de ampliarla hasta 200 MW, ya que la CFE cuenta con excedentes que hacen
posible esa venta. A su vez, permite a la CFE adquirir energía del mercado eléctrico
guatemalteco, en caso de ser necesario, por alguna contingencia o necesidad (Proyecto
Integracion y Desarrollo Mesoamérica, 2015).
El 14 de mayo de 2012, la Secretaría de Energía de México y el Ministerio de Energía y Minas
de la República de Guatemala, firmaron una carta de intención en la que establecieron un marco
general de cooperación en el sector energético. Ambos países se comprometieron a desarrollar
conjuntamente actividades de cooperación, prioritariamente, en materia de electricidad e
hidrocarburos. En electricidad, el objetivo definido es incrementar en 30 MW la exportación de
energía eléctrica de México a Guatemala y eventualmente a Centroamérica. En ese sentido, la
Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México y el Instituto Nacional de Electrificación de
CAPÍTULO II 26
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Guatemala (INDE) elaboran un plan de trabajo para que la línea de transmisión del SIEPAC se
enlace con la red del proyecto Interconexión México – Guatemala (Proyecto Integracion y
Desarrollo Mesoamérica, 2015).
La interconexión México-Guatemala representa un proyecto binacional que abre las puertas a
futuros proyectos conjuntos, además de traer consigo otros beneficios, como: da garantía del
suministro eléctrico; aumenta la seguridad y calidad del sistema; intensifica la relación
económica entre los dos países; promueve una estabilización de precios (México logra el ingreso,
a través de Guatemala, a un mercado eléctrico de gran crecimiento y con un consumo anual de
40,000 GWh); México encuentra un mercado para sus excedentes de capacidad y esto genera
economía de escala; y Guatemala tiene ahorros derivado de la estabilización de precios y de no
incurrir en costos de “no suministro” (Proyecto Integracion y Desarrollo Mesoamérica, 2015).
Figura N° 7: Interconexión México – Guatemala
Fuente: (Proyecto Integracion y Desarrollo Mesoamérica, 2015)
CAPÍTULO II 27
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2.5.3.2 Interconexión Eléctrica Panamá – Colombia
El proyecto consiste en la construcción de una línea de transmisión de aproximadamente 600
kilómetros en corriente directa (HVDC), entre las subestaciones Cerromatoso en Colombia y
Panamá II, en Panamá, con capacidad de transporte de hasta 600 megawatts (MW). La
interconexión contempla un tramo marino de 55 kilómetros, que supone beneficios en términos
ambientales y sociales, minimizando el impacto en la Comarca Kuna Yala y la Serranía del
Darién (Proyecto Integración y Desarrollo Mesoamérica, 2015).
Esta obra permitirá la integración del mercado andino (Suramérica) con el mercado
mesoamericano (México y América Central), con los consecuentes beneficios esperados en la
seguridad del suministro y el acceso a energía de menor costo para los agentes de los dos países
(Panamá-Colombia), y la optimización de los recursos disponibles en toda la región (Proyecto
Integración y Desarrollo Mesoamérica, 2015).
En julio de 2014, el presidente de Panamá, Juan Carlos Varela, manifestó el interés de reactivar
el proyecto de interconexión eléctrica Panamá-Colombia, con el apoyo de las autoridades del
vecino país. Se planea iniciar las obras de construcción en el 2015 y concretar la operación de
la línea en el 2018 a un monto de US$450 millones. La interconexión Panamá-Colombia
permitiría incluir nuevos socios extra-regionales al Mercado Eléctrico Regional (MER) y llevar
a cabo transacciones eléctricas entre Colombia y América Central (Proyecto Integración y
Desarrollo Mesoamérica, 2015).
2.5.3.3 Interconexión Eléctrica Colombia – Venezuela y Ecuador
Actualmente Colombia exporta energía a Ecuador y a Venezuela. La cantidad de energía
exportada mensualmente varía, sin embargo, el promedio del año 2011 fue de 109.2 GWh/mes.
Además entre los planes a futuro se tiene un incremento en la generación y aumentar las
transacciones de electricidad con otros países de América del Sur. Se están analizando las
interconexiones con Panamá y reforzar la interconexión con Ecuador con el fin de permitir
transacciones de energía entre varios países de América del Sur (19).
CAPÍTULO II 28
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Desde abril de 2011 se reiniciaron las exportaciones a Venezuela a través del enlace Corozo –
San Mateo 230 kV y desde el 13 de junio también se está exportando a través del enlace
Cuestecitas – Cuatricentenario 230 kV (Dinero (Publicaciones Semana S.A.), 2012).
El primero de febrero de 2011 se renovó el acuerdo de suministro de energía de Colombia hacia
Venezuela, a través de los enlaces internacionales Corozo – San Mateo, ubicado en Norte de
Santander, y Cuestecitas – Cuatricentenario, ubicado en La Guajira (Dinero (Publicaciones
Semana S.A.), 2012).
El acuerdo se formalizó por medio de un contrato suscrito entre Isagen, en representación de
Colombia, y Corpoelec, en representación de Venezuela, con una vigencia de 11 meses y
transacciones estimadas de 30 gigavatios hora por mes (Dinero (Publicaciones Semana S.A.),
2012).
Este nuevo contrato tiene como antecedente la reanudación del intercambio energético entre los
dos países en abril de 2011, año en el cual se registraron exportaciones de alrededor de 230
GWh, luego de 16 meses de haberse suspendido los despachos de electricidad, entre otros, a
causa del fenómeno de “El Niño” (Dinero (Publicaciones Semana S.A.), 2012).
A partir del 12 de Febrero de 2015, la interconexión eléctrica entre las poblaciones de Puerto
Ospina (Colombia) y Puerto El Carmen (Ecuador) permite a la localidad colombiana tener
energía eléctrica las 24 horas del día. Este proyecto estaba contemplado dentro de la gestión que
los dos Gobiernos llevan a cabo en el Plan de Fronteras para la Prosperidad (PFP), informó la
Cancillería colombiana en un comunicado (El Universo, Noticias (EFE), 12 de Febrero de 2015).
Puerto Ospina es un corregimiento de 1.250 habitantes ubicado a orillas del río Putumayo, en la
zona de frontera con Ecuador (El Universo, Noticias (EFE), 12 de Febrero de 2015).
Durante 30 años los habitantes de esta localidad se abastecían de energía gracias a una planta
alimentada por combustible que le permitía generar electricidad cinco horas al día (El Universo,
Noticias (EFE), 12 de Febrero de 2015).
CAPÍTULO II 29
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La Figura N° 8 muestra el sistema interconectado de transmisión colombiano 2010-2024, en la
cual se observan los enlaces con Ecuador y Venezuela.
Figura N° 8: Esquema del Sistema de Transmisión Colombiano
Fuente: (Estrada, et al., 2012)
2.5.3.4 Interconexión Eléctrica de los Países de América Central
La infraestructura del Proyecto SIEPAC consiste en la ejecución del Primer Sistema de
Transmisión Eléctrica Regional que reforzará la red eléctrica de América Central. Consiste en
el diseño, ingeniería y construcción de una línea de transmisión eléctrica de 1,790 Kilómetros
CAPÍTULO II 30
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de longitud de 230 Kv y 28 bahías de acceso en 15 subestaciones, a través de 6 países de América
Central: Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá. Con la red ya
instalada, se dispondrá de una capacidad confiable y segura de transporte de energía de hasta
300 megawatts (MW) (Proyecto Integración y Desarrollo Mesoamérica, 2015).
Los datos generales de la red de transmisión, longitud, tramos y subestaciones por país, se
resumen en la Tabla N° 3 (Proyecto Integración y Desarrollo Mesoamérica, 2015).
Tabla N° 3: Longitud tramos y subestaciones del SIEPAC
Fuente: (Proyecto Integración y Desarrollo Mesoamérica, 2015)
El 16 de octubre de 2014, el Grupo ICE de Costa Rica inauguró el último tramo pendiente de la
red (Palmar Norte-Parrita), con lo cual se finalizó la construcción y operación plena de la nueva
línea de transmisión eléctrica del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América
Central (SIEPAC), cumpliéndose de esa manera una de las aspiraciones de los países
centroamericanos y que constituye la columna vertebral de una interconexión eléctrica
mesoamericana con la incorporación de México y Colombia. El 100% de los tramos de la red
CAPÍTULO II 31
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eléctrica se encuentran finalizados y existe funcionamiento total de las instituciones del mercado
regional (Proyecto Integración y Desarrollo Mesoamérica, 2015).
El SIEPAC se inauguró oficialmente el 10 de diciembre de 2014 en Ciudad de Panamá, en el
marco de la reunión ministerial “Celebración del SIEPAC: Impulsando la Integración energética
Mesoamericana”. Los ministros de Energía asumieron varios compromisos para impulsar la
Agenda Mesoamericana de Energía, incluyendo el fortalecimiento de la infraestructura del
SIEPAC mediante el desarrollo de las obras y medidas adicionales, así como la instalación del
segundo circuito del SIEPAC, que garantiza las capacidades de transferencia de potencia
diseñadas en el proyecto (Proyecto Integración y Desarrollo Mesoamérica, 2015).
La Tabla N° 4 muestra las fechas de puesta en operación por tramos del SIEPAC.
Tabla N° 4: Fechas relevantes de la operación del SIEPAC
Fuente: (Proyecto Integración y Desarrollo Mesoamérica, 2015)
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Con la línea SIEPAC en servicio, se brinda un estímulo para grandes proyectos de generación
regional que ahora si pueden concretarse. El SIEPAC es un proyecto singular que junta
voluntades de los países y además de los beneficios propios de una integración eléctrica, suma
los de telecomunicaciones y los ambientales (Proyecto Integración y Desarrollo Mesoamérica,
2015).
La integración trae beneficios tangibles que trascienden los intereses nacionales de cada país
miembro, y van en beneficio directo de todos los ciudadanos de la región centroamericana, por
lo que justifica realizar el esfuerzo y vencer las dificultades (Proyecto Integración y Desarrollo
Mesoamérica, 2015).
La Figura N° 9 muestra la localización geográfica de la línea eléctrica SIEPAC
Figura N° 9: Localización geográfica y recorrido de la línea SIEPAC
Fuente: (Proyecto Integración y Desarrollo Mesoamérica, 2015)
CAPÍTULO II 33
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2.5.3.5 Interconexión Eléctrica del Mercosur e Intercambio Energético
El comercio energético regional estuvo mayormente circunscrito al petróleo y derivados o a la
electricidad. En los últimos años ha aparecido también el mercado gasífero, con grandes
inversiones a nivel de infraestructura de interconexión (Cefir).
La Figura N° 10 muestra la red actual de gasoductos del MERCOSUR.
Figura N° 10: Gasoductos y Comercio de Gas Natural
Fuente: (Cefir)
La Asociación Latinoamericana de Integración (ALADI) ha definido a la Integración Energética
Regional como “un proceso de interconexión estratégica de las redes de energía en corredores
internacionales, que permita, bajo un marco normativo común y servicios adecuados, su
circulación ágil y eficiente dentro de un determinado espacio de integración” (Cefir).
En esa perspectiva, las Directrices de Políticas Energéticas del MERCOSUR, aprobadas por la
resolución MERCOSUR\GMC\RES Nº 57/93, fijan criterios básicos para permitir la
CAPÍTULO II 34
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coordinación de las políticas energéticas nacionales, conforme a los principios acordados en el
Tratado de Asunción, de constitución del bloque. La Resolución ya destacaba la tendencia hacia
una mayor integración energética, lo que aseguraba una más eficaz utilización de los recursos,
en base a la experiencia acumulada por los emprendimientos energéticos binacionales, y una de
sus directrices señalaba como criterio básico la Promoción de la producción y uso de energía
renovables con bases económicas y ambientalmente sustentables (Cefir).
En cuanto a electricidad, la mayor parte del comercio entre países corresponde a la energía
generada por emprendimientos binacionales. Presenta importantes asimetrías. Paraguay es el
único país del Mercosur con claro perfil exportador, en base a los excedentes generados por las
megas represas Itaipú y Yacyretá. Por otra parte, los restantes países del Mercosur son netos
importadores de electricidad, en particular Uruguay, cuya generación propia tiene un alto
componente térmico a partir de petróleo. Existe un flujo de ida y vuelta entre los países fruto de
las variaciones provocadas por matrices predominantemente hidráulicas (Cefir).
La Figura N° 11 nos muestra el intercambio actual existente en el MERCOSUR.
Figura N° 11: Intercambio de Energía Eléctrica, Mercosur
Fuente: (Cefir)
CAPÍTULO II 35
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La importancia de la integración eléctrica se ve reflejada en el Memorándum de Entendimiento
relativo a los Intercambios Eléctricos e Integración Eléctrica en el MERCOSUR, en Decisión
MERCOSUR/CMC/DEC. Nº 10/98, con miras a la complementación de recursos energéticos,
la optimización de la seguridad del abastecimiento y la colocación de los excedentes de energía
(Cefir).
La región cuenta con una serie de grandes represas hidroeléctricas sobre los ríos Paraná y
Uruguay, y por lo tanto se ha desarrollado una red de interconexión eléctrica que vincula a los
países, surgida a partir de la infraestructura creada por los acuerdos binacionales para cada
emprendimiento (Cefir).
La Figura N° 12 muestras las importantes interconexiones de energía eléctrica existentes en el
MERCOSUR.
Figura N° 12: Interconexiones Eléctricas, Mercosur
Fuente: (Cefir)
CAPÍTULO II 36
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En el marco del desarrollo de las energías renovables en la región, las redes interconectadas
existentes y en planificación ofrecen los corredores internacionales necesarios para animar
proyectos de escala de energías renovables para el comercio intrarregional (Cefir).
El vínculo extra regional se da con Chile, que depende de la electricidad argentina, y en menor
medida con Venezuela, que vende excedentes a Brasil (Cefir).
Las políticas privatizadoras de los ’90 permitieron el ingreso de privados en las actividades
generadoras, transmisoras y distribuidoras de energía, en especial en Argentina, por lo cual
buena parte del comercio se realiza entre empresas, muchas veces subsidiarias de una misma
trasnacional. Esto implica la existencia de un comercio que escapa a las políticas nacionales o
de los organismos de integración, si se consideran los países que avanzaron con firmeza en los
procesos de privatización, como Argentina y Chile (Cefir).
CAPÍTULO III 37
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CAPÍTULO III SITUACIÓN ACTUAL EN TERMINOS DE ENERGÍA
Y POTENCIA ELECTRICA
3.1 ANÁLISIS DE LA MATRIZ ENERGÉTICA PRIMARIA Y
SECUNDARIA
Se necesita evaluar la matriz energética de cada estado involucrado en el proyecto, esta matriz
se refiere a una representación cuantitativa de toda la energía disponible, en un determinado
país, energía disponible que puede ser utilizada en los diferentes procesos productivos y
domiciliarios de un territorio en cuestión, en esta situación el estado Boliviano y Chileno.
Primeramente, se debe realizar el análisis de la matriz energética primaria y secundaria, tanto
de Bolivia como de Chile, el cual es fundamental para orientar la proyección del sector
energético con el fin de comprobar la producción, la seguridad energética y el uso adecuado de
la energía disponible en dichas naciones.
La tabla de conversión de las diferentes unidades utilizadas en la elaboración de la Matriz
energética de ambos países se encuentra en el Anexo I.
3.1.1 Matriz Energética Boliviana
Se sintetizo la información anual de oferta y demanda de energía en Bolivia, desagregada por
fuente y sector de consumo. A efectos de hacer comparables las cifras de las diferentes fuentes
energéticas, las cuales poseen diferentes poderes caloríficos, los valores del se expresan en kbep
(kilo barriles de petróleo equivalente).
A continuación se presenta un resumen, de los principales resultados obtenidos a partir del
balance energético, el detalle completo de todos los resultados se pueden encontrar en el Anexo
I.
CAPÍTULO III 38
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. En Bolivia, la producción de energía primaria está compuesta principalmente por cuatro
energéticos: gas natural, petróleo condensado y/o gasolina natural, biomasa e hidroenergía. Para
el año 2013 la producción de energía primaria alcanzo los 157,645.91 kbep1, superior en 13,3%
a la producción de energía primaria del año anterior. De este total, 127,222.91 kbep,
correspondió a la producción de gas natural. (Viceministerio de Desarrollo Energético,
Noviembre, 2014)
La Tabla N° 5 muestra una comparación de la producción de Energía Primaria en Bolivia, para
los años 2012 y 2013.
Tabla N° 5: Bolivia: Producción de Energía Primaria en (kbep)
Fuente 2012 2013 Variación
(En %)
Petróleo, Condensado y Gasolina Natural 18,875.43 21,652.61 14.7%
Gas Natural 111,875.08 127,222.91 13.7%
Hidroenergía 1,457.55 1,570.71 7.8%
Biomasa 6,925.20 7,299.68 5.4%
Total 139,133.27 157,745.91 13.4%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
Tomando en cuenta la estructura de la producción de energía primaria, la producción de
hidrocarburos representa el 94,4% de la producción total de energía, de los cuales 80,7%
corresponde a la producción de gas natural. La Figura N° 13 nos muestra la estructura de la
Producción de Energía Primaria en Bolivia para el año 2013.
1 Kilobarril equivalente de petróleo = kbep
CAPÍTULO III 39
UPB © 2016
Figura N° 13: Bolivia: Estructura de la Producción de Energía Primaria
Durante la gestión 2013, se exportaron 105,085.30 kbep de energía de los cuales 102,366.71
kbep correspondieron a gas natural, 2,718.59 kbep a Crudo Reconstituido y 48.49 kbep a Gas
Licuado de Petróleo (GLP). (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014).
La Tabla N° 6 nos muestra la comparación de energía primaria exportada entre el año 2012 y el
año 2013.
Tabla N° 6: Bolivia: Exportación de Energía Primaria en (kbep)
Fuente 2012 2013 Variación
(En %)
Gas Natural 88,693.43 102,366.71 15.4%
Crudo Reconstituido 2,454.98 2,718.59 10.7%
GLP 0.00 46.49 -
Total Exportaciones 91,148.41 105,131.79 15.3%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
En 2013, se importaron 7,133.55 kbep de energía, de los cuales 5,797.47 kbep correspondieron
a Diésel Oil, y el resto a otros derivados como ser Gasolina Especial, GLP, Aceites y Grasas.
(Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 7 nos muestra una comparación de energía secundaria importada entre los años
2012 y 2013.
Gas Natural
80.7%
Petróleo, Cond.
Y Gasol. Nat.
13.7%
Biomasa
4.6%
Hidroenergía
1.0%
CAPÍTULO III 40
UPB © 2016
Tabla N° 7: Bolivia: Importación de Energía Secundaria en (kbep)
Fuente 2012 2013 Variación
(En %)
Diésel Oil 5,625.64 5,797.47 3.1%
Gasolina Especial 1,224.19 1,177.87 -3.8%
GLP 293.46 39.98 -86.4%
Aceites 157.25 111.00 -29.4%
Grasas 2.56 7.24 183.3%
Total Importaciones 7,303.09 7,133.56 -2.3%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 8 nos muestra una comparación de energía secundaria exportada entre los años
2012 y 2013.
Tabla N° 8: Bolivia: Exportación de Energía Secundaria en (kbep)
Fuente 2012 2013 Variación
(En %)
GLP 0.00 48.49 -
Crudo Reconstituido 2,454.98 2,718.59 10.7%
Parafinas 4.82 5.40 12.1%
Total Exportaciones 2,459.80 2,772.48 12.7%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
Tomando en cuenta la energía ingresada a los centros de transformación, en 2013 hubo un 10,8%
más de ingreso de energía que en la gestión anterior. La energía ingresada en los Centros de
Transformación alcanzó en 2013 a 35,438.45 kbep, de los cuales 21,811.24 kbep,
correspondieron a Refinerías, 2,268.98 a Plantas de Gas y 11,358.23 kbep a Centrales Eléctricas.
La mayor proporción ingreso de energía a las Centrales Eléctricas, correspondió a las
Termoeléctricas con 9,231.55 kbep, seguidas por las Hidroeléctricas 1,570.71 kbep y finalmente
por la Biomasa con 230.46 kbep. (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 9 nos muestra una comparación de los distintos centros de transformación de
Energía Primaria para los años 2012 y 2013.
CAPÍTULO III 41
UPB © 2016
Tabla N° 9: Bolivia: Centros de Transformación de Energía Primaria en (kbep)
Fuente 2012 2013 Variación
(En %)
Refinerías 18,027.09 21,811.24 21.0%
Plantas de Gas 2,010.95 2,268.98 12.8%
Centrales Eléctricas 11,943.96 11,358.23 -4.9%
Hidroenergía 1,604.50 1,570.71 -2.1%
Termoeléctricas 9,540.11 9,231.55 -3.2%
Biomasa 454.27 230.46 -49.3%
Diésel 345.08 325.51 -5.7%
Total Centros de Transformación 31,982.00 35,438.45 10.8%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
En la gestión 2013, el consumo final total de energía fue de 42,764.13 kbep, superior en 8.2%
con respecto al año anterior, debido fundamentalmente al crecimiento en el consumo en Gas
Natural, gasolinas, Diésel Oil y otros derivados. (Viceministerio de Desarrollo Energético,
Noviembre, 2014)
La Tabla N° 10 nos muestra una comparación del consumo final de Energías por Fuentes para
los años 2012 y 2013.
Tabla N° 10: Bolivia: Consumo Final de Energías por Fuentes en (kbep)
Fuente 2013 2013 Variación
(En %)
Gas Natural 8,806.48 9,802.47 11.3%
Biomasa 6,185.63 6,398.92 3.4%
Electricidad 4,097.89 4,313.64 5.3%
GLP 3,035.16 3,086.63 1.7%
Diésel Oil 9,743.75 10,669.83 9.5%
Gasolinas 6,675.69 7,310.02 9.5%
Otros Derivados 966.77 1,182.62 22.3%
Total 39,511.37 42,764.13 8.2%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
Tomando en cuenta la estructura del consumo final de energía por fuentes, para la gestión 2013,
el Diésel Oil se constituye en la principal fuente de consumo energético, seguido por el gas
natural y las gasolinas. (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Figura N° 14 nos muestra la estructura del Consumo Final de Energía por Fuentes para el
año 2013.
CAPÍTULO III 42
UPB © 2016
Figura N° 14: Bolivia: Estructura del Consumo Final de Energía por Fuentes - 2013
Comparando el consumo final de energía por sectores, el sector de mayor crecimiento fue el
sector del Transporte, le siguen los sectores del Agropecuario, Pesca y Minería, Comercial e
Industrial. (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 11 nos muestra una comparación del consumo final de Energía por Sectores para
los años 2012 y 2013.
Tabla N° 11: Bolivia: Consumo Final de Energía por Sectores en (kbep)
Sector 2012 2013 Variación
(En %)
Transporte 16,293.03 18,063.00 10.9%
Industria 10,472.17 11,200.06 7.0%
Residencial 7,090.02 7,391.26 4.2%
Comercial 1,206.97 1,295.34 7.3%
Agropecuario, Pesca, Minería 4,449.18 4,814.46 8.2%
Total 39,511.37 42,764.12 8.2%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
Considerando la estructura del Consumo Final de Energía por sector económico, en 2013, el
sector del Transporte consumió el 42.2% del consumo total de energía, seguido por el sector
industrial, residencial, agropecuario, caza y pesca y el sector comercial. (Viceministerio de
Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
Diesel Oil
25.0%
Gas Natural
22.9%Gasolinas
17.1%
Biomasa
15.0%
Electricidad
10.1%
GLP
7.2%
Otros Derivados
2.8%
CAPÍTULO III 43
UPB © 2016
La Figura N° 15 nos muestra la estructura del Consumo Final de Energía por Sectores para el
año 2013.
Figura N° 15: Bolivia: Estructura del Consumo Final de Energía por Sectores - 2013
El consumo de energía en el sector transporte creció en 10,9% entre 2012 y 2013. Las principales
fuentes de consumo de energía para el sector del transporte, fueron la gasolina especial, el diésel
oil y el gas natural vehicular. El energético de mayor crecimiento en el sector transporte Jet Fuel
con 23,9%, seguido por el gas natural vehicular con 12.1%. Otras fuentes energéticas para el
transporte lo constituyen Gasolina de Aviación y la Gasolina Premium. (Viceministerio de
Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 12 nos muestra una comparación del consumo final de Energía para el Sector
Transporte para los años 2012 y 2013.
Tabla N° 12: Bolivia: Consumo Final de Energía Sector Transporte (kbep)
Fuente 2012 2013 Variación
(En %)
Gas Natural 3,414.77 3,828.56 12.1%
Gasolina de Aviación 37.13 39.08 5.3%
Gasolina Especial 6,619.12 7,251.50 9.6%
Gasolina Premium 19.44 19.44 0.0%
Jet Fuel 921.46 1,141.38 23.9%
Diésel Oil 5,281.11 5,783.05 9.5%
Total 16,293.03 18,063.01 10.9%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
Transporte
42.2%
Industria
26.2%
Residencial
17.3%
Agrop, Pes,
Min
11.3%
Comercial
3.0%
CAPÍTULO III 44
UPB © 2016
El consumo de energía en el sector industrial creció en 7.0% entre 2012 y 2013. Entre los
energéticos más consumidos por el sector industrial, se encuentran el Gas Natural, la Biomasa
y la Electricidad. Otras fuentes energéticas para la industria lo constituyen el Diésel Oil, GLP y
Kerosene. (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 13 nos muestra una comparación del consumo final de Energía para el Sector
Industrial para los años 2012 y 2013.
Tabla N° 13: Bolivia: Consumo Final de Energía Sector Industrial (kbep)
Fuente 2012 2013 Variación
(En %)
Gas Natural 4,681.73 5,159.89 10.2%
Electricidad 1,109.10 1,166.31 5.2%
GLP 81.95 83.34 1.7%
Kerosene 13.59 12.37 -9.0%
Diésel Oil 565.14 618.85 9.5%
Biomasa 4,020.66 4,159.30 3.4%
Total 10,472.17 11,200.06 7.0%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
El consumo de energía en el sector residencial creció en 4.2% entre 2012 y 2013. Entre los
energéticos más consumidos por el sector residencial, se encuentran el GLP, la biomasa y la
electricidad. Otras fuentes energéticas para el sector residencial lo constituyen el gas natural y
el Kerosene. Cabe destacar la tasa de crecimiento de 18.3% en el consumo de gas natural en el
sector residencial entre ambas gestiones. (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre,
2014)
La Tabla N° 14 nos muestra una comparación del consumo final de Energía para el Sector
Residencial para los años 2012 y 2013.
Tabla N° 14: Bolivia: Consumo Final de Energía Sector Residencial (kbep)
Fuente 2012 2013 Variación
(En %)
Gas Natural 463.23 548.12 18.3%
Electricidad 1,516.34 1,611.50 6.3%
GLP 2,913.75 2,963.16 1.7%
Kerosene 31.72 28.87 -9.0%
Biomasa 2,164.97 2,239.62 3.4%
Total 7,090.02 7,391.27 4.2%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
CAPÍTULO III 45
UPB © 2016
El consumo de energía en el sector comercial creció en 7.3% entre 2012 y 2013. Entre los
energéticos más consumidos por el sector comercial, se encuentran la electricidad y el gas
natural. Otra fuente energética para el sector comercial lo constituyen el gas licuado de petróleo.
Cabe destacar, la tasa de crecimiento del 7.8% en el consumo de gas natural en el sector
comercial entre ambas gestiones. (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 15 nos muestra una comparación del consumo final de Energía para el Sector
Comercial para los años 2012 y 2013
Tabla N° 15: Bolivia: Consumo Final de Energía Sector Comercial (kbep)
Fuente 2012 2013 Variación
(En %)
Gas Natural 246.75 265.91 7.8%
Electricidad 920.76 989.31 7.4%
GLP 39.46 40.13 1.7%
Total 1,206.97 1,295.35 7.3%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
El consumo de energía en el sector Agropecuario, Pesca y Minería creció en 8.2% entre 2012 y
2013. El energético más consumido por este sector, se encuentra el Diésel Oil, seguido por la
Electricidad. (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 16 nos muestra una comparación del consumo final de Energía para el Sector
Agropecuario, Pesca y Minería para los años 2012 y 2013
Tabla N° 16: Bolivia: Consumo Final de Energía Sector Agropecuario, Pesca y Minería (kbep)
Fuente 2012 2013 Variación
(En %)
Electricidad 551.68 546.53 -0.9%
Diésel Oil 3,897.50 4,267.93 9.5%
Total 4,449.18 4,814.46 8.2%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
3.1.2 Matriz Energética Chilena
Seguidamente se presenta un sumario, de los principales resultados obtenidos a partir del
balance nacional de energía chileno, el detalle completo de todos los resultados se pueden
encontrar en el Anexo I.
CAPÍTULO III 46
UPB © 2016
La Variación de Consumo Bruto de Energía Primaria está compuesta principalmente por ocho
energéticos: Petróleo crudo, gas natural, carbón, hidroelectricidad, eólica, leña y biomasa, solar
y biogás. Para el año 2013 el consumo de energía primaria alcanzo los 244,799 kbep, superior
en 7.59% al consumo de energía primaria del año anterior. La Tabla N° 17 nos muestra los
resultados.
Tabla N° 17: Chile: Variación Consumo Bruto Energía Primaria [kbep]
Energético 2012 2013 Variación (En %)
Petróleo Crudo 69,786 73,630 5.51%
Gas Natural 32,863 32,935 0.22%
Carbón 47,941 54,431 13.54%
Hidroelectricidad 12,499 12,238 -2.09%
Eólica 253 344 35.86%
Leña y Biomasa 64,009 70,987 10.90%
Solar 133 138 3.36%
Biogás 52 96 84.78%
Total 227,537 244,799 7.59%
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014)
Tomando en cuenta la estructura Variación Consumo Bruto Energía Primaria, el consumo de
petróleo crudo representa el 30% seguido por la leña y biomasa con un 29%. La Figura N° 16
nos muestra la estructura del Consumo Bruto de Energía Primaria para el año 2013.
Figura N° 16: Chile: Consumo Bruto Energía Primaria
Petróleo Crudo
30%
Gas Natural
14%Carbón
22%
Hidroelectricidad
5%
Eólica
0%
Leña y Biomasa
29%
Solar
0%
Biogás
0%
CAPÍTULO III 47
UPB © 2016
En Chile, la producción de energía primaria está compuesta principalmente por ocho energéticos
principales. Para el año 2013 la producción de energía primaria alcanzo los 103,610 kbep,
superior en 14.03% a la producción de energía primaria del año anterior. De este total, 70,525
kbep, correspondieron a la producción de Leña y Biomasa.
La Tabla N° 18 muestra una comparación de la producción de Energía Primaria en Chile, para
los años 2012 y 2013.
Tabla N° 18: Chile: Producción de Energía Primaria [kbep]
Energético 2012 2013 Variación %
Petróleo Crudo 2,547 2,776 9.00%
Gas Natural 8,295 6,501 -21.62%
Carbón 2,695 10,992 307.92%
Hidroelectricidad 12,499 12,238 -2.09%
Eólica 253 344 35.86%
Leña y Biomasa 64,385 70,525 9.54%
Solar 133 138 3.36%
Biogás 52 96 84.78%
Total 90,859 103,610 14.03%
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013)
Tomando en cuenta la estructura de la producción de energía primaria, la producción de leña y
biomasa representa el 68%. La Figura N° 17 nos muestra la estructura de la Producción de
Energía Primaria para el año 2013.
CAPÍTULO III 48
UPB © 2016
Figura N° 17: Chile: Estructura de la Producción de Energía Primaria
La Tabla N° 19 y la Tabla N° 20 nos muestran la comparación de energía primaria importada y
exportada entre el año 2012 y el año 2013, se puede observar que anteriormente chile no era un
país exportador de energía primaria, además de que importa Petróleo Crudo, Gas Natural y
Carbón.
Tabla N° 19: Chile: Importación de Energía Primaria [kbep]
Energético 2012 2013 Variación %
Petróleo Crudo 65,657 72,346 10.19%
Gas Natural 26,377 26,115 -1.00%
Carbón 44,939 46,791 4.12%
Total 136,973 145,252 6.04%
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013)
Tabla N° 20: Chile: Exportación de Energía Primaria [kbep]
Energético 2012 2013 Variación %
Carbón 0 4,507 -
Total 0 4,507 -
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013)
La Tabla N° 21 y la Tabla N° 22 nos muestran una comparación de la energía secundaria
importada y exportada entre los años 2012 y 2013.
Petróleo Crudo
3%Gas Natural
6%Carbón
11%
Hidroelectricidad
12%
Eólica
0%
Leña y Biomasa
68%
Solar
0%
Biogás
0%
CAPÍTULO III 49
UPB © 2016
Tabla N° 21: Chile: Importación de Energía Secundaria [kbep]
Energético 2012 2013 Variación %
Derivados de Petróleo 58,404 58,343 -0.11%
Petróleo Combustible 2,825 848 -69.97%
Diésel 37,521 39,067 4.12%
Gasolina de Motor (*) 4,618 4,378 -5.21%
Kerosene 0 65 -
Gas Licuado 6,588 8,898 35.06%
Gasolina Aviación 127 115 -9.10%
Kerosene Aviación 3,607 3,528 -2.17%
Nafta 589 156 -73.52%
Coke de Petróleo 1,525 1,287 -15.66%
Derivados de uso Industrial 1,004 0 -100.00%
Carbón (**) 44,939 46,791 4.12%
Coke Mineral 274 171 -37.56%
Gas Natural (**) 26,377 26,115 -1.00%
Total Importación 129,994 131,419 1.10%
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013)
Tabla N° 22: Chile: Exportación de Energía Secundaria [kbep]
Energético 2012 2013 Variación %
Derivados de Petróleo 6,700 7,192 7.34%
Petróleo Combustible 1,107 1,628 47.04%
Diésel 3,153 3,359 6.54%
Gasolina de Motor (*) 1,958 1,590 -18.81%
Gas Licuado 15 567 3760.62%
Kerosene Aviación 0 48 -
Derivados de uso Industrial 467 0 -100.00%
Carbón (**) 0 4,507 -
Metanol 1,224 795 -35.03%
Total Exportación 7,924 12,494 57.68%
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013)
CAPÍTULO III 50
UPB © 2016
La Tabla N° 23 nos muestra una comparación del consumo en los distintos centros de
transformación para los años 2012 y 2013.
Tabla N° 23: Chile: Centros de Transformación [kbep]
Energético 2012 2013 Variación %
Electricidad 102,870 106,632 3.66%
Siderurgia 6,345 5,761 -9.21%
Plantas de Gas 232 141 -39.35%
Gas Natural y Metanol 3,610 1,740 -51.80%
Total 113,058 114,274 1.08%
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013)
En la gestión 2013, el consumo final total de energía fue de 330,064 kbep, superior en 3.52%
con respecto al año anterior.
La Tabla N° 24 nos muestra una comparación del consumo sectorial por Fuentes para los años
2012 y 2013.
CAPÍTULO III 51
UPB © 2016
Tabla N° 24: Chile: Consumo Sectorial por Fuentes [kbep]
Energético 2012 2013 Variación %
Derivados de Petróleo 127,721 124,729 -2.34%
Petróleo Combustible 10,957 10,793 -1.49%
Diésel 59,871 59,051 -1.37%
Gasolina de Motor (*) 22,032 23,642 7.31%
Kerosene 808 905 12.02%
Gas Licuado 13,866 11,572 -16.54%
Gasolina Aviación 162 152 -5.95%
Kerosene Aviación 7,399 7,280 -1.61%
Nafta 1,176 797 -32.21%
Gas Refinería 1,194 1,202 0.71%
Coke de Petróleo 3,916 3,929 0.34%
Derivados de uso Industrial 6,342 5,405 -14.78%
Electricidad 41,066 42,701 3.98%
Carbón 47,941 54,431 13.54%
Coke Mineral 2,856 2,202 -22.89%
Alquitrán 124 116 -7.07%
Gas Coke 684 717 4.90%
Gas Alto Horno 992 534 -46.17%
Gas Corriente 146 135 -7.20%
Gas Natural 32,863 32,935 0.22%
Leña y Biomasa 64,009 70,987 10.90%
Eólica 253 344 35.86%
Solar 133 138 3.36%
Biogás 52 96 84.78%
Total 318,840 330,064 3.52%
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013)
CAPÍTULO III 52
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La Figura N° 18 nos muestra la estructura del Consumo Final de Energía por Fuentes.
Figura N° 18: Chile: Estructura del Consumo por Fuentes - 2013
La Tabla N° 25 nos muestra una comparación del consumo final de Energía por Sectores para
los años 2012 y 2013.
Tabla N° 25: Chile: Consumo Final de Energía por Sectores [kbep]
Sector 2012 2013 Variación %
Transporte 63,237 67,709 7.07%
Industrial y Minero 74,035 78,175 5.59%
Comercial, Público y Residencial. 53,059 54,156 2.07%
Energético 15,451 15,752 1.95%
Consumo en Centros de Transformación 113,058 114,274 1.08%
Total 318,840 330,066 3.52%
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013)
La Figura N° 19 nos muestra la estructura del Consumo Final de Energía por Sectores en
porcentaje para el año 2013.
Derivados de
Petróleo
38%
Electricidad
13%
Carbón
16%
Coke Mineral
1%
Alquitrán
0%
Gas
Coke
0%
Gas Alto Horno
0%
Gas Corriente
0%
Gas Natural
10%
Metanol
0%
Leña y
Biomasa
22%
Eólica
0%
Solar
0%
Biogás
0%
CAPÍTULO III 53
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Figura N° 19: Chile: Estructura del Consumo Final de Energía por Sectores – 2013
La Tabla N° 26 nos muestra una comparación del consumo final de Energía para el Sector
Transporte para los años 2012 y 2013.
Tabla N° 26: Chile: Consumo Final de Energía Sector Transporte [kbep]
Energético 2012 2013 Variación %
Derivados de Petróleo 62,708 67,167 7.11%
Petróleo Combustible 3,624 4,233 16.80%
Diésel 30,436 32,780 7.70%
Gasolina de Motor (*) 21,225 23,019 8.45%
Kerosene 6 36 515.47%
Gas Licuado 264 297 12.60%
Gasolina Aviación 150 140 -6.56%
Kerosene Aviación 7,003 6,662 -4.87%
Electricidad 294 317 7.77%
Gas Natural 235 225 -3.97%
Total 63,237 67,709 7.07%
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013)
El consumo de energía en el sector industrial creció en 5.59% entre 2012 y 2013
La Tabla N° 27 nos muestra una comparación del consumo final de Energía para el Sector
Industrial y Minero para los años 2012 y 2013.
Transporte
20%
Industrial y
Minero
24%
Comercial,
Público y
Residencial.
16%
Energético
5%
Consumo en
Centros de
Transformación
35%
CAPÍTULO III 54
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Tabla N° 27: Chile: Consumo Final de Energía Sector Industrial y Minero [kbep]
Energético 2012 2013 Variación %
Derivados de Petróleo 28,711 30,015 4.54%
Petróleo Combustible 5,284 4,664 -11.73%
Diésel 16,828 19,070 13.32%
Kerosene 189 112 -40.38%
Gas Licuado 2,423 2,234 -7.83%
Gasolina Aviación 0.38 0.18
-53.03%
Kerosene Aviación 110 264 138.98%
Gas Refinería 0 3 -
Coke de Petróleo 1,420 1,721 21.23%
Derivados de uso Industrial 2,456 1,947 -20.72%
Electricidad 26,220 26,527 1.17%
Carbón 1,355 1,000 -26.15%
Coke Mineral 609 141 -76.79%
Gas Natural 5,004 5,366 7.22%
Leña y Biomasa 12,124 15,112 24.65%
Solar 13 13 -0.75%
Total 74,035 78,175 5.59%
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013)
El consumo de energía en el sector Comercial, Publico y Residencial creció en 2.07% entre
2012 y 2013.
La Tabla N° 28 nos muestra una comparación del consumo final de Energía para el Sector
Comercial, Público y Residencial para los años 2012 y 2013.
CAPÍTULO III 55
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Tabla N° 28: Chile: Consumo Final de Energía Sector Comercial, Publico y Residencial [kbep]
Energético 2012 2013 Variación %
Derivados de Petróleo 11,458 10,726 -6.38%
Petróleo Combustible 379 220 -41.98%
Diésel 1,929 1,882 -2.44%
Kerosene 579 757 30.66%
Gas Licuado 8,274 7,502 -9.33%
Gasolina Aviación 11 12 3.71%
Kerosene Aviación 285 354 24.16%
Electricidad 12,066 13,502 11.90%
Gas Corriente 144 129 -10.65%
Gas Natural 4,114 4,255 3.41%
Leña y Biomasa 25,157 25,422 1.05%
Solar 120 122 1.00%
Total 53,059 54,156 2.07%
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013)
El consumo de energía en el sector Energético creció en 1.95% entre 2012 y 2013. La Tabla N°
29 nos muestra una comparación del consumo final de Energía para el Sector Energético para
los años 2012 y 2013.
CAPÍTULO III 56
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Tabla N° 29: Chile: Consumo Final de Energía Sector Energético [kbep]
Energético 2012 2013 Variación %
Derivados de Petróleo 9,919 7,860 -20.76%
Petróleo Combustible 0 270 -
Diésel 86 282 228.76%
Gasolina de Motor (*) 806 622 -22.80%
Kerosene 34 0 -100.00%
Gas Licuado 2,790 1,511 -45.83%
Nafta 1,176 797 -32.21%
Gas Refinería 1,141 919 -19.40%
Derivados de uso Industrial 3,886 3,458 -11.03%
Electricidad 2,486 2,355 -5.27%
Alquitrán 124 116 -7.07%
Gas Coke 66 9 -86.91%
Gas Alto Horno 992 534 -46.17%
Gas Corriente 1 6 426.60%
Gas Natural 1,862 4,873 161.75%
Total 15,451 15,752 1.95%
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013)
El consumo de energía en el sector de Centros de Transformación creció en 1.08% entre 2012
y 2013.
CAPÍTULO III 57
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La Tabla N° 30 nos muestra una comparación del consumo final de Energía para el Sector
Agropecuario, Pesca y Minería para los años 2012 y 2013.
Tabla N° 30: Chile: Consumo Final de Energía Sector de Centros de Transformación [kbep]
Energético 2012 2013 Variación %
Derivados de Petróleo 14,926 8,960 -39.97%
Petróleo Combustible 1,669 1,406 -15.76%
Diésel 10,593 5,038 -52.44%
Gas Licuado 115 29 -75.11%
Gas Refinería 53 280 428.50%
Coke de Petróleo 2,496 2,208 -11.55%
Carbón (**) 46,587 53,430 14.69%
Coke Mineral 2,247 2,061 -8.28%
Gas Coke 617 708 14.79%
Gas Natural (**) 21,648 18,216 -15.85%
Leña y Biomasa 26,729 30,453 13.93%
Eólica 253 344 35.86%
Solar 0 5 -
Biogás 52 96 84.78%
Total 113,058 114,274 1.08%
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013)
3.2 EVOLUCIÓN DEL PRODUCTO INTERNO BRUTO Y CONSUMO DE
ENERGÍA PER CÁPITA
Es necesario recordar el concepto del producto interno bruto (PIB), el cual es la suma del valor
agregado bruto de todos los productores residentes en la economía más todo impuesto a los
productos, menos todo subsidio no incluido en el valor de los productos. Se calcula sin hacer
deducciones por depreciación de bienes manufacturados o por agotamiento y degradación de
recursos naturales.
Además del PIB al tipo de cambio de paridad del poder adquisitivo (PPA) de una nación,
instaurando que es la suma de valor de todos los bienes y servicios producidos en el país
valuados a los precios que prevalecen en los Estados Unidos.
CAPÍTULO III 58
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También se ve necesario recordar que el PIB per cápita es el producto interno bruto dividido por
la población a mitad de año.
Por otro lado, otro concepto muy importante es el consumo de energía eléctrica, el cual mide la
producción de las centrales eléctricas y de las plantas de cogeneración menos las pérdidas
ocurridas en la transmisión, distribución y transformación y el consumo propio de las plantas de
cogeneración.
En consecuencia, es muy importante efectuar esta investigación, por lo que se realizara el
análisis del PIB, la tasa de crecimiento real y per cápita tanto en Bolivia como en Chile para los
últimos 10 años, al igual que el consumo de energía eléctrica per cápita.
3.2.1 Evolución del PIB y Consumo Eléctrico Boliviano
La Figura N° 20 nos muestra la evolución del PIB en Bolivia a partir del año 2003. Según datos
del Banco Mundial se puede observar que para el año 2014 el PIB era de 34, 175, 832,127.4
US$ dólares americanos. El detalle completo de todos los resultados que se verán a continuación,
se pueden encontrar en el Anexo I.
Figura N° 20: Bolivia: PIB (US$ a precios actuales)
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
34,175,832,127.40
0.00
5,000,000,000.00
10,000,000,000.00
15,000,000,000.00
20,000,000,000.00
25,000,000,000.00
30,000,000,000.00
35,000,000,000.00
40,000,000,000.00
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
CAPÍTULO III 59
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La Figura N° 22 nos muestra el crecimiento del PIB en porcentaje en Bolivia desde el año 2003,
se puede ver que el aumento para el 2014 era de 5.40% y el promedio de la evolución del PIB
es de 4.74%.
Figura N° 21: Bolivia: Crecimiento del PIB (% Anual)
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
La Figura N° 22 muestra la evolución del PIB per cápita en Bolivia a partir del año 2003 hasta
nuestros días, en la cual se puede resaltar que el crecimiento en los últimos años fue casi estable,
para el 2014 el PIB per cápita era de 3,150.50 US$.
Figura N° 22: Bolivia: PIB per cápita (US$ a precios actuales)
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
5.40%
0.00%
1.00%
2.00%
3.00%
4.00%
5.00%
6.00%
7.00%
8.00%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
3,150.50
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
CAPÍTULO III 60
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La Figura N° 23 nos muestra la evolución del consumo de Energía Eléctrica per cápita. Para el
2012 el consumo de energía eléctrica era de 646 kWh per cápita.
Figura N° 23: Bolivia: Consumo de Energía Eléctrica (kWh per cápita)
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
3.2.2 Evolución del PIB y Consumo Eléctrico Chileno
La Figura N° 24 nos muestra la evolución del PIB en Chile a partir del año 2003. Datos
obtenidos del Banco Mundial, en los cuales se puede observar que para el año 2014 el PIB era
de 258, 061, 522,886.50 US$ dólares americanos. El detalle final de todos los resultados
expuestos a continuación, se encuentran en el Anexo I.
.
Figura N° 24: Chile: PIB (US$ a precios actuales)
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
646
0
100
200
300
400
500
600
700
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
258,061,522,886.50
0.00
50,000,000,000.00
100,000,000,000.00
150,000,000,000.00
200,000,000,000.00
250,000,000,000.00
300,000,000,000.00
200320042005200620072008200920102011201220132014
CAPÍTULO III 61
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La Figura N° 25 nos muestra el crecimiento del PIB en porcentaje en Chile desde el año 2003,
se puede ver que el año 2009 el crecimiento fue negativo en un 1.00%, además que para el 2014
igual existió una reducción significante respecto a años anteriores, en un 1.90% de crecimiento.
Asimismo se puede observar que el promedio de la evolución del PIB en este espacio de tiempo
es de 4.23%.
Figura N° 25: Chile: Crecimiento del PIB (% Anual)
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
La Figura N° 26 nos muestra la evolución del PIB per cápita en Chile a partir del año 2003 hasta
la actualidad, en la cual se puede resaltar que el crecimiento para el 2014 el PIB per cápita fue
de 14,520.00 US$.
Figura N° 26: Chile: PIB per cápita (US$ a precios actuales)
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
1.90%
-2.00%
-1.00%
0.00%
1.00%
2.00%
3.00%
4.00%
5.00%
6.00%
7.00%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
14,520.00
0.00
2,000.00
4,000.00
6,000.00
8,000.00
10,000.00
12,000.00
14,000.00
16,000.00
18,000.00
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
CAPÍTULO III 62
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La Figura N° 27 nos muestra la evolución del consumo de Energía Eléctrica per cápita en Chile.
Para el 2012 el consumo de energía eléctrica fue de 3,793 kWh per cápita.
Figura N° 27: Chile: Consumo de Energía Eléctrica (kWh per cápita)
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
3.3 EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (MWH) Y
POTENCIA ELÉCTRICA (MW)
Precedentemente a introducir el concepto de Demanda de Energía Eléctrica, conviene tener
claras algunas de las características de la generación, transmisión y distribución de la
electricidad que diferencian a ésta de otros vectores energéticos:
• La electricidad no se puede almacenar a gran escala con costes razonables.
• En consecuencia, el suministro de electricidad tiene que ser, en tiempo real, igual a su
consumo. Es decir, que la generación eléctrica es básicamente igual a la demanda en
cada instante (incluyendo las pérdidas que se producen en el sistema).
• La demanda eléctrica varía con el tiempo en función de los hábitos de los consumidores,
la estructura productiva de la economía, climatología, estación del año, etc.
• Cada instalación de generación de electricidad tiene unos costes diferentes dependiendo
del precio del combustible, gastos de mantenimiento, amortización de las instalaciones,
etc.
3,793
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
CAPÍTULO III 63
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Estas características influyen en lo que se denomina perfil de la demanda y la distribución
horaria de precios de la energía eléctrica.
En la gran mayoría de los casos, los principales consumidores de energía eléctrica son los
sectores industrial y residencial. El primero se caracteriza por un pequeño número de
consumidores con un elevado consumo y, el segundo, por un elevado número de consumidores
con un bajo consumo eléctrico. Además, la demanda eléctrica no sólo tiene patrones diarios,
sino que también se aprecian fluctuaciones dependiendo del mes, año, etc. Por lo que la curva
agregada mensual de demanda eléctrica, refleja la estacionalidad del consumo en el año, así
como su clara tendencia alcista a largo plazo.
En definitiva, los costes reales incurridos en atender la demanda eléctrica derivan básicamente
de cuánto se consume, y de cuándo se consume, generalmente representado en Watts-hora.
Adicionalmente, se define el término de potencia eléctrica, el cual corresponde a la relación de
paso de energía de un flujo por unidad de tiempo; es decir, la cantidad de energía entregada o
absorbida por un elemento en un tiempo determinado, comúnmente medido en Watts.
Motivo por el que es muy importante realizar el análisis de la demanda de energía y potencia
eléctrica para ambos países, en este caso Bolivia y Chile, de esta manera podremos ver el
requerimiento de este energético tan necesario en ambas naciones para los últimos 10 años.
Para el estudio de Bolivia se tomó en cuenta el SIN, debido a que es el más importante en el
País, en cambio para el estudio de Chile se tomaron en cuenta el SIC y el SING, ya que ambos
sistemas eléctricos son muy significativos en dicha nación.
3.3.1 Demanda de Energía y Potencia Eléctrica en Bolivia
El detalle de los resultados que se observan a continuación se encuentra en el Anexo I.
Consecutivamente, en la Figura N° 92 se observa el incremento, específicamente la evolución
de la demanda real de Energía Eléctrica en Bolivia, en la cual podemos ver que para el 2014 se
registró una demanda de 7,477.66 GWh.
CAPÍTULO III 64
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Figura N° 28: Bolivia: Demanda Real (GWh)
Fuente: (CNDC (Comité Nacional de Despacho de Carga), 2015)
La Figura N° 29 muestra la evolución de Potencia Real, a partir del año 2003, se puede observar
que el 2014, la potencia máxima demandada era de 1,298.19 MW.
Figura N° 29: Bolivia: Potencia Real (MW)
Fuente: (CNDC (Comité Nacional de Despacho de Carga), 2015)
En las dos graficas mostradas anteriormente se observa que existe un crecimiento equitativo
entre la demanda de energía eléctrica en GWh y la demanda de potencia eléctrica en MW.
3.3.2 Demanda de Energía y Potencia Eléctrica en Chile
El detalle de los resultados que se observan a continuación se encuentra en el Anexo I.
7,477.66
-
1,000.00
2,000.00
3,000.00
4,000.00
5,000.00
6,000.00
7,000.00
8,000.00
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
1,298.19
-
200.00
400.00
600.00
800.00
1,000.00
1,200.00
1,400.00
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
CAPÍTULO III 65
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La Figura N° 30 nos muestra la Demanda Real de Energía Eléctrica en Chile a partir del 2003,
se pude observar que para el 2014 esta fue de 64,717.07 GWh.
Figura N° 30: Chile: Demanda Real (GWh)
Fuente: (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
Seguidamente en la Figura N° 31 se puede ver la evolución de la demanda máxima de Potencial
Real a partir del año 2003 en Chile, para el 2014 esta fue de 9,919.50 MW.
Figura N° 31: Chile: Potencia Real (MW)
Fuente: (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
En las dos graficas expuestas anteriormente, se observa que existe un crecimiento equitativo
entre la demanda de energía eléctrica en GWh y la demanda de potencia eléctrica en MW.
64,717.07
-
10,000.00
20,000.00
30,000.00
40,000.00
50,000.00
60,000.00
70,000.00
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
9,919.50
-
2,000.00
4,000.00
6,000.00
8,000.00
10,000.00
12,000.00
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
CAPÍTULO III 66
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3.4 EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD ELÉCTRICA INSTALADA (MW)
La Capacidad de Potencia Eléctrica Instalada es la suma de potencias nominales de máquinas
de la misma clase, en este caso específico se refiere a Generadores Eléctricos en un sistema
eléctrico de potencia, comúnmente representado en Watts.
Es muy importante evaluar la evolución de la capacidad eléctrica instalada en las dos naciones
estudiadas en los últimos años, para así poder estudiar el crecimiento de la capacidad de potencia
eléctrica instalada en MW, tanto para Bolivia como para Chile.
Para el estudio de Bolivia se tomó en cuenta el SIN, debido a que es el más trascendental en el
País, para el estudio de Chile se tomaron en cuenta el SIC y el SING, ya que ambos son muy
significativos para dicho estado.
3.4.1 Capacidad Eléctrica Instalada en Bolivia
En la Figura N° 32 podemos observar la evolución de la potencia instalada en Bolivia a partir
del año 2003. Se puede percibir que la potencia instalada para el año 2014 era de 1,959.78 MW.
El detalle puede ser observado en el Anexo I.
Figura N° 32: Bolivia: Potencia Instalada (MW)
Fuente: (AE (Autoridad de Fiscalizacion y Control Social de Electricidad), 2015)
1,959.78
-
500.00
1,000.00
1,500.00
2,000.00
2,500.00
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
CAPÍTULO III 67
UPB © 2016
3.4.2 Capacidad Eléctrica Instalada en Chile
En la Figura N° 33 podemos observar la evolución de la potencia instalada en Chile. Se puede
distinguir que la potencia instalada para el año 2014 era de 18,697.30 MW. El detalle puede ser
observado en el Anexo I.
Figura N° 33: Chile: Potencia Instalada (MW)
Fuente: (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
3.5 MATRIZ DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
Es muy importante poder estudiar e identificar la matriz de generación eléctrica correspondiente
a cada nación, ya que de esta manera se establecerá el tipo de generación que prevalece en cada
país. Incluyendo las energías convencionales y no convencionales.
Normalmente la matriz de generación eléctrica es muy significativa para poder estudiar la
evolución del tipo de generación eléctrica y estimar el tipo de generación futura para cada nación.
3.5.1 Matriz Eléctrica Boliviana
En la Figura N° 34 se observa la matriz actual de generación eléctrica en Bolivia,
correspondiente al SIN. Se puede ver que prepondera la generación Térmica con un 69% del
total de generación, seguida por la generación Hidráulica con un 29% y finalmente las ERNC
con un 2%. El total de la potencia efectiva asciende a 1,614.7 MW.
18,855.43
-
2,000.00
4,000.00
6,000.00
8,000.00
10,000.00
12,000.00
14,000.00
16,000.00
18,000.00
20,000.00
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
CAPÍTULO III 68
UPB © 2016
Las centrales Térmicas refieren a turbinas a gas de ciclo abierto, ciclo combinado, también se
incluye la generación convencional con Diésel. Entre las centrales hidroeléctricas que se
encuentran se puede evidenciar que todas entran dentro de las energías convencionales por su
tecnología, al ser de Pasada y de Embalse. Consecuentemente dentro de las energías no
convencionales se encuentra la generación térmica por Biomasa y la generación Eólica.
El detalle de cada uno de estos resultados se encuentra en el Anexo I.
Figura N° 34: Bolivia: Matriz Eléctrica (%)
Fuente: (CNDC (Comité Nacional de Despacho de Carga), 2014)
3.5.2 Matriz Eléctrica Chilena
Seguidamente la Figura N° 35 nos muestra la matriz eléctrica actual de Chile, en la cual se puede
observar que prepondera la generación Térmica con un 58% del total de generación,
seguidamente la generación Hidráulica con un 32% y finalmente las ERNC con un 10%. El total
de la potencia efectiva asciende a 19,351.1 MW.
Entre el tipo de central Térmica para el análisis se puede encontrar el Carbón, Gas Natural,
Petróleo Diésel, Pet Coke, Propano entre otras. En el tipo de generación Hidráulica se
encuentran las centrales convencionales de Pasada y Embalse. Posteriormente para la
generación de energías no convencionales se encuentran las centrales Mini Hidráulicas de
pasada, Eólicas, Solares, Biogás y Biomasa.
Hidraulica
29%
Termica
69%
ERNC
2%
CAPÍTULO III 69
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El detalle de cada uno de estos resultados se encuentra en el Anexo I.
Figura N° 35: Chile: Matriz Eléctrica (%)
Fuente: (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
3.6 PRECIOS REFERENCIALES
El estudio de los precios referenciales para cada nación estudiada es muy importante, ya que
estos datos nos servirán para poder proyectar el precio futuro, pero además nos podrán ayudar
a evaluar el precio de las transacciones de la interconexión eléctrica pretendida a realizar, entre
ambos países.
3.6.1 Precios Referenciales en $us/MWh para Bolivia
La Figura N° 36 muestra la evolución del precio de la energía eléctrica en $us/MWh en Bolivia
desde el año 2000 hasta la actualidad, estos precios corresponden al SIN.
El precio promedio de energía eléctrica en nodos al 2014 es de 17.98 $us/MWh, adicionalmente
el detalle completo puede ser encontrado en el Anexo I.
Hidraulica
32%
Termica
58%
ERNC
10%
CAPÍTULO III 70
UPB © 2016
Figura N° 36: Bolivia: Precios Referenciales en Nodos (SIN) ($us/MWh)
Fuente: (CNDC (Comité Nacional de Despacho de Carga), 2015)
3.6.2 Precios Referenciales en $us/MWh para Chile
Consecuentemente la Figura N° 37 nos muestra los resultados del estudio de la evolución del
precio de la energía eléctrica en $us/MWh en Chile, resultados a partir del año 2000 hasta la
actualidad, los precios en conjunto corresponden al SIC y SING.
Se puede observar que el precio promedio de energía eléctrica en nodos al 2014 es de 95.91
$us/MWh, el detalle completo puede ser encontrado en el Anexo I.
Figura N° 37: Chile: Precios Referenciales en Nodos (SIC y SING) ($us/MWh)
Fuente: (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
17.98
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014
95.91
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
160.00
200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014
CAPÍTULO III 71
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3.7 ANALISIS DE LOS RESULTADOS E INTERPRETACIÓN
Entre los resultados más importantes obtenidos en el presente estudio, referente a la situación
actual de ambas naciones en términos energéticos, se puede observar lo siguiente:
Al realizar la evaluación de la matriz energética primaria Boliviana, se pudo evidenciar que
Bolivia produce 157,745.91 kbep, la mayor producción refiere al Gas Natural, con un 80.7 %
de su producción total, equivalente a 127,222.91 kbep, entre otros energéticos producidos se
encuentran el Petróleo, Condensado, Gasolina Natural, Hidroenergía y Biomasa, todos estos en
menor cantidad. Adicionalmente, Bolivia también exporta 102,366.71 kbep de Gas Natural,
equivalente a un 80.46% de la producción total del País, entre otros energéticos que se exportan
se encuentran el Crudo Reconstituido y el GLP, pero en menor cantidad. Bolivia exporta un
total de 105,131.79 kbep.
Entre las energías secundarias importadas por el país se encuentran: el Diésel Oil con un 80.27%
equivalente a 5,797.47 kbep, la Gasolina Especial con un 16.51% equivalente a 1,177.87 kbep,
además de GLP, Aceites y Grasas en menor cantidad. Los valores mostrados en porcentaje
corresponden a dividendos del total de energías secundarias importadas, que corresponde a
7,133.56 kbep. También se pudo observar que Bolivia exporta energías secundarias, con un total
de 2,772.48 kbep, de la cual 2,718.59 kbep corresponde a Crudo Reconstituido, siendo un 98%
de las energías secundarias exportadas.
Por otro lado al realizar la evaluación de la Matriz Energética Primaria de Chile, se observa que
Chile produce un total de 103,610 kbep, la mayoría de esta energía producida corresponde a
70,525 kbep de Leña y Biomasa, que equivale al 68.06% de la producción de energéticos,
también produce Petróleo Crudo, Gas Natural, Carbón, Hidroelectricidad, Energía Eólica,
Energía Solar y Biogás en menores cantidades. Por otro lado Chile Importa y Exporta Energía
Primaria, entre las energías que Importa se encuentra el Petróleo Crudo con un 49.8% de total,
que equivale a 72,346 kbep, el Gas Natural y el Carbón se encuentran en menor proporción.
Entre las energías primaras que exporta se encuentra el Carbón con un total de 4,507 kbep.
CAPÍTULO III 72
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Seguidamente se pudo evidenciar que Chile Importa y Exporta Energía Secundaria, la
Importación corresponde a 131,419 kbep en su totalidad, entre los energéticos más importantes
se encuentran los derivados del Petróleo con un 58,343 kbep, equivalente a un 44.39% del total,
el Carbón, Coke Mineral y el Gas Natural también son energéticos que Chile Importa pero estos
se encuentran en menor cantidad. El total de Exportación de Energía secundaria es de 12,494
kbep, dentro del cual los derivados de Petróleo corresponden a 7,192 kbep, equivalente al
57.56%. Adicionalmente, también se exporta Carbón y Metanol, pero estos energéticos se
encuentran en menor cantidad.
Consecuentemente, en lo referente a la Evolución del Producto Interno Bruto y Consumo de
Energía Per Cápita tanto para Bolivia como para Chile se muestra lo siguiente:
La Figura N° 38 muestra una comparación de Bolivia con Chile en lo referente al PIB en US$,
a precios actuales. Para el 2014 en Bolivia el PIB era de 34, 175, 832,127.4 US$ y en Chile de
258, 061, 522,886.50 US$, se observa que el crecimiento en Chile es mayor, como muestra la
pendiente positiva de la curva, pero el último año existió una baja significante. Por otro lado, el
crecimiento de Bolivia es constante.
Figura N° 38: Comparación del PIB (US$ a precios actuales)
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
La Figura N° 39 muestra la comparación del Crecimiento del PIB en porcentaje anual, se
observa que para el 2014 en Bolivia el crecimiento fue de 5.40%, en cambio en Chile el
34,175,832,127.40
258,061,522,886.50
0.00
50,000,000,000.00
100,000,000,000.00
150,000,000,000.00
200,000,000,000.00
250,000,000,000.00
300,000,000,000.00
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bolivia Chile
CAPÍTULO III 73
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crecimiento fue de 1.90%. Esto muestra que el crecimiento fue mayor en Bolivia, vale destacar
que la gráfica muestra un crecimiento relativamente similar en los últimos 10 años, caso
contrario para Chile, ya que el crecimiento de dicho país es muy variable, para el mismo lapso
de tiempo, teniendo en cuenta varios picos, tanto negativos como positivos.
Figura N° 39: Comparación del Crecimiento del PIB (% Anual)
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
La Figura N° 40 nos muestra la comparación del PIB per cápita en US$ a precios actuales, se
pude observar que en Bolivia al 2014 el PIB per cápita era de 3,150.50 US$, y en Chile de
14,520.00 US$, existiendo una diferencia de 11,370.00 US$, entre ambos países.
Figura N° 40: Comparación del PIB per cápita (US$ a precios actuales)
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
5.40%
1.90%
-2.00%
-1.00%
0.00%
1.00%
2.00%
3.00%
4.00%
5.00%
6.00%
7.00%
8.00%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bolivia Chile
3,150.50
14,520.00
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bolivia Chile
CAPÍTULO III 74
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La Figura N° 41 nos muestra la comparación existente concerniente al Consumo de Energía
Eléctrica en kWh per cápita en ambos países. Se puede observar que para el año 2012 en Bolivia
existía un consumo de 646 kWh per cápita y en Chile de 3,793 kWh per cápita. Lo que nos
muestra que existe una diferencia de 3,147 kWh per cápita, este resultado nos quiere decir que
cada persona consume más energía eléctrica en Chile respecto de Bolivia, aproximadamente
superior en 5.87 veces.
Figura N° 41: Comparación del Consumo de Energía Eléctrica (kWh per cápita)
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
Entre los resultados obtenidos al realizar el estudio de la Demanda de Energía Eléctrica,
Potencia Eléctrica y Capacidad Eléctrica Instalada en Bolivia y Chile, se concluyó lo siguiente:
La Figura N° 42 nos muestra el crecimiento de la demanda real en GWh, se observa que para el
año 2014 en Bolivia fue de 7,477.66 GWh, por otro lado en Chile fue de 64,717.07 GWh, siendo
este último valor muy superior con una diferencia de 57,239.4 GWh entre ambas naciones.
Demostrando de esta manera que Chile es un País que Demanda bastante energía eléctrica cada
año, además también se pude observar que el crecimiento es superior al de Bolivia.
646
3,793
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Bolivia Chile
CAPÍTULO III 75
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Figura N° 42: Comparación de la Demanda Real (GWh)
Fuente: (CNDC (Comité Nacional de Despacho de Carga), 2015) (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
Como muestra la Figura N° 43, el 2014 en Bolivia la Potencia Real era de 1,298.19 MW y en
Chile de 9,919.50 MW, existiendo una diferencia de 11,217.7 MW entre ambas naciones. Al
igual que en la Demanda Real, se observa que el crecimiento de Chile es mayor respecto al de
Bolivia.
Figura N° 43: Comparación de la Potencia Real (MW)
Fuente: (CNDC (Comité Nacional de Despacho de Carga), 2015) (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
La Figura N° 44 nos muestra el crecimiento de la Potencia Instalada entre Bolivia y Chile, como
se puede ver, la pendiente de la curva es mayor para Chile respecto de Bolivia, eso se debe al
mayor requerimiento de Energía Eléctrica que existe en dicho País y que obliga a Instalar
7,477.66
64,717.07
-
10,000.00
20,000.00
30,000.00
40,000.00
50,000.00
60,000.00
70,000.00
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bolivia Chile
1,298.19
9,919.50
-
2,000.00
4,000.00
6,000.00
8,000.00
10,000.00
12,000.00
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bolivia Chile
CAPÍTULO III 76
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Nuevas Centrales Eléctricas cada año. Siendo el 2014 en Bolivia 1,959.78 MW y en Chile
18,697.30 MW, existiendo una diferencia de 16,737.5 MW, constando una correspondencia de
9.54 veces mayor en la capacidad instalada de Chile, respecto de la de Bolivia.
Figura N° 44: Comparación de la Potencia Instalada (MW)
Fuente: (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015) (AE (Autoridad de Fiscalizacion y Control Social de
Electricidad), 2015)
En lo respecto a la Matriz de Generación Eléctrica de ambas naciones, la Tabla N° 31 nos
muestra una comparación de los resultados obtenidos, en la cual podemos ver que el mayor tipo
de generación eléctrica que existe en Bolivia y en Chile es Térmica, con un 69% y un 58% del
total respectivamente.
Tabla N° 31: Comparación de la Matriz de Generación Eléctrica (MW)
Tipo de Generación Bolivia Chile
Térmica 1,119 MW 69% 11,166.4 MW 58%
Hidráulica 465.2 MW 29% 6,172.9 MW 32%
ERNC 30.5 MW 2% 2,011.8 MW 10%
Potencia Efectiva 1,614.7 MW. 100% 19,351.1 MW. 100%
Fuente: (CNDC (Comité Nacional de Despacho de Carga), 2014) (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
Finalmente, en lo referente a los precios en nodos en $us/MWh para Bolivia y Chile, la Figura
N° 45 nos muestra que el 2014 el Precio en Bolivia fue de 17.98 $us/MWh y en Chile fue de
95.91 $us/MWh, existiendo una diferencia de 77.93 $us/MWh, equivalente a un Precio en Chile
1,959.78
18,697.30
-
5,000.00
10,000.00
15,000.00
20,000.00
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bolivia Chile
CAPÍTULO III 77
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6.40 veces mayor al precio en Bolivia. Factor que nos indica que la venta de energía eléctrica
de Bolivia hacia Chile podría ser económicamente factible.
También se pudo observar que en los últimos años la mayor diferencia de precios se dio el año
2008, siendo esta de 131.81 $us/MWh, equivalente a 9.14 veces mayor el Precio en nodos
Chilenos respecto de nodos Bolivianos.
Figura N° 45: Comparación de los Precios Referenciales ($us/MWh)
Fuente: (CNDC (Comité Nacional de Despacho de Carga), 2015) (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
3.8 CONCLUSIONES
En conclusión se observa que ambos países tanto Bolivia como Chile tienen antecedentes
parecidos en los referente al sector energético, en especial el eléctrico, a diferencia de los últimos
años, ya que existió un crecimiento elevado en Chile, el cual lo obligo a requerir más energéticos
para poder abastecer el crecimiento elevado de esta nación, lo que provoco una variación en los
precios y sobre todo una subida en el costo de la energía eléctrica, mostrando de esta manera ser
económicamente más elevado utilizar energía eléctrica en comparación con Bolivia. Los
resultados más importantes que permitieron continuar con el proyecto son: la matriz energética
eléctrica, el estudio económico, y los precios de la energía.
17.98
95.91
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
160.00
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bolivia Chile
CAPÍTULO IV 78
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CAPÍTULO IV MARCO REGULATORIO Y NORMATIVA LEGAL
PARA LA EXPORTACIÓN
4.1 INTRODUCCIÓN
Debido a que la Transmisión y Distribución son un Monopolio Natural, a diferencia de la
Generación, ya que esta tiene características de mercado, es muy importante que exista una
entidad que reglamente el servicio eléctrico, siendo este un energético muy importante para el
desarrollo de una nación y del ser humano.
Vale recordar que, en cualquier mercado eléctrico la regulación tiene como objeto incentivar y
promover la competencia en los sectores con potencial competitivo; promover la innovación y
eficiencia de los agentes y por ende la calidad del servicio; regular los precios a consumidores
finales que reflejen las eficiencias del mercado; proteger ante la creación de monopolios; evitar
por medio de regulaciones, conductas anticompetitivas que afecten otros agentes; proteger al
consumidor y garantizar que reciba un servicio confiable, de calidad y a precios competitivos,
entre otros aspectos (Morrison, 2014).
Por lo que se necesita un marco regulatorio para las transacciones comerciales que se realicen
como resultado de las interconexiones internacionales, relacionadas a la importación y
exportación de electricidad, transporte y tránsito, en el marco de los preceptos constitucionales,
así como el cumplimiento de la política de gobierno y de los objetivos y planes sectoriales de
ambos países.
Motivo por lo que es muy importante realizar el estudio de la Institucionalidad de ambas
naciones y la Normativa Legal vigente, respecto al sector eléctrico en cada país miembro de este
proyecto, además de identificar si las leyes nos permiten realizar intercambios de energía
eléctrica entre ambas naciones.
CAPÍTULO IV 79
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4.2 BOLIVIA
4.2.1 Institucionalidad del Sector Eléctrico Boliviano
La Figura N° 46 resume de manera esquemática la estructura institucional del sector eléctrico
Boliviano.
Figura N° 46: Organización Institucional del Sector Eléctrico Boliviano
Fuente: (Torres Cabrera, 2014)
CAPÍTULO IV 80
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4.2.1.1 Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE)
El Ministerio de Hidrocarburos y Energía es el órgano ejecutivo del Estado Plurinacional que
ha consolidado el rol protagónico del Estado en el sector energético, proponiendo y dirigiendo
las políticas sectoriales del país que se implementan a través de sus entidades estratégicas,
garantizando la seguridad y soberanía energética y la industrialización de los hidrocarburos, de
forma compatible con la conservación del medio ambiente.
El Ministerio de Hidrocarburos y Energía desarrolla la planificación centralizada de los sectores
de hidrocarburos y electricidad, proponiendo, aplicando y coordinando, políticas, normas,
estrategias y planes de desarrollo, dirigidas al aprovechamiento óptimo de los recursos
energéticos para fortalecer el sector productivo y mejorar la calidad de vida de la población,
velando por el adecuado desenvolvimiento de todos los actores del sector. Las actuales
atribuciones del Ministerio de Hidrocarburos y Energía se encuentran en el Anexo II.
4.2.1.2 Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas (VMEEA)
Entidad boliviana estatal responsable del área eléctrica. Su propósito es el desarrollo sostenible y
eficiente del sector. Su misión es que el país cuente con una infraestructura capaz de satisfacer la
demanda interna y generar excedentes para exportación. El Viceministerio de electricidad y Energías
Alternativas es un órgano dependiente del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.
Las actuales atribuciones del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas se
encuentran en el Anexo II.
4.2.1.3 Autoridad de fiscalización y Control Social de Electricidad (AE)
La Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) fue establecida para
fiscalizar, controlar, supervisar, y sobre todo, regular al sector de electricidad en el marco de la
Constitución Política del Estado y la Ley de Electricidad No. 1604 del 21 de diciembre de 1994.
Esta institución asume las atribuciones, funciones, competencias, derechos y obligaciones de la
Superintendencia de Electricidad.
La Figura N° 47 nos muestra la estructura organizacional de la AE.
CAPÍTULO IV 81
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Figura N° 47: Estructura Organizacional Autoridad de Electricidad
Fuente: (AE (Autoridad de Electricidad), 2015)
El Consejo se constituye en la instancia de participación social; y es responsable de proyectar y
proponer lineamientos de fiscalización, control, supervisión y regulación al Director Ejecutivo
de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad.
El Consejo está compuesto por el Ministro de Hidrocarburos y Energía o su representante, en
calidad de Presidente del Consejo; el Viceministro de Electricidad y Energías Alternativas; el
Viceministro de Desarrollo Energético; dos representantes de organizaciones sociales.
Las competencias de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad se
encuentran en el Anexo II.
CAPÍTULO IV 82
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4.2.1.4 El Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC)
El Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), es una persona jurídica pública no estatal,
sin fines de lucro que no integra la administración centralizada ni descentralizada del Estado,
creada por el Art. 18 de la Ley Nº 1604 (Ley de Electricidad) de fecha 21 de diciembre de 1994.
Sus funciones y organización están determinadas en el Artículo 19 de la Ley Nº 1604 y el
Decreto Supremo Nº 29624 de fecha 2 de julio de 2008, “Reglamento de Funciones y
Organización del CNDC”, los cuales definen como principales funciones:
• Coordinar la generación, la transmisión y el despacho de carga a costo mínimo en el
Sistema Interconectado Nacional (SIN).
• Administrar el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para el suministro seguro y
confiable de energía eléctrica, estableciendo el balance valorado del movimiento de
electricidad que resulte de la operación integrada.
• Planificar la expansión óptima del SIN bajo las directrices del Ministerio de
Hidrocarburos y Energía, buscando el desarrollo y sostenibilidad de la industria eléctrica
y promoviendo las condiciones de acceso universal al servicio de energía eléctrica.
Las funciones del CNDC son ejecutadas por el Órgano Técnico Administrativo del CNDC.
El CNDC está conformado por el Comité de Representantes y por un Órgano Técnico
Administrativo que funciona bajo la responsabilidad ejecutiva del Presidente del CNDC.
La Figura N° 48 nos muestra la Estructura Organizacional del CNDC.
CAPÍTULO IV 83
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Figura N° 48: Estructura Organizacional del Comité Nacional de Despacho de Carga
Fuente: (CNDC (Comite Nacional de Despacho de Carga), 2008)
El Comité de Representantes, lo conforman: un Representante del Organismo Regulador quién
ejerce como Presidente, un Representante de las empresas Generadoras, un Representante de las
empresas Transmisoras, un Representante de las empresas Distribuidoras y un Representante de
los Consumidores no Regulados. El Comité de Representantes celebra reuniones periódicas para
tratar asuntos relacionados con el funcionamiento del MEM, adoptando decisiones que son
obligatorias para los Agentes del MEM.
El Órgano Técnico Administrativo del CNDC está conformado por el Presidente Ejecutivo, la
Coordinación General Operativa con las Gerencias de Operaciones del SIN, Administración del
Sistema Eléctrico y Planificación del SIN, de divisiones y las Unidades de apoyo directo como
Asesoría Legal, Administración y Finanzas, Auditoria Interna y Tecnologías de la Información.
El Órgano Técnico del CNDC, está conformado por un equipo de técnicos especializados en
análisis de sistemas eléctricos de potencia, programación operativa, optimización de sistemas
hidrotérmicos, despacho de carga en tiempo real, planificación de sistemas eléctricos y
administración de transacciones económicas en mercados eléctricos, entre otros.
4.2.2 Marco Regulatorio Boliviano
La Ley Eléctrica en Bolivia fue promulgada en 1994. Esto en respuesta a la modificación radical
del sector eléctrico vigente hasta la fecha. La nueva ley establece las bases de funcionamiento
CAPÍTULO IV 84
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de la nueva estructura del MEM, bajo principios eficiencia, transparencia, calidad, continuidad,
adaptabilidad y neutralidad. Los principios se encuentran en el Anexo II.
Entre algunas de las disposiciones generales que considera la nueva ley se pueden mencionar;
el aprovechamiento de los recursos naturales circunscrito a la conservación del medio ambiente,
el desarrollo de actividades eléctricas dentro del marco de la libre competencia, la regulación de
los derechos de concesión y licencias supervisado por la AE y la reglamentación de las
exportaciones, importaciones e interconexiones internacionales.
Otra disposición importante es la introducción de una estructura de precios basada en el pago
de la potencia y la energía. A propósito de precios, los pagos de transmisión se basan en una
metodología del tipo estampilla, en el que “los costos de las instalaciones del STI son cubiertos
en un 75% por los consumos, distribuidores y consumidores no regulados, en proporción a su
demanda máxima; y el 25% que resta lo cubren los generadores según la energía inyectada”.
4.2.2.1 Modificaciones a la ley eléctrica.
A partir del año 2006, se inicia un nuevo periodo de reforma del sector eléctrico con los
siguientes resultados:
Modificaciones al funcionamiento y organización del CNDC, acorde con prioridades
estratégicas del sector en el Plan Nacional de desarrollo, complementando y modificando el
ROME y demás normativas (Decreto Supremo Nº 29624 del 02/07/2008).
Refundación de la Empresa Nacional de Electricidad ( ENDE ); Decreto Supremo Nº 29644 del
16/07/2008, que tiene como objetivo y rol estratégico en la participación de toda la cadena
productiva de la industria eléctrica, así como la importación y exportación de electricidad en
forma sostenible con promoción del desarrollo social y económico del país.
Mediante el Decreto Supremo Nº 0071 del 9 de Abril de 2009, queda extinguida la
Superintendencia de Electricidad, derivando sus competencias y atribuciones a la creada
Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad.
CAPÍTULO IV 85
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En aplicación a los Decretos Supremos Nº 29549 de fecha 8 de marzo de 2008 y Nº 29624 de
fecha 2 de julio de 2008, se define la nueva estructura organizacional del CNDC y se incorpora
el voto definitivo del Presidente del CNDC en las decisiones directivas del Comité de
Representantes. Adicionalmente, se establece para el CNDC nuevas funciones, esenciales para
el desarrollo futuro de la industria eléctrica en el país, como ser, la Planificación de la Expansión
Óptima del Sistema Interconectado Nacional (SIN), bajo los lineamientos del Ministerio de
Hidrocarburos y Energía.
En lo referente a la Organización y Funciones del CNDC. Una primera modificación importante
fue la desaparición de la Unidad Operativa y la Gerencia como brazo operativo del CNDC,
creándose en su remplazo el Órgano Técnico Administrativo bajo la responsabilidad ejecutiva
del Presidente del CNDC.
Un resumen del Decreto de Refundación, D.S. 29644 se encuentra en el Anexo II.
4.2.2.2 El Reglamento de Operación (ROME)
Disposiciones Generales Referentes al Mercado Eléctrico Boliviano
Operan en el MEM los agentes, habilitados por la SDE, del rubro de generación, transmisión,
distribución y consumidores no regulados. Estos agentes interactúan entre sí realizando
operaciones de compra-venta y transporte de electricidad en el SIN y/o con otros mercados y
sistemas de otros países.
El MEM se compone del mercado de contratos y del mercado spot:
1. El mercado de contratos, es el mercado de transacciones de compra-venta de electricidad
entre:
1.1. Generador – generador
1.2. Generador – distribuidor
1.3. Generador – consumidor no regulado
1.4. Distribuidores – consumidores no regulados (contratos de suministro)
1.5. Importación – exportación con agentes de otros mercados
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2. El mercado spot, es el mercado de compra-venta de electricidad no contemplado por los
contratos de suministro
Se entiende como Potencia de Punta a la demanda máxima registrada en un año. Potencia Firme,
por otro lado, se entiende como la potencia asignada a una unidad generadora hidráulica o
térmica para cubrir la garantía de suministro del SIN, y que a lo sumo será su capacidad efectiva.
Una unidad forzada, deberá entenderse como aquella que resulta generando debido a requerimientos
de desempeño mínimo en un área y desplazando generación de menor costo.
4.2.2.3 El CNDC
La coordinación de la operación y administración del MEM se realiza a través del comité del
CNDC, el cual debe estar integrado por 5 miembros titulares: un representante del sector de
generación, uno del sector de transmisión, uno del sector de distribución, uno que represente a
los consumidores no regulados y un representante de la SDE. El representante de la SDE no
tiene voto a no ser que se incurran en empates.
Cualquiera de los agentes del MEM podrá presentar una impugnación en contra del CNDC ante
la SDE, en caso de verse perjudicado. Y la SDE deberá, en un plazo no mayor a los 40 días,
emitir un rechazo o sanción al CNDC.
4.2.2.4 El MEM
Los contratos en el MEM son libres en cuanto a: duración, condiciones y precios. El precio spot
de la energía es definida según reglamento por el CNDC. Agentes de otros países podrán
participar de las mismas transacciones en el MEM, siempre y cuando estos sean agentes
habilitados del rubro en el país de procedencia.
A continuación se detalla las características de las modalidades de compra-venta:
3. Modalidades de compra-venta:
3.1. Los generadores, distribuidores y consumidores no regulados pondrán comprar y
vender electricidad en el mercado de contratos y/o en el mercado spot. Sólo los contratos
suscritos entre agentes son reconocidos en el mercado de contratos.
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3.2. Los generadores con contratos entregarán al spot todo lo que generen a los precios de
nodo del punto de inyección; y retirarán del spot la energía que necesiten para cubrir
sus contratos a los precios de nodo en los nudos de retiro.
4. Contratos de generadores:
4.1. Son compromisos de suministrar energía a generadores, distribuidores y consumidores no
regulados, a precios libremente acordados.
4.2. Un generador puede comprometer en contratos la venta de su potencia firme, la
contratada a otros generadores y la que adquiere en el mercado spot.
4.3. La potencia firme de un generador es determinada por reglamento por el CNDC.
4.4. Los contratos de exportación están sujetos a la reglamentación establecida por el
“Reglamento de Comercialización e Interconexiones Internacionales de Electricidad”
4.5. Los distribuidores que tengan instalaciones de generación no podrán comprometer su
potencia firme en el mercado de contratos.
5. Contratos de los distribuidores:
5.1. Debe contratar su suministro de los generadores. Los cuales son libres en términos de
energía y potencia de punta.
5.2. Deben comprar al menos el 80% de su potencia de punta comprometida por contratos.
La restante podrá ser comprada en el spot o por contratos.
5.3. A las empresas que tengan generación propia, la cual no puede superar el 15% de su
demanda máxima, les será reconocida dentro el 80% que deben satisfacer por
suministro contratado. Si la generación propia supera el 80% (margina) entonces será
vendida en el mercado spot.
5.4. La suscripción de contratos de distribución serán llevadas a efecto previo concurso entre
generadoras en el cual la distribuidora especificará nodos de consumo, energía y
potencia requeridos. Y el distribuidor adjudicará al que le parezca más conveniente.
6. Contratos de consumidores no regulados
6.1. Pueden contratar suministro de generadores o distribuidores, pactos que son de carácter
libre.
6.2. Un consumidor que tenga parte o toda su demanda contratada, podrá comprar del spot
directamente, previa presentación de garantía al CNDC.
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4.2.2.5 Programación de la operación y despacho de carga en el mercado
La programación incluye los siguientes puntos:
• Precios de Referencia de Combustible
• Consumo Especifico de Referencia
• Costo medio de referencia de una unidad generadora
• Costo medio de operación y mantenimiento
• Programación efectuada por el CNDC
• Programación de MEDIANO PLAZO
• Programación ESTACIONAL
• Riesgo de déficit por CONTINGENCIAS
• Programación SEMANAL
• Programación DIARIA
• Transacción de ENERGÍA REACTIVA
El detalle y especificación de la programación se encuentra en el Anexo II.
4.2.2.6 Potencia Firme
El objetivo de la potencia firme es brindar disponibilidad de capacidad efectiva para garantizar
calidad y confiabilidad de suministro del sistema, tomando en cuenta la red de transmisión. Se
dimensiona teniendo en cuenta la demanda de punta de los últimos 12 meses.
La asignación de potencia firme se realizará en función de la potencia que se puede comprometer
a cada unidad con una determinada confiabilidad.
El CNDC deberá desarrollar una metodología para la asignación de potencia firma hidráulica,
térmica, de potencias forzadas e indisponibilidades, según el siguiente desarrollo:
• Oferta Hidráulica en Año Seco
• Oferta de Potencia Firme de Unidades Hidráulicas
• Potencia Firme de Unidades Generadoras Térmicas
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• Periodicidad del Cálculo de la Potencia Firme
• Reserva Fría
El detalle completo se encuentra en el Anexo II.
4.2.2.7 Costos Marginales
Los costos marginales se enumeran a continuación:
• Costos Marginales por Nodo
• Determinación de los Factores de Pérdida de Energía
• Factor de Pérdidas de Potencia
El detalle completo se encuentra en el Anexo II.
4.2.2.8 Transacciones en el Mercado SPOT
A continuación se especifican las transacciones que se llevan a cabo en el MEM:
• Remuneración a los generadores
• Remuneración por energía
• Cálculo de remuneración mensual por potencia
• Compras de potencia de punta por distribuidores y consumidores no regulados en el
mercado spot
• Compras de energía por generadores en el mercado spot
• Compras de potencia de punta por generadores en el mercado spot
El detalle completo se encuentra en el Anexo II.
4.2.2.9 Remuneración en el Sistema Troncal de Interconexión
La remuneración del STI será establecida mensualmente por el CNDC de la siguiente manera:
• El ingreso tarifario. Se define como la diferencia entre la energía y potencia de punta
valorizados en un nodo y los retiros de energía y potencia valorizados en el mismo nodo.
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• Peaje atribuible a los generadores. El CNDC hará el cálculo de peaje para cada generador
de acuerdo al Artículo 29 del Reglamento de Precios y Tarifas (RPT). El monto de peaje
atribuible a los generadores será igual al 25% del peaje total del STI.
• Peaje atribuible a los consumos. El CNDC hará el cálculo de peaje atribuible a los
consumos de acuerdo al artículo 30 del reglamento de precios y tarifas (RPT). El monto
de peaje atribuible a los consumos será igual a la diferencia entre el peaje total y el
calculado para los generadores.
4.2.3 Normativa Boliviana de Regulación Eléctrica Para la Exportación de
Energía y Potencia Eléctrica
Dentro de la Normativa legal Boliviana que se examinó, se estudió la Constitución Política del
Estado y la Ley de Electricidad, además de las Normas Vigentes en relación a las necesidades
del Proyecto de Intercambios de Energía Eléctrica en cuestión. El detalle completo de los
artículos estudiados a continuación, se encuentra en el Anexo II.
Los párrafos más importantes encontrados en la revisión de la Normativa se detallan a
continuación:
En la Tercera Parte, Título I, capitulo octavo, en el numeral 5 del Parágrafo I del Artículo 298
de la Constitución Política del Estado, establece entre otras, que el Comercio Exterior es una
competencia privativa del nivel central del Estado (Asamblea Constituyente, Honorable Consejo
Nacional, 2009).
En la Cuarta Parte, Título I, capitulo segundo, el numeral 3 del Artículo 316, señala entre otras,
que la función del Estado en la economía consiste en ejercer la dirección y el control de los
sectores estratégicos de la economía. Adicionalmente, en el capítulo tercero, el acápite V del
Artículo 318, determina que el Estado promoverá y apoyará la exportación de bienes con valor
agregado y los servicios (Asamblea Constituyente, Honorable Consejo Nacional, 2009).
La Cuarta parte, Título II, capítulo sexto, en su artículo 378, acápite I, dispone que las diferentes
formas de energía y sus fuentes, constituyen un recurso estratégico, su acceso es un derecho
fundamental y esencial para el desarrollo integral y social del país, y se regirá por los principios
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de eficiencia, continuidad, adaptabilidad y preservación del medio ambiente. En su acápite II,
señala que es facultad privativa del Estado el desarrollo de la cadena productiva energética en
las etapas de generación, transporte y distribución, y que la cadena productiva energética no
podrá estar sujeta exclusivamente a intereses privados ni podrá concesionarse. En su artículo
379, acápite II establece que el Estado garantizará la generación de energía para el consumo
interno; la exportación de los excedentes de energía debe prever las reservas necesarias para el
país (Asamblea Constituyente, Honorable Consejo Nacional, 2009).
El Artículo 9 de la Ley de Electricidad vigente, determina que las exportaciones e importaciones
de electricidad, además de las interconexiones internacionales se efectuarán de acuerdo a las
políticas establecidas (Sánchez de Lozada, 21 de Diciembre de 1994).
El Artículo 1 del Decreto Supremo N° 29644, establece la naturaleza jurídica de la Empresa
Nacional de Electricidad - ENDE, como una empresa pública nacional estratégica y corporativa.
EI Párrafo I del Artículo 3, dispone que ENDE, tiene como objetivo principal y rol estratégico,
la participación en toda la cadena productiva de la industria eléctrica, así como en actividades
de importación y exportación de electricidad en forma sostenible, con criterios de promoción
del desarrollo social y económico del país, basado en la equidad y la justicia social, eficiencia
económica y administrativa. El párrafo III del Artículo 3, señala que toda exportación de
electricidad será realizada por ENDE, por sí misma o asociada con terceros, sean públicos o
privados, nacionales o extranjeros (Morales Ayma, 16 de Julio de 2008).
La Ley N° 650, establece como pilares de la Bolivia Digna y Soberana, la soberanía productiva
con diversificación y desarrollo integral, que dentro de sus metas en lo productivo está que
Bolivia al año 2025 será un país exportador de energía eléctrica aprovechando plenamente su
potencial hidroeléctrico y desarrollando exitosamente proyectos de energías renovables de gran
capacidad de generación (Morales Ayma, 15 de Enero de 2015).
El Artículo I del Decreto Supremo Nº 2399, tiene por objeto normar las actividades de la
industria eléctrica, respecto al intercambio internacional de electricidad, su operación y
transacciones comerciales, así como las interconexiones internacionales de electricidad (Garcia
Linera, 10 de Junio de 2015).
CAPÍTULO IV 92
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El Artículo II, acápite I, establece que el intercambio internacional de electricidad, consiste en
la transacción de excedentes de electricidad, con sistemas eléctricos de otros países, tales como:
exportación, importación, transmisión y tránsito (Garcia Linera, 10 de Junio de 2015).
El acápite II, especifica que para el intercambio internacional de electricidad, se consideran los
siguientes tipos de excedentes (Garcia Linera, 10 de Junio de 2015):
a. Excedentes de energía del sistema nacional: Es la energía del Sistema
Interconectado Nacional o de un Sistema Aislado, destinada al intercambio
internacional de electricidad, una vez cubierta la demanda local
b. Excedentes de energía de proyectos dedicados: Es la energía proveniente de
plantas de generación desarrolladas con el propósito de producir electricidad
orientada al intercambio internacional de electricidad.
El articulo III, establece que se reconocen las siguientes transacciones comerciales para el
intercambio internacional de electricidad, que podrán ser realizadas en forma independiente o
conjunta (Garcia Linera, 10 de Junio de 2015):
a. Transacciones de electricidad de oportunidad: Es el intercambio internacional de
electricidad que se realiza de manera ocasional y sujeto a disponibilidad, cuyas
condiciones técnicas y económicas estarán establecidas en el contrato o
instrumento equivalente;
b. Transacciones de electricidad en firme: Es el intercambio internacional de
electricidad con garantía de suministro de una cantidad física durante un periodo
determinado, bajo condiciones técnicas y económicas que estarán establecidas
en el contrato.
El artículo IV, muestra que para los intercambios internacionales de electricidad, se deberá
prever en todo momento las reservas necesarias para el consumo interno (Garcia Linera, 10 de
Junio de 2015).
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El artículo VI, indica que las condiciones de operación, coordinación, despacho, transacciones
y otras complementarias serán reglamentadas por el ente Regulador y mediante norma operativa
(Garcia Linera, 10 de Junio de 2015).
El artículo VII, acápite I, indica los lineamientos de los precios y cargos para la valoración de
las operaciones de intercambio internacional de electricidad, los cuales serán propuestos por el
Ministerio de Hidrocarburos y Energía para su aprobación mediante Decreto Supremo. (63).
El acápite II. Indica que los precios y cargos señalados en el Parágrafo precedente, serán
negociados por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía conjuntamente con ENDE, mismos
que se incluirán en los contratos o instrumentos equivalentes a ser suscritos por dicha empresa.
(63).
El acápite III, establece que los intercambios internacionales de electricidad, serán considerados
como una demanda o como generación de electricidad local, según corresponda y no deberán
incidir negativamente en los precios de suministro del mercado interno, ni tampoco afectar la
remuneración en el parque de generación local (Garcia Linera, 10 de Junio de 2015),
En resumen, en lo referente a lo estipulado en la normativa detallada párrafos arriba, para la
exportación e importación de energía eléctrica, ENDE en representación del Estado, es la única
facultada para realizar las actividades de Intercambio Internacional de Electricidad. Los
contratos de intercambio internacional de electricidad deberán ser aprobados conforme lo
establece la Constitución Política del Estado, además que los lineamientos serán propuestos por
el Ministerio de Hidrocarburos y Energía conjuntamente con ENDE, para su aprobación
mediante Decreto Supremo.
CAPÍTULO IV 94
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4.3 CHILE
4.3.1 Institucionalidad del Sector Eléctrico Chileno
4.3.1.1 La Comisión Nacional de Energía (CNE)
En Chile, el principal organismo del estado encargado de la regulación del sector eléctrico es la
Comisión Nacional de Energía (CNE). Esta comisión tiene la principal función de cumplir o
hacer cumplir los planes y políticas energéticas.
A raíz de que el mercado eléctrico Chileno está manejado en su totalidad por capitales privados,
la intervención del estado está limitada a:
• Regulación del ME
• Fiscalización del ME
• Planificación de carácter indicativo de inversiones en generación y transmisión, es decir,
sólo sugiere medidas a los agentes correspondientes.
La Figura N° 49 refleja los principales entes dedicados a la regulación del mercado eléctrico a
distintos niveles y muestra la relación existente entre ellos.
Figura N° 49: Organización Institucional del Sector Eléctrico Chileno, con los Principales Agentes Involucrados
Fuente: (Torres Cabrera, 2014)
CAPÍTULO IV 95
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La CNE está manejada por un Consejo de Ministros (CM), a la cabeza de un Ministro Presidente
(MP). Su principal órgano ejecutivo es la Secretaría Ejecutiva (SE). La CNE está constituida
internamente por áreas técnicas y áreas de apoyo transversal. Dentro las áreas técnicas se
encuentra el Área Eléctrica (AE); “responsable de diseñar y proponer las normas legales y
técnicas, para un adecuado desarrollo del sector eléctrico conforme a la política energética
vigente, a los objetivos de eficiencia y competitividad establecidos por la normativa del sector
eléctrico. Entre sus funciones están, calcular los precios regulados que estipula la ley, tanto para
el sector generación-transporte, denominados precios de nudo, como para las empresas de
distribución, denominado valor agregado de distribución.
Esta área es responsable de elaborar las previsiones de demanda y los Programas Indicativos de
Obras para los diferentes sistemas eléctricos del país, información que es utilizada en la
determinación de las tarifas reguladas que la ley estipula a nivel generación-transporte”8.
La CNE informa al Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción (MEFR) respecto a las
divergencias que surgen en el funcionamiento de los Centros de Despacho Económico de Carga
(CDEC) en los Sistemas Interconectados Central (SIC) y del Norte Grande (SING), a ser
descritos en breve, con el objeto que el MEFR instruya las modificaciones que sean
técnicamente pertinentes.
La CNE, al no contar con su propio ministerio, se ve un tanto limitada en su accionar. Para hacer
operativas sus principales funciones, delega parte de estas a la SE. A pesar de tener potestad de
ejecución, las determinaciones planteadas por la SE deben contar con la aprobación del MP;
quien a su vez debe llegar a un consenso con el Ministro de Economía, para llevar a efecto
cualquier determinación planteada por la SE. De ahí el vínculo entre la CNE y el M. E.
4.3.1.2 El Panel de Expertos (PE)
Un órgano importante del ME, es el Panel de Expertos (PE). La función específica del PE queda
definida en el artículo 1º del reglamento que rige este órgano: “El Panel de Expertos es un órgano
creado por ley, con competencia acotada, integrado por profesionales expertos, cuya función es
pronunciarse, mediante dictámenes de efecto vinculante, sobre aquellas discrepancias y
CAPÍTULO IV 96
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conflictos que se susciten con motivo de la aplicación de la legislación eléctrica que le deben
ser sometidas conforme a la Ley, y sobre las demás que dos o más empresas del sector eléctrico,
de común acuerdo, sometan a su decisión”. Este reglamento es amparado por la Ley General de
Servicios Eléctricos (LGSE).
4.3.1.3 La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC)
La SEC, dependiente del MEFR, es un servicio del estado Chileno encargado de fiscalizar el
cumplimiento de las normas legales y técnicas sobre quienes participan en la generación,
producción, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles líquidos, gas y
electricidad; con objeto de verificar que la calidad de los servicios que se presten a los clientes
sea la señalada en dichas disposiciones y normas técnicas, y que las operaciones y recursos
energéticos empleados por los agentes del ME no constituyan peligro para las personas o cosas.
4.3.1.4 La Fiscalía Nacional Económica (FNE)
La Fiscalía Nacional Económica (FNE), también dependiente del MEFR, forma parte del
sistema Chileno de protección de la competencia en los mercados, junto al Tribunal de Defensa
de la Libre Competencia (TDLC). A través de estas dos instituciones el estado Chileno ejerce
las funciones de promoción y defensa de las conductas contrarias a la normativa de defensa de
la libre competencia. El TDLC, es el organismo encargado de resolver conflictos en esta materia.
El FNE, representa los intereses de la colectividad en el ámbito económico, para lo cual realiza
las investigaciones correspondientes. Su injerencia en el mercado eléctrico se limita a las
funciones estipuladas por la Ley de Defensa de la Libre Competencia.
4.3.1.5 Los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC)
Hasta ahora se han descrito los entes reguladores equiparables en responsabilidades en cierta
medida a la CNE. A un nivel más operativo y cercano a los agentes del ME, se encuentran los
CDEC. Tienen la función de: “regular el funcionamiento coordinado de las centrales
generadoras y líneas de transmisión interconectadas al correspondiente sistema eléctrico,
considerando:
CAPÍTULO IV 97
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• Operación segura y de mínimo costo del sistema.
• Valorizar la energía y potencia para las transferencias que se realizan entre generadores.
La valorización se efectúa con base a los costos marginales de energía y potencia, los
cuales varían en cada instante y en cada punto del sistema eléctrico.
• Realización periódica del balance de inyecciones y retiros de energía y potencia que
realizan los generadores en un período de tiempo.
• Elaborar informes de referencia sobre los peajes básicos y adicionales que debe pagar
cada central por cada uno de los diferentes tramos del sistema”
En Chile existe el CDEC del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING), el cual
concentra las industrias mineras más importantes, y el del Sistema Interconectado Central
(CDEC-SIC), que alimenta a la capital, Santiago. Los CDEC no poseen personalidad jurídica y
están constituidos por las principales empresas generadoras y transmisoras de cada sistema
eléctrico.
4.3.1.6 El Mercado Eléctrico Chileno
Para un mejor entendimiento, vale la pena describir el ME Chileno con mayor detalle y
mencionar sus características principales. Está compuesto por las actividades de; generación,
transmisión y distribución. Participan de este un total aproximado de 31 empresas generadoras,
5 empresas transmisoras y 34 empresas distribuidoras, cuya demanda se localiza territorialmente
en cuatro sistemas eléctricos SING, SIC, Aysén y Magallanes; siguiendo su disposición
geográfica de Norte a Sur.
El segmento de generación “está constituido por el conjunto de empresas eléctricas propietarias
de centrales generadoras de electricidad, la que es transmitida y distribuida a los consumidores
finales. Este segmento se caracteriza por ser un mercado competitivo, con claras economías de
escala en los costos variables de operación y en el cual los precios tienden a reflejar el costo
marginal de producción”.
El segmento de transmisión está compuesto por el conjunto de líneas, subestaciones y equipos
destinados al transporte de electricidad desde los generadores hasta los centros de consumo o
CAPÍTULO IV 98
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distribución. “En Chile se considera como transmisión a toda línea o subestación con un voltaje
o tensión superior a 23 kV. Por Ley, las tensiones menores se consideran como distribución. La
transmisión es de libre acceso para los generadores, es decir, estos pueden imponer servidumbre
de paso sobre la capacidad disponible de transmisión mediante el pago de peajes.
Dada las modificaciones incorporadas por la ley 19.940, a ser descrita en breve, de Marzo de
2004 a la LGSE, el transporte de electricidad por sistemas de transmisión troncal y sistemas de
subtransmisión es servicio público eléctrico, por tanto el transmisor tiene obligación de servicio,
siendo responsabilidad de este el invertir en nuevas líneas o en ampliaciones de las mismas. En
el sistema de transmisión se puede distinguir el sistema troncal (conjunto de líneas y
subestaciones que configuran el mercado común) y los sistemas de subtransmisión (que son
aquellos que permiten retirar la energía desde el sistema troncal hacia los distintos puntos de
consumo locales)”.
“Los sistemas de distribución están constituidos por las líneas, subestaciones y equipos que permiten
prestar el servicio de distribuir la electricidad hasta los consumidores finales, localizados en cierta
zona geográfica explícitamente limitada. Las empresas de distribución operan bajo un régimen de
concesión de servicio público de distribución, con obligación de servicio y con tarifas reguladas
para el suministro a clientes regulados”.
El sector de consumo se clasifica “según la magnitud de su demanda en:
• Clientes regulados: Consumidores cuya potencia conectada es inferior o igual a
2.000 kilowatts (kW);
• Clientes libres o no regulados: Consumidores cuya potencia conectada es superior a
2.000 kW;
• Clientes con derecho a optar por un régimen de tarifa regulada o de precio libre, por
un período mínimo de cuatro años de permanencia en cada régimen”16.
Cabe hacer una acotación adicional referente a la estructura organizacional básica de los CDEC.
Estos están constituidos según se refleja en la Figura N° 49, dirigida por un directorio del cual
dependen la dirección de operaciones y la de peajes. El directorio se encuentra compuesto por
CAPÍTULO IV 99
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representantes de los agentes generadores, transmisores y consumidores no regulados. El sector de
distribución no cuenta con representación en esta organización.
Figura N° 50: Estructura organizacional básica de los Centros de Despacho Económico de Carga
Fuente: (Torres Cabrera, 2014)
4.3.2 Marco Regulatorio Chileno
4.3.2.1 La Ley General de Servicios Eléctricos
Antes de 1982, el sistema eléctrico Chileno se encontraba administrado en su totalidad por el
estado. La promulgación de la Ley General de Servicios Eléctricos, cambió por completo su
estructura vertical hasta entonces vigente. La totalidad de los segmentos integrantes del sector
eléctrico pasaron a manos de inversiones privadas, con algunas particularidades. El sector de
generación quedó en manos de un gran número de actores, brindando las condiciones para ser
manejado con base a economía de mercado. El sector de transmisión retuvo su carácter
monopólico y el de distribución prevaleció con un carácter de monopolio geográfico. Ante estas
asimetrías se crearon paralelamente mecanismos de fiscalización y regulación, entre los que
destacan:
• Potestades del SEC, dentro del ME Chileno y su relación de dependencia con la CNE.
Concebida en la LGSE (Art. 9)
• Creación de los CDEC. Concebida en la LGSE (Art. 71-5).
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• Creación del PE y sus potestades. Concebida en la LGSE (Art. 130).
• Creación de la FNE. No concebida por la LGSE.
Dentro las disposiciones de la nueva ley, además de lo ya mencionado destacan:
• Inserción de un nuevo régimen de precios.
• Re-estructuración del sector de transmisión.
• Concepción de los Estudios de Transmisión Troncal (ETT), y sus alcances.
• Voluntad de inserción de las energías no convencionales (ENC) en la matriz energética.
Sin embargo, la aplicación de la LGSE trajo a flote vacíos originalmente no considerados o
estatutos poco desarrollados. Como respuesta a los fenómenos suscitados a raíz de esto
secundaron las llamadas leyes cortas: Ley-19940 o Ley Corta 1(LC1) y Ley-20018 o Ley Corta
2(LC2) las cuales se encuentran explicadas en el Anexo II.
4.3.2.2 Normas sobre Interconexión Eléctrica y el Suministro de Energía Eléctrica
entre la República de Chile y la República de Argentina
Un aspecto importante en referencia a la estructura legal vigente es que el comercio
internacional de energía eléctrica no está formalmente contemplado. El único documento legal
relevante en la materia es el Protocolo adicional al acuerdo de complementación económica con
Argentina No. 16 (ACE 16), sobre normas que regulan la interconexión eléctrica y suministro
de energía eléctrica. Dicho protocolo fue decretado ante el convenio pactado entre el SING y el
Sistema Argentino de Interconexión (SADI) para realizar una interconexión eléctrica.
A continuación se detallan los puntos más relevantes considerados en este protocolo:
• Cada uno de los países debe fomentar marcos regulatorios que faciliten a las personas
naturales o jurídicas, el libre comercio, la exportación y transporte de la energía eléctrica
entre ambos países.
• No existen restricciones de permisos para que los generadores y otros agentes del
mercado eléctrico de ambos países exporten energía eléctrica al país vecino, la única
CAPÍTULO IV 101
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restricción será que en ningún caso dicha exportación debe ir en desmedro del suministro
en sus propios países.
• Se asegura el marco normativo para la libre competencia sin introducir subsidios o
impuestos que desvirtúen el mercado. Se liberan las fronteras permitiendo que los
distribuidores, comercializadores y grandes demandantes de energía eléctrica contraten
libre y directamente su suministro requeridos en cualquiera de los dos países. Se deben
respetar los contratos de compraventa de energía eléctrica. El despacho económico de
carga debe incluir la oferta de excedentes generados con la interconexión internacional.
Debe existir retroalimentación continua entre ambos países para conocer el
funcionamiento del mercado y el despacho de los coordinadores de ambos sistemas, esta
información debe ser completa y de libre acceso para cada una de las contrapartes. Libre
acceso a la capacidad remanente de todas las instalaciones de transmisión y distribución,
inclusive de las instalaciones de la interconexión internacional, sin discriminar
nacionalidad de quien las quiera usar. Se debe respetar, a su vez, los criterios
4.3.3 Normativa Chilena de Regulación Eléctrica Para la Exportación de
Energía y Potencia Eléctrica
Dentro de la Normativa legal Chilena, se estudió la Constitución Política del Estado y la Ley de
Electricidad Vigente y algunos decretos en relación a las necesidades del Proyecto de
Intercambios de Energía Eléctrica en cuestión. El detalle completo de los artículos mencionados
a continuación, se encuentra en el Anexo II.
Lo dispuesto en los artículos 32 Nº 6 y 35 de la Constitución Política de la República, en lo
referente a las funciones del Presidente de la Republica y los Ministros de Estado. (Gobierno de
Chile, Texto actualizado a marzo de 2014)
Lo dispuesto en el DL Nº 2.224, de 1978, que crea el Ministerio de Energía y la Comisión
Nacional de Energía. En su Artículo 3° establece que para los efectos de la competencia que
sobre la materia corresponde al Ministerio de Energía, el sector de energía comprende a todas
las actividades de estudio, exploración, explotación, generación, transmisión, transporte,
almacenamiento, distribución, consumo, uso eficiente, importación y exportación, y cualquiera
CAPÍTULO IV 102
UPB © 2016
otra que concierna a la electricidad, carbón, gas, petróleo y derivados, energía nuclear,
geotérmica y solar, y demás fuentes energéticas. (Ministerio de Minería, 1978)
Lo dispuesto en el decreto con fuerza de ley Nº 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía,
Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado del decreto con
fuerza de ley Nº 1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de
Energía Eléctrica, especialmente lo establecido en sus artículos 137º, 138º, 149º, 150º y 220º.
El Artículo 220º establece que La energía eléctrica producida en instalaciones concedidas en
conformidad a la ley, no podrá ser exportada sin previa autorización otorgada por decreto
supremo del Ministerio de Energía, con informe de la Superintendencia. (2007)
Lo dispuesto en la ley Nº 18.410 que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
En su Artículo 2° señala que el objeto de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles
será fiscalizar y supervigilar el cumplimiento de las disposiciones legales y reglamentarias, y
normas técnicas sobre generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución de
combustibles líquidos, gas y electricidad. (Ministerio de Economía, 1985)
Lo dispuesto en la ley Nº 20.780, reforma tributaria que modifica el sistema de tributación de la
renta e introduce diversos ajustes en el sistema tributario. (Ministerio de Hacienda, 2014)
Lo dispuesto en el decreto supremo Nº 291, del Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción que aprueba reglamento que establece la estructura, funcionamiento y
financiamiento de los Centros de Despacho Económico de Carga. (Ministerio de Economía,
Fomento y Reconstruccion; Subsecretaria de Economía, Fomento y Reconstrucción, 2008)
Lo dispuesto en el decreto supremo Nº 233, del Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción que aprueba reglamento para el financiamiento del Estudio de Transmisión
Troncal establecido en la Ley General de Servicios Eléctricos. (Ministerio de Economía,
Fomento y Reconstrucción, Subsecretaria de Economía, Fomento y Reconstrucción, 2004)
Lo dispuesto en el decreto supremo Nº 181, que aprueba reglamento del Panel de Expertos
establecido en el Título VI de la Ley General de Servicios Eléctricos. (Ministerio de Economía,
Fomento y Reconstrucción, Subsecretaria de Economía, Fomento y Reconstrucción, 2004)
CAPÍTULO IV 103
UPB © 2016
Lo dispuesto en el decreto Nº 130, del Ministerio de Energía, que aprueba reglamento que
establece las disposiciones aplicables a los servicios complementarios con que deberá contar
cada sistema eléctrico para la coordinación de la operación del sistema en los términos a que se
refiere el artículo 137º de la Ley General de Servicios Eléctricos. (Ministerio de Energía, 2012)
Lo estipulado en el Decreto 7, del Ministerio de Energía. En su Artículo 1° establece las
condiciones y disposiciones aplicables a la exportación de energía eléctrica. (Ministerio de
Energía, 2015)
En su Artículo 2° especifica las exigencias de seguridad y calidad de servicio a las que deberá
sujetarse la planificación y la operación de la exportación de energía, así como las centrales
destinadas a la exportación de energía serán las que establezcan la reglamentación
correspondiente y la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. (Ministerio de Energía,
2015)
El Artículo 4º establece que corresponderá al CDEC programar, supervisar y coordinar en todo
momento la exportación de energía, a los efectos de cumplir con la normativa vigente, en
particular lo señalado en el DS Nº 291 en cuanto a preservar la seguridad instantánea de
suministro y cumplir con las exigencias de seguridad y calidad de servicio. (Ministerio de
Energía, 2015)
En su Artículo 5° explica que la energía de exportación será de oportunidad, es decir, provendrá
sólo de los excedentes de energía disponibles en las centrales generadoras interconectadas al
SING. En razón de lo anterior, la exportación de energía tendrá un carácter interrumpible, es
decir, la DO del CDEC deberá suspenderla cuando no se cuenten con excedentes de energía en
el sistema eléctrico. (Ministerio de Energía, 2015)
En resumen, en lo referente a lo estipulado en la normativa detallada párrafos arriba, para la
exportación e importación de energía eléctrica, la empresa interesada en exportar o comprar
energía, debe solicitar un permiso al ministerio.
CAPÍTULO IV 104
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4.4 RESULTADOS Y CONCLUSIONES
Se pudo especificar a cabalidad las diferentes características del sector eléctrico en ambas
naciones, además de identificar y mostrar a las diferentes entidades responsables del sector y las
funciones que ellos cumplen en el marco eléctrico regulatorio.
Entre los resultados más importantes encontrados al evaluar la Normativa Legal Vigente de
ambos países, respecto a las transacciones de Energía Eléctrica. Se observa que ambos países
requieren de un permiso que otorga el Estado en Bolivia y el Ministerio de Energía en Chile
para poder realizar transacciones internacionales de energía eléctrica, la diferencia radica que
en Bolivia la empresa del estado es la única autorizada para realizar este tipo de actividad, por
el otro lado, en Chile cualquier empresa Privada está habilitada para realizar este tipo de
actividad, mientras cumpla con los requerimientos establecidos por las entidades competentes
adecuadas.
Por lo que finalmente se puede enunciar que existe predisposición por ambos Países para realizar
transacciones de energía eléctrica, tanto de exportación como de importación. Vale aclarar que
las entidades respectivas instituirán las normas sobre calidad de servicio, las cuales serán
instauradas por los entes reguladores de cada país, en lo referente a generación, transmisión,
exportación e importación de energía eléctrica. También se puede contrastar que ambos países
pretenden exportar los excedentes de energía de cada sistema propio, actividad que podrá
mejorar eficientemente el servicio eléctrico en ambas naciones y además de reducir los precios
eléctricos. Estas normativas nos permiten establecer que el proyecto será viable en términos
legales y normativos entre ambos países.
CAPÍTULO V 105
UPB © 2016
CAPÍTULO V CAPACIDAD ELÉCTRICA DE TRANSMISIÓN
5.1 INTRODUCCION
Es muy importante poder determinar la capacidad de energía y potencia eléctrica que podrá ser
intercambiada por ambos países, tanto en términos de exportación e importación, para la
Interconexión Eléctrica Binacional.
Esta capacidad deberá contemplar la demanda actual y alguna proyección de la demanda futura
proyectada de ambas naciones, al igual que la proyección de la potencia instalada y la capacidad
de energía, además de la potencia eléctrica posible a entregar por los diferentes entes
generadores en cada país miembros del proyecto de interconexión, para así de esta manera poder
anticipar movimientos futuros, pero sobretodo el abasteciendo del mercado local, como
estipulan las leyes de las dos naciones estudiadas.
Usualmente, con la capacidad que queda vacante en las líneas y que no va destinada a la
seguridad de suministro, se establecen diariamente intercambios comerciales de electricidad
aprovechando las diferencias de precios de la energía entre los sistemas eléctricos
interconectados. Estos intercambios permiten que la generación de electricidad se realice con
las tecnologías más eficientes fluyendo la energía desde donde es más barata hacia donde es
más cara (Red Eléctrica de España).
La capacidad comercial expuesta en magnitudes de potencia (MW) refleja de manera indicativa
una previsión de los márgenes más probables de capacidad de intercambio entre sistemas y
representa la combinación de las limitaciones detectadas por los correspondientes operadores
de ambos sistemas (Red Eléctrica de España).
CAPÍTULO V 106
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5.2 SELECCIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE PRONÓSTICO
Primeramente se eligió el método más óptimo para realizar las proyecciones y pronósticos de la
energía y potencia eléctrica demandada. Consecuentemente, se evaluaron las características más
importantes de los Métodos más significativos que existen sobre predicción de pronósticos, para
de esta manera poder identificar cual era mejor método para la estimación de pronósticos en el
tiempo. La Tabla N° 32 nos muestra las alternativas de los métodos evaluados y una descripción
de la misma, además de la selección sobre el mejor método para la aplicación del proyecto,
respecto a los criterios de validación detallados anteriormente.
Tabla N° 32: Métodos de Predicción de Pronósticos Alternativas
Método Descripción Recomendable
ARIMA
Es un modelo estadístico que utiliza variaciones y regresiones de
datos estadísticos con el fin de encontrar patrones para una
predicción hacia el futuro. Se trata de un modelo dinámico de series
temporales, es decir, las estimaciones futuras vienen explicadas por
los datos del pasado y no por variables independientes.
Mejor Método
Promedio móvil doble
El pronóstico de promedio móvil ponderado es óptimo para
patrones de demanda aleatorios o nivelados donde se pretende
eliminar el impacto de los elementos irregulares históricos
mediante un enfoque en períodos de demanda reciente, dicho
enfoque es superior al del promedio móvil simple.
No
Promedio móvil simple
El pronóstico de promedio móvil es óptimo para patrones de
demanda aleatoria o nivelada donde se pretende eliminar el
impacto de los elementos irregulares históricos mediante un
enfoque en períodos de demanda reciente.
No
Suavizado exponencial doble
El pronóstico de suavización exponencial doble es óptimo para
patrones de demanda que presentan una tendencia, al menos
localmente, y un patrón estacional constante, en el que se pretende
eliminar el impacto de los elementos irregulares históricos
mediante un enfoque en períodos de demanda reciente.
Método Aceptable
Suavizado exponencial simple
El pronóstico de suavización exponencial simple es óptimo para
patrones de demanda aleatorios o nivelados donde se pretende
eliminar el impacto de los elementos irregulares históricos
mediante un enfoque en períodos de demanda reciente, este posee
una ventaja sobre el modelo de promedio móvil ponderado ya que
no requiere de una gran cantidad de períodos y de ponderaciones
para lograr óptimos resultados.
No
Promedio Simple Un pronóstico de promedio simple es el más sencillo de los
métodos de pronóstico estándar. Este método es óptimo para
No
CAPÍTULO V 107
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Método Descripción Recomendable
patrones de demanda aleatorios o nivelados sin elementos
estacionales o de tendencia.
(Continuación)
Regresión Lineal
El pronóstico de regresión lineal simple es un modelo óptimo para
patrones de demanda con tendencia (creciente o decreciente), es
decir, patrones que presenten una relación de linealidad entre la
demanda y el tiempo.
No
El método que se utilizara para realizar las proyecciones respecto a la demanda de energía y
potencia eléctrica será el método ARIMA.
El Detalle de los Métodos de Pronóstico de Demanda y los Criterios de Validación de los
Métodos se encuentra en el Anexo III.
5.2.1 Descripción del Software
A fin de tener datos inequívocos en la predicción de la demanda de energía eléctrica se utilizara
el Software de Oracle Crystal Ball, programa que nos permite obtener resultados fidedignos y
confiables. Para la predicción, se tomara en cuenta el mejor método, seleccionado previamente
para este tipo de pronósticos.
Oracle Crystal Ball es la aplicación líder basada en hojas de cálculo para elaborar modelos
predictivos, previsión, simulación y optimización. Brinda una perspectiva inigualable de los
factores críticos que afectan el riesgo. Ayuda a tomar decisiones tácticas correctas para alcanzar
objetivos y ganar una ventaja competitiva incluso bajo las condiciones de mercado más inciertas
(Oracle).
5.3 BOLIVIA
Se analizó el pronóstico de la potencia y demanda de energía eléctrica para los siguientes años.
Luego se proyectó la Oferta de este Energético con la instalación de las centrales ya aprobadas
por el gobierno, estimando su instalación y puesta en marcha, incluyendo las fechas ya
consideradas para la puesta en servicio.
CAPÍTULO V 108
UPB © 2016
Vale recalcar que para poder determinar la capacidad Potencia Eléctrica a exportar, se consideró
la capacidad excedente del sistema nacional. La reserva considerada por indisponibilidad
programada y no programada es del 5% para generación hidroeléctrica y 13% para la generación
térmica, incluyendo geotermia y biomasa; además de la reserva rotante en bloques. La reserva
rotante para el bloque de punta es de 6% para todo el parque generador, según establece la
normativa. Los proyectos eólicos son considerados como aporte de energía a las centrales
hidroeléctricas y no así para el balance de potencia (Ministerio de Hidrocarburos y Energía,
2015).
5.3.1 Proyección de la Potencia y Energía Eléctrica Demandada Bolivia
Para poder determinar la capacidad de energía que necesitara Bolivia en los años que vienen y
de esta manera poder mostrar la posibilidad de ofertar energía eléctrica, se incluyeron los
resultados obtenidos del pronóstico de la demanda de Energía y Potencia Eléctrica en el País
para los Próximos 10 años.
El detalle completo de los Métodos, Criterios de Validación y Pronóstico se encuentran en el
Anexo III.
La Figura N° 51 nos muestra los datos obtenidos y pronosticados para la Potencia Eléctrica en
MW.
Figura N° 51: Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica – Bolivia (MW)
646.17
1,040.23
1,434.29
1,828.35
2,222.42
2003 2007 2011 2015 2019 2023
Histórico Ajustado Previsión Inferior: 2.5% Superior: 97.5%
CAPÍTULO V 109
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La Tabla N° 33 nos muestra los valores de la Demanda de Potencia Eléctrica para los próximos
años, se observa que para el 2025 Bolivia tendrá una demanda aproximada de 2,088.46 MW.
Tabla N° 33: Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica – Bolivia (MW)
Año Potencia Eléctrica (MW)
2015 1,352.69
2016 1,427.36
2017 1,531.30
2018 1,592.85
2019 1,651.82
2020 1,748.45
2021 1,824.22
2022 1,871.28
2023 1,955.81
2024 2,040.52
2025 2,088.36
La Figura N° 52 nos muestra los datos obtenidos y pronosticados para la Energía Eléctrica en
GWh.
Figura N° 52: Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica – Bolivia (GWh)
La Tabla N° 33 nos muestra los valores de la Demanda de Energía Eléctrica para los próximos
años, se observa que para el 2025 Bolivia tendrá una demanda aproximada de 11,212.04 GWh.
3,382.87
5,680.61
7,978.34
10,276.08
12,573.82
14,871.56
2003 2007 2011 2015 2019 2023
Histórico Ajustado Previsión Inferior: 2.5% Superior: 97.5%
CAPÍTULO V 110
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Tabla N° 34: Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica – Bolivia (GWh)
Año Energía Eléctrica (GWh)
2015 7,734.45
2016 8,238.67
2017 8,599.61
2018 8,818.51
2019 9,124.88
2020 9,533.77
2021 9,751.88
2022 10,200.19
2023 10,635.47
2024 10,921.06
2025 11,212.04
5.3.2 Proyección de la Potencia Eléctrica Instalada Bolivia
Para poder determinar la capacidad de potencia eléctrica que tendrá Bolivia en los años que
vienen y de esta manera poder demostrar la posibilidad de ofertar energía eléctrica, se incluyeron
los resultados obtenidos del pronóstico de la oferta Potencia Eléctrica en el País para los años
subsiguientes.
El detalle completo de los Métodos, Criterios de Validación y Pronóstico se encuentran en el
Anexo III.
La Figura N° 53 nos muestra los datos obtenidos y pronosticados para la Potencia Eléctrica en
MW.
CAPÍTULO V 111
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Figura N° 53: Pronóstico de la Potencia Eléctrica Ofertada – Bolivia (MW)
La Tabla N° 35 nos muestra los valores de la Oferta de Potencia Eléctrica para los próximos
años, se observa que para el 2025 Bolivia tendrá una Oferta aproximada de 3,721.37 MW.
Tabla N° 35: Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica – Bolivia (MW)
Año Potencia Eléctrica (MW)
2015 2,078.42
2016 2,246.55
2017 2,422.93
2018 2,618.87
2019 2,757.37
2020 2,895.77
2021 3,086.61
2022 3,254.09
2023 3,376.54
2024 3,535.80
2025 3,721.37
5.3.3 Proyección de la Potencia Eléctrica Instalada - Plan Eléctrico 2025
Seguidamente se detallaron los proyectos de Generación Eléctrica y Transmisión que pretende
desarrollar el Gobierno Boliviano para poder mejorar el parque generador del país hasta el año
2025.
Con el objetivo de aumentar la capacidad de generación hidroeléctrica, se desarrollan, en
diferentes etapas de ejecución, dos importantes proyectos: Misicuni con 80 MW en su primera
996.66
1,832.20
2,667.74
3,503.28
4,338.82
5,174.36
2003 2007 2011 2015 2019 2023
Histórico Ajustado Previsión Inferior: 2.5% Superior: 97.5%
CAPÍTULO V 112
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fase y 40 MW en una segunda fase y San José con 120 MW, como el tercer escalón de la cascada
de aprovechamiento de la cuenca alta del río Chapare (Ministerio de Hidrocarburos y Energía,
2015).
La cartera de proyectos de generación hidroeléctrica incluye la incorporación de: Miguillas, con
las centrales de Umapalca (83 MW) y Palillada (113 MW), ubicadas en el departamento de La
Paz, Ivirizu (164 MW) en el departamento de Cochabamba, Rositas (400 MW) en el
departamento de Santa Cruz sobre el río Grande, Icla (102 MW) en los departamentos de
Chuquisaca y Potosí sobre el río Pilcomayo, el Proyecto Carrizal I, II y III (347 MW) sobre el
río Camblaya, ubicado entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca y Margarita (150 MW),
ubicado en el Chaco tarijeño sobre el río Pilcomayo (Ministerio de Hidrocarburos y Energía,
2015).
Estos proyectos contribuirán al cambio de la matriz energética y a abastecer la creciente
demanda de energía del país en 1.599 MW (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015).
La Tabla N° 36 nos muestra los proyectos Hidroeléctricos que serán construidos.
Tabla N° 36: Proyectos de Generación Hidroeléctrica Proyecto Localización Potencia (MW)
Misicuni Fases I y II Río Misicuni, Molle Molle - Cochabamba 120
San José Ríos Málaga – Paracti, San José - Cochabamba 120
Umapalca (Miguillas) Río Miguillas – La Paz 83
Palillada (Miguillas) Río Miguillas – La Paz 113
Ivirizu Río Ivirizu, Monte Punku- Cochabamba 164
Rositas Río Grande, Abapó - Santa Cruz. 400
Carrizal Fases I, II y III Río Camblaya, Tarija y Chuquisaca 347
Icla Río Pilcomayo, Chuquisaca y Potosí 102
Margarita Río Pilcomayo, Chaco - Tarija 150
Total 1,599
Fuente: (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
Por otra parte, se analiza el aporte de los proyectos de gran envergadura como El Bala (1.680
MW), Cachuela Esperanza (990 MW), ubicados en la subcuenca del río Beni y las centrales que
forman el complejo hidroeléctrico Río Grande: (Seripona 420 MW), (Jatun Pampa 130 MW),
(Cañahuecal 500 MW), (Las Juntas 172 MW), (Ocampo 320 MW), (Peña Blanca 520 MW),
CAPÍTULO V 113
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(La Pesca 740 MW) y (Pirapó 80 MW), todos ubicados en la subcuenca del río Grande, dentro
de la cuenca del Amazonas (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015).
Tabla N° 37: Proyectos de Generación Hidroeléctrica de Gran Envergadura Proyecto Localización Potencia (MW)
Complejo hidroeléctrico Río Grande Cochabamba-Chuquisaca- Santa Cruz 2,882
Cachuela Esperanza Beni - Pando 990
El Bala La Paz - Beni 1,680
Total 5.552
Fuente: (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
Contribuyendo con el cambio de matriz energética, el gobierno ha previsto la realización de
proyectos con energías alternativas, tales como: la central eólica piloto de Qollpana (3 MW)
ubicada en el departamento de Cochabamba, generación con biomasa utilizando bagazo en el
ingenio azucarero de San Buenaventura (10 MW inyección al SIN) en el departamento de La
Paz, el proyecto de Laguna Colorada (100 MW en dos fases) que utilizará energía geotérmica
en el departamento de Potosí y el aprovechamiento del potencial eólico mediante el desarrollo
de parques de generación eólica (50 MW) en los departamentos de Cochabamba y Santa Cruz,
así como la generación con fuente solar en el altiplano boliviano (20 MW). La generación con
energías alternativas incorporará al SIN una potencia de 183 MW. (Ministerio de Hidrocarburos
y Energía, 2015)
Tabla N° 38: Proyectos de Generación con Energías Alternativas Proyecto Localización Tecnología Potencia (MW)
Qollpana Pocona - Cochabamba Eólica 3
Parque Eólico Ríos Málaga – Paracti, San José - Cochabamba Eólica 50
San Buenaventura San Buenaventura- La Paz Biomasa 10
Laguna Colorada Fase I y II Laguna Colorada - Potosí Geotérmica 100
Parque Fotovoltaico Cobija - Pando Fotovoltaica 5
Parque Fotovoltaico La Paz - Oruro Fotovoltaica 20
Total 183
Fuente: (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
Para mejorar la seguridad energética del SIN y cubrir la demanda de energía en el período seco,
se previó la realización de proyectos térmicos en el área Central, Oriental y Sur del país con la
posibilidad de implementar proyectos de ciclo combinado en función de las condiciones técnicas
y económicas de las centrales térmicas. Estos proyectos representan inversiones menores y
CAPÍTULO V 114
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tiempos de ejecución más cortos, comparado con proyectos hidroeléctricos (Ministerio de
Hidrocarburos y Energía, 2015).
Tabla N° 39: Proyectos de Generación Termoeléctrica Proyecto Localización Tecnología Potencia (MW)
Unidad Térmica EL Alto ALT02** Pocona - Cochabamba Térmica a Gas 32
Unidad Térmica Bulo Bulo - BUL03 Entre Ríos - Cochabamba Térmica a Gas 48
Termoeléctrica del Sur Chaco - Tarija Térmica a Gas 168
Termoeléctrica de Warnes Warnes - Santa Cruz Térmica a Gas 200
Termoeléctricas en el Área Oriental Área Oriental Térmica a Gas 488
Termoeléctricas en el Área Central Área Central Térmica a Gas 89
Termoeléctrica en el Área Sur Área Sur Térmica a Gas 83
Total 1,108
Fuente: (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
Se sabe que la infraestructura de transmisión eléctrica tendrá una importante expansión en el
corto, mediano y largo plazo para satisfacer, de forma confiable y segura, el crecimiento
sostenido de la demanda y la ampliación de la cobertura en el país, además de la conexión de
centrales de generación hidroeléctrica y térmica al sistema (Ministerio de Hidrocarburos y
Energía, 2015).
Las principales obras de transmisión que se estimó implementar en cada área son las siguientes:
En el área Sur, que abarca a los departamentos de Potosí, Chuquisaca y Tarija, se reforzará el
sistema de transmisión para atender la demanda de la zona y las nuevas demandas productivas
a incorporar (Complejo Metalúrgico Karachipampa, Planta Industrial Pulacayo, Minera Mallku
Khota, fábrica de Cemento en Quiburi y la Minería en Tupiza-Villazón) (Ministerio de
Hidrocarburos y Energía, 2015).
Asimismo, con el ingreso del Proyecto Litio, la demanda alimentada desde la línea Punutuma –
San Cristóbal se incrementa hasta 115 MW; por lo que, para brindarle mayor confiabilidad se
completará la interconexión con Tarija. Asimismo, se conectará el Chaco con el área Oriental
para posibilitar importantes intercambios energéticos (Ministerio de Hidrocarburos y Energía,
2015).
En el área Central, que abarca los departamentos de Cochabamba y Oruro, se reforzará el
sistema de transmisión en 230 kV entre Carrasco, Santivañez y Vinto y entre las centrales
CAPÍTULO V 115
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Corani-Santa Isabel y la ciudad de Cochabamba. Para el suministro a la Empresa Minera
Huanuni será construida una línea de transmisión en 115 kV y subestaciones correspondientes
(Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015).
En el área Norte, con el propósito de asegurar la confiabilidad y calidad de suministro a los
departamentos de La Paz y Beni, serán construidas la segunda línea de transmisión en 230 kV
entre Cochabamba y La Paz y una línea de interconexión entre Cochabamba y el Beni.
(Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
Tabla N° 40: Proyectos de Transmisión Eléctrica en Bolivia Equipo Proyecto Tensión (kV) Longitud (km)
LT Tarija - Punutuma 230 252
LT Tarija - Chaco (Doble Terna) 230 146
LT Sucre - Karachipampa - Potosí 115 114
LT Santivañez – La Cumbre 230 275
LT Yucumo - San Buenaventura 115 120
LT Chimoré – Trinidad 230 340
LT Tarija – Villazón 230 118
LT Villazón - San Cristóbal 230 205
LT Santivañez - Vinto (segunda línea) 230 124
LT Mutún-Cotoca 230 616
LT Aiquile-Vinto (doble terna) 230 212
LT Punutuma - Las Carreras (segundo circuito) 230 181
LT Potosí – Punutuma 230 80
Fuente: (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
La Figura N° 61, vista en párrafos posteriores, nos muestra el Sistema Interconectado Nacional
(SIN), después de efectuar el Plan Optimo de Expansión que pretende encarar el Gobierno de
Bolivia para el año 2025.
La Figura N° 54 nos muestra los datos obtenidos y pronosticados para la Oferta de Potencia
Eléctrica de acuerdo al plan Eléctrico de Bolivia 2025. También, se observa que cumpliendo
todos los proyectos aprobados para el 2025, Bolivia tendrá una Oferta aproximada de 10,401.78
MW.
CAPÍTULO V 116
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Figura N° 54: Pronóstico de la Potencia Eléctrica Ofertada – Bolivia 2015 (MW)
5.3.4 Generación de Excedentes – Plan Eléctrico 2025
Adicionalmente, se sabe por estudios que Bolivia es un país que cuenta con inmensos recursos
hídricos, tanto superficiales como subterráneos, que han sido aprovechados en una escala muy
pequeña, los recursos hídricos superficiales que se originan en la cordillera de los Andes forman
parte de tres grandes cuencas. Los recursos hídricos subterráneos siguen en general la
configuración de las cuencas superficiales, mismas que a su vez están constituidas por 10
subcuencas, 270 ríos principales y unos 260 humedales, pequeños y medianos, y seis salares
(Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015).
Las tres grandes cuencas hidrográficas son (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015):
• Cuenca del Norte o del Amazonas: constituida principalmente, por los ríos Madre de
Dios, Orthon, Abuná, Beni, Yata, Mamoré e Iténez o Guaporé, es la mayor cuenca
hidrográfica del mundo, con una superficie de 7.800.000 km² y un caudal medio en la
desembocadura del Atlántico de 180.000 m³/seg.; asimismo, es compartida con Brasil,
Guayana, Venezuela, Colombia, Ecuador y Perú.
• Cuenca Central o Lacustre (Cuenca del Altiplano): formada por los lagos Titicaca y
Poopó, el río Desaguadero y grandes salares como el de Coipasa y Uyuni.
• Cuenca del Sur o del Plata: abarca los departamentos de Potosí, Oruro, Chuquisaca,
Santa Cruz y Tarija, compuesta principalmente por los ríos Paraguay, Pilcomayo y
990.00
2,990.00
4,990.00
6,990.00
8,990.00
10,990.00
2003 2008 2013 2018 2023
Previsión Histórico Expon. (Previsión) Expon. (Histórico)
CAPÍTULO V 117
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Bermejo, tiene una superficie de 3.100.000 km², con un caudal medio en su
desembocadura en el Mar del Plata de 22.000 m³/seg. Es compartida con Brasil,
Argentina, Paraguay y Uruguay.
Del potencial hidroeléctrico nacional el 78% corresponde a las cuencas que aportan al Río
Amazonas, a través del Río Madera, destacándose el Río Beni, con 40,8% y el Río Mamoré con
28,9% del potencial total del país Mientras que la Cuenca del Río de la Plata tiene un potencial
hidroeléctrico estimado de 19,1%, donde el Río Pilcomayo representa el 15,3% y los Ríos
Bermejo y Grande de Tarija el 1,4%. Por su parte, la Cuenca del Altiplano Boliviano tiene un
potencial que representa el 2,9% del potencial nacional. Se estima que el potencial hidroeléctrico,
técnicamente aprovechable, alcanza a 173.000 GWh. La potencia instalable estimada es de
39.857 MW de los cuales el parque hidroeléctrico instalado es de 476 MW que representa el
1,2% del potencial total para generación aprovechable, debido a la falta de inversiones en
estudios de pre-inversión e inversión de proyectos hidroeléctricos (Ministerio de Hidrocarburos
y Energía, 2015).
El potencial hidroeléctrico de mayor concentración, representa una potencia instalable del orden
de 34.000 MW. La Tabla N° 41 y la Tabla N° 42 nos muestran los valores de energía y potencia
de las cuencas más significativas del país.
Tabla N° 41: Potencial hidroeléctrico (GWh) Cuenca Energía (GWh/Año)
Ríos del Alto Beni 63,181
Río Grande 27,978
Río Pilcomayo 13,766
Río Madera 43,000
Total 147,925
Fuente: (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
Tabla N° 42: Potencial hidroeléctrico (MW) Cuenca Potencial(MW)
Río Grande 3,884
Río Pilcomayo 27,978
Río Alto Mamoré 13,766
Río Beni 43,000
Río Bermejo 734
Río Madera 8,700
Total 19,887
Fuente: (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
CAPÍTULO V 118
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Los proyectos hidroeléctricos de gran envergadura identificados con potencial de generar
excedentes son (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015):
• Proyecto Bala: Ubicado en el estrecho o angosto del Bala, sobre el río Beni a 16 km
aguas arriba de las poblaciones de Rurrenabaque y San Buenaventura, en las provincias
de Franz Tamayo (La Paz) y Gral. Ballivián (Beni). El Proyecto Angosto del Bala es de
carácter multipropósito, generando 1.680 MW de energía eléctrica para el mercado
nacional y para la exportación, control de crecidas en beneficio de la protección y
recuperación de tierras de cultivo aguas abajo y el mejoramiento de las condiciones de
navegabilidad del río Beni desde Rurrenabaque hasta su desembocadura sobre el río
Madre de Dios en Riberalta.
• Proyecto Cachuela Esperanza: Este Proyecto, se encuentra situado en la llanura
amazónica boliviana en el noreste del territorio nacional, en la frontera entre los
departamentos de Beni y Pando, Provincias Vaca Diez y Federico Román,
respectivamente. El potencial hidroeléctrico del río Beni, que nace a una altitud de más
de 5.000 m.s.n.m. y desemboca en el río Mamoré a 130 m.s.n.m., es del orden de 70.000
GWh/año y está concentrado principalmente en la cuenca superior. En el curso inferior
del río Beni entre Riberalta y Villa Bella, se halla el tramo de mayor concentración del
potencial hidroenergético de la llanura, donde se proyecta instalar centrales de baja caída
que alberguen en total 18 turbinas de 50MW cada una, lo que representa una potencia
instalable de 990 MW (5.700 GWh/año).
• Proyecto Complejo Hidroeléctrico Río Grande: Ubicado en el río Grande, límite entre
los departamentos de Cochabamba, Chuquisaca y Santa Cruz. Este proyecto está
compuesto por las siguientes centrales: Jatun Pampa, Seripona, Cañahuecal, Las Juntas,
Ocampo, Peña Blanca, La Pesca y Pirapó, centrales dispuestas en cascada y que
representan un potencial instalable de 2.882 MW.
Para determinar los excedentes de generación de los proyectos hidroeléctricos de gran
envergadura, se han realizado simulaciones de cada uno de ellos en base a información
disponible para los siguientes escenarios (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015):
CAPÍTULO V 119
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1. Cachuela Esperanza y Complejo Río Grande (3.872 MW)
2. Cachuela Esperanza y El Bala (2.670 MW)
3. Cachuela Esperanza, El Bala y Complejo Río Grande (Jatun Pampa y Seripona) (3.220
MW)
4. Complejo Río Grande (2.882 MW)
El detalle completo de las simulaciones se encuentra en el Anexo IV.
En la Tabla N° 43 se muestran los resultados de las simulaciones realizadas para los 4 escenarios
detallados párrafos arriba.
Tabla N° 43: Potencial hidroeléctrico (MW)
Escenarios Energía (GWh/mes) Potencia Media (MW)
Máximo Mínimo Máximo Mínimo
Cachuela Esperanza y Complejo
Hidroeléctrico Río Grande 2.503 1.434 3.364 1.992
Cachuela Esperanza y El Bala 2.167 1.458 2.947 2.026
Cachuela Esperanza - El Bala – Jatun
Pampa y Seripona (Complejo Río Grande) 2.492 1.579 3.350 2.193
Complejo Río Grande 1.760 1.069 2.463 1.485
Fuente: (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
Como se observa, los resultados de cada uno de los escenarios, muestran que existe un gran
potencial de generación hidroeléctrica, el cual puede ser aprovechado en el abastecimiento de
la demanda creciente del mercado interno del país (Ministerio de Hidrocarburos y Energía,
2015).
Los excedentes de generación más la energía desplazada por los mismos, podrán ser destinados
a la exportación de electricidad a países vecinos (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015).
La Figura N° 55 muestra la ubicación de los proyectos potenciales de la cuenca del río
Amazonas.
CAPÍTULO V 120
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Figura N° 55: Ubicación Mega Proyectos Hidroeléctricos 2025
Fuente: (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
5.4 CHILE
Se analizó el pronóstico de la potencia y demanda de energía eléctrica para los próximos 10
años. Luego se proyectó la Oferta de este Energético con el pronóstico de instalación de
CAPÍTULO V 121
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centrales de generación, estimando su disposición y puesta en marcha, además de prever la
demanda proyectada de Potencia Eléctrica del país.
5.4.1 Proyección de la Potencia y Energía Eléctrica Demandada Chile
Para poder determinar la capacidad de energía que necesitara Chile en los años siguientes y de
esta manera poder mostrar la posibilidad de ofertar energía eléctrica, se incluyeron los resultados
obtenidos del pronóstico de la demanda de Energía y Potencia Eléctrica en el País para los
Próximos años, al igual que se hizo con Bolivia.
El detalle completo de los Métodos, Criterios de Validación y Pronóstico se encuentran en el
Anexo III.
La Figura N° 56 nos muestra los datos obtenidos y pronosticados para la Potencia Eléctrica en
MW.
Figura N° 56: Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica – Chile (MW)
La Tabla N° 44 nos muestra los valores de la Demanda de Potencia Eléctrica para los próximos
años, se observa que para el 2025 Chile tendrá una demanda aproximada de 12,600.30 MW.
6,438.79
7,886.61
9,334.42
10,782.24
12,230.06
13,677.88
2003 2007 2011 2015 2019 2023
Histórico Ajustado Previsión Inferior: 2.5% Superior: 97.5%
CAPÍTULO V 122
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Tabla N° 44: Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica – Chile (MW)
Año Potencia Eléctrica (MW)
2015 9,939.67
2016 9,776.98
2017 10,355.04
2018 10,906.72
2019 11,044.67
2020 11,266.10
2021 11,638.81
2022 11,618.73
2023 11,531.25
2024 12,118.83
2025 12,600.30
La Figura N° 57 nos muestra los datos obtenidos y pronosticados para la Energía Eléctrica en
GWh.
Figura N° 57: Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica – Chile (GWh)
La Tabla N° 45 nos muestra los valores de la Demanda de Energía Eléctrica para los próximos
años, se observa que para el 2025 Chile tendrá una demanda aproximada de 77,231.80 GWh.
41,438.32
53,064.25
64,690.17
76,316.10
87,942.03
2003 2007 2011 2015 2019 2023
Histórico Ajustado Previsión Inferior: 2.5% Superior: 97.5%
CAPÍTULO V 123
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Tabla N° 45: Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica – Chile (GWh)
Año Energía Eléctrica (GWh)
2015 65,503.99
2016 66,684.52
2017 68,418.13
2018 69,482.43
2019 70,662.74
2020 72,085.65
2021 73,041.02
2022 74,157.54
2023 75,336.15
2024 76,211.45
2025 77,231.80
5.4.2 Proyección de la Potencia Eléctrica Instalada Chile
Para poder determinar la capacidad de potencia eléctrica que Chile podrá suministrar en los años
que vienen y de esta manera poder demostrar la posibilidad de ofertar energía eléctrica, se
incluirán los resultados obtenidos del pronóstico de la oferta Potencia Eléctrica en el País para
los años posteriores.
El detalle completo de los Métodos, Criterios de Validación y Pronóstico se encuentran en el
Anexo III.
La Figura N° 58 nos muestra los datos obtenidos y pronosticados para la Potencia Eléctrica en
MW.
CAPÍTULO V 124
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Figura N° 58: Pronóstico de la Potencia Eléctrica Ofertada – Chile (MW)
La Tabla N° 46 nos muestra los valores de la Oferta de Potencia Eléctrica para los próximos
años, se observa que para el 2025 Bolivia tendrá una Oferta aproximada de 30,289.86 MW.
Tabla N° 46: Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica – Chile (MW)
Año Potencia Eléctrica (MW)
2015 19,291.68
2016 21,061.72
2017 22,357.83
2018 22,801.71
2019 23,809.28
2020 24,482.22
2021 25,894.71
2022 26,896.36
2023 28,317.50
2024 29,911.99
2025 30,289.86
5.5 RESULTADOS DE LAS PROYECCIONES
Entre los resultados más importantes de las proyecciones se puede ver que Bolivia para el 2025
demandara 11,212.04 GWh de energía anual y Chile por contraparte 77,231.80 GWh energía
anual, lo que nos muestra que será 6.88 veces mayor.
10,202.40
14,721.20
19,239.99
23,758.78
28,277.58
32,796.37
2003 2007 2011 2015 2019 2023
Histórico Ajustado Previsión Inferior: 2.5% Superior: 97.5%
CAPÍTULO V 125
UPB © 2016
Por otro lado la Figura N° 59, nos muestra los resultados de proyección, de la Potencia
Demandada y la Potencia Instalada, además de los resultados del Plan Eléctrico 2025, encarado
por el Gobierno.
Se puede enunciar que para el 2025 la Potencia Demanda será de 2,088.36 MW, y la Instalada
de 3,721.37 MW. Para el plan Eléctrico 2025 la Potencia Instalada será de 10,401.78 MW,
siendo esta 2.79 veces mayor a la Proyectada.
Como se observó párrafos arriba, y de acuerdo a la normativa vigente la reserva considerada a
utilizar es del 19%, se utilizara un 20%. Siendo la demanda final de Potencia Eléctrica de
2,506.03 MW incluyendo la reserva considerada.
Lo que nos muestra, respecto a la proyección realizada, que existiría un excedente de 1,215.34
MW que podrían ser destinados a la exportación. Adicionalmente, respecto al Plan Eléctrico del
2025, existiría un excedente de 7,895.75 MW para exportación.
Figura N° 59: Potencia Eléctrica Demanda e Instalada – Bolivia 2025
La Figura N° 60, nos muestra los resultados de proyección, de la Potencia Demandada y la
Potencia Instalada para Chile.
De acuerdo a las proyección realizadas, se observa que para el 2025 la Potencia Demanda será
de 12,600.30 MW, y la Instalada de 30,289.86 MW, siendo esta 2.40 veces mayor, demostrando
que existiría un excedente de Potencia Eléctrica que podría ser exportado, la reserva considerada
10,401.78
2,088.36
3,721.37
1,000.00
3,000.00
5,000.00
7,000.00
9,000.00
11,000.00
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Potencia Instalada - 2025 Potencia Demandada Potencia Instalada
CAPÍTULO V 126
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a utilizar será del 20%. Siendo la demanda final de Potencia Eléctrica de 15,120.4 MW con un
excedente total de 15,169.5 MW para exportación.
Figura N° 60: Potencia Eléctrica Demanda e Instalada – Chile 2025
Los resultados vistos precedentemente nos muestran que tanto Bolivia como Chile estarán aptos
para poder realizar transacciones de energía eléctrica, ya que tienen un excedente de potencia
eléctrica instalada, que podrá ser destinada para este propósito.
12,600.30
30,289.86
8,000.00
13,000.00
18,000.00
23,000.00
28,000.00
33,000.00
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Potencia Demandada Potencia Instalada
CAPÍTULO VI 127
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CAPÍTULO VI TECNOLOGÍA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA
6.1 INTRODUCCION
Para un eficaz funcionamiento del sistema eléctrico es esencial el fortalecimiento de las
interconexiones internacionales (Red Eléctrica de España).
Disponer de una mayor capacidad de intercambio eléctrico con los países vecinos aporta una
mayor seguridad de suministro, un aumento de la eficiencia y competencia entre sistemas
vecinos y una mejor integración de las energías renovables (Red Eléctrica de España).
Las interconexiones internacionales son el conjunto de infraestructuras eléctricas que permiten
el intercambio de energía entre países vecinos y generan una serie de ventajas en los países
conectados (Red Eléctrica de España).
Entre los beneficios que se pueden encontrar en las interconexiones se encuentran las siguientes
(Red Eléctrica de España):
• Contribuyen a la seguridad del suministro, facilitando funciones de apoyo entre sistemas
vecinos. Las interconexiones son el respaldo instantáneo más significativo a la seguridad
de suministro.
• Aportan mayor estabilidad y garantía de la frecuencia en los sistemas interconectados.
• Proporcionan un mejor aprovechamiento de las energías renovables.
• Facilitan los intercambios comerciales de energía, aumentando la competencia al
aprovechar las diferencias de precios de la energía en los sistemas eléctricos
interconectados.
Razones por las que primeramente, se elegirá la ubicación de las subestaciones eléctricas
principales, que permitan realizar la propuesta de Interconexión Eléctrica Binacional entre
Bolivia y Chile. Para luego, especificar el tipo de tecnología para realizar la interconexión de
CAPÍTULO VI 128
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ambas naciones, en las cuales se pretende elegir entre una HVAC clásica o la nueva HVDC, y
de esta manera realizar transacciones de energía eléctrica, tanto compra como venta.
6.2 ESPECIFICACIÓN Y ESQUEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA
Analizando los sistemas interconectados tanto de Bolivia como de Chile, el SIN y el SING
respectivamente, se pudo proyectar la propuesta de interconexión eléctrica entre ambas naciones,
utilizando las subestación y centrales generadoras más cercanas entre sí. Se pudo evaluar la
Interconexión Posible para Exportación de Energía Eléctrica de Bolivia a Chile, debido a que el
Precio de la Energía Eléctrica en Chile es más Elevado, y la Importación a un precio elevado no
es conveniente para Bolivia como se pudo observar en capítulos anteriores.
La construcción planeada de la planta geotérmica de Laguna Colorada correspondiente al parque
generador de las Energías Renovables no Convencionales o ERNC, la cual está proyectada para
generar 100 MW de Potencia Eléctrica en Bolivia, será la central por defecto a analizar, debido
a que esta central se encontrara muy cerca de la frontera con el vecino país, como se observa en
el Unifilar Eléctrico Boliviano para el 2025. Motivo por el que se analizó las alternativas de
interconexión de esta central eléctrica con las subestaciones eléctricas chilenas colindantes, en
su primera parte.
La Figura N° 61 nos muestra el SIN Boliviano, después de desarrollar el Plan Optimo de
Expansión para el año 2025.
CAPÍTULO VI 129
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Figura N° 61: Unifilar Boliviano para el Plan de Expansión del SIN 2025
Fuente: (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
CAPÍTULO VI 130
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La Figura N° 62 nos muestra el diagrama unifilar eléctrico simplificado del SING,
correspondiente a la nación de Chile.
Figura N° 62: Unifilar Chileno SING
Fuente: (CDEC-SING, 1999 / 2008)
Después de analizar los Unifilares Eléctricos vistos en la Figura N° 61 y la Figura N° 62,
correspondientes a Bolivia y Chile, se procedió a realizar las propuestas de Interconexión
Eléctrica entre ambas naciones, contemplando las subestaciones eléctricas y las centrales
generadoras más próximas, entre ambos países. El criterio técnico correspondiente es el de
interconectar puntos cercanos robustos para poder aportar robustez al punto de Interconexión.
CAPÍTULO VI 131
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La Tabla N° 47 nos muestra las alternativas posibles para poder interconectar Bolivia con Chile,
de acuerdo al criterio especificado párrafos arriba.
Tabla N° 47: Alternativas de Interconexión Eléctrica (Fase 1) Subestaciones Eléctricas
Longitud de la Línea (km) Tensión de Línea (AC)
Frecuencia Bolivia Chile Bolivia Chile
S/E Laguna Colorada S/E Radomiro Tomic 113 km 230 kV 220 kV 50 Hz
S/E Laguna Colorada S/E Salar 115 km 230 kV 220 kV 50 Hz
S/E Laguna Colorada S/E Chuquicamata 118 km 230 kV 220 kV 50 Hz
La Figura N° 63 nos muestra las posibles interconexiones anteriormente detalladas. La
Interconexión S/E Laguna Colorada y S/E Radomiro Tomic en línea Azul, S/E Laguna Colorada
y S/E Salar en línea Roja, finalmente S/E Laguna Colorada y S/E Chuquicamata en línea Verde.
El mapa a detalle se encuentra en el Anexo IV.
Figura N° 63: Alternativas de Interconexión Eléctrica Bolivia – Chile (Fase 1)
Como se sabe, de acuerdo al Plan Eléctrico Boliviano del 2025, la planta geotérmica de Laguna
Colorada se interconectaría al sistema Boliviano SIN, a través de una línea de 230 kV que
pasaría por San Cristóbal como se observó en la Figura N° 61, vista anteriormente. Además,
CAPÍTULO VI 132
UPB © 2016
que el plan eléctrico boliviano, propone que la central de Laguna Colorada entrara en operación
aproximadamente para el año 2017 aproximadamente.
Vale destacar que de acuerdo a las tres alternativas vistas precedentemente, se observa que la
mejor alternativa se eligió con el criterio de menor distancia, y voltaje de nodo, en este caso la
Interconexión con la S/E Laguna Colorada y S/E Radomiro Tomic que tienen una longitud ya
mencionada de 113 km aproximadamente, ya que está sujeta a variación debido a los accidentes
del terreno, con una tensión de 230kV en Bolivia y 220kV en Chile. El problema de tensión será
resuelto con autotransformadores con cambio de taps.
Adicionalmente, se proyectó una capacidad de transporte desde Bolivia a Chile de 100 MW en
primera instancia, siendo esta la capacidad total de la planta geotérmica.
Para una segunda instancia del proyecto, se Propone la Inclusión del Proyecto Hidroeléctrico
Rio Grande, la cual se interconectara con la S/E más cercana Chilena, con una Potencia de
2,882MW, de acuerdo al plan Optimo de Expansión Bolivia 2025. Debido a que este proyecto
de gran envergadura se encuentra cerca de Chile en comparación con los otros 2 Proyectos como
se pudo ver párrafos arriba, en la Figura N° 55.
La Tabla N° 48 nos muestra las alternativas posibles para poder interconectar Bolivia con Chile,
de acuerdo al criterio especificado anteriormente.
Tabla N° 48: Alternativas de Interconexión Eléctrica (Fase 2) Subestaciones Eléctricas
Longitud de la Línea (km) Tensión de Línea (DC)
Bolivia Chile Bolivia Chile
S/E Río Grande S/E Collahuasi 519 km
±500 kV 532 km
S/E Río Grande S/E Pozo Almonte 598 km ±500 kV
S/E Río Grande S/E Radomiro Tomic 615 km ±500 kV
La Figura N° 64 nos muestra las posibles interconexiones anteriormente detalladas. La
Interconexión S/E Río Grande y S/E Collahuasi en línea Verde y Verde Claro, S/E Río Grande
y S/E Pozo Almonte línea Azul Claro, finalmente S/E Río Grande y S/E Radomiro Tomic en
línea Violeta. El mapa a detalle se encuentra en el Anexo IV.
CAPÍTULO VI 133
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Figura N° 64: Alternativas de Interconexión Eléctrica Bolivia – Chile (Fase 2)
De acuerdo a las tres alternativas vistas precedentemente, se observa que la mejor alternativa se
eligió con el criterio de menor distancia, siendo en este caso la Interconexión con la S/E Río
Grande y S/E Collahuasi en línea Verde, que tienen una longitud ya mencionada de 532 km
aproximadamente, está sujeta a variación debido a los accidentes del terreno, con una tensión
de ±500 kV entre Bolivia y Chile. No se eligió la línea que interconecta la S/E Río Grande y
S/E Collahuasi en línea Verde Claro, a pesar de tener una longitud menor, aproximadamente
519 km, debido a que esta línea pasa sobre el Salar de Uyuni, como se observa en el Anexo IV.
El mapa de los dos proyectos a detalle se encuentra en el Anexo IV, en los cuales se observa la
topografía del terreno.
El total de potencia eléctrica entre ambos proyectos asciende a 2,982 MW, los que serán
transmitidos desde Bolivia a la República de Chile.
En tercera instancia se utilizaran los excedentes generados por cada país para realizar
transacciones binacionales, sujetas a requerimiento y necesidad.
CAPÍTULO VI 134
UPB © 2016
6.3 TECNOLOGÍA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA
Entre los conjuntos de técnicas estudiadas, para poder determinar el tipo de Interconexión
Eléctrica Binacional, se encuentran la tecnología en HVAC y en HVDC.
Los análisis incluyen los siguientes tipos de transmisión de Energía Eléctrica (Lazaridis, 2005):
• HVAC: High Voltages AC transmission. Comúnmente conocida como transmisión AC
en Alta Tensión.
• HVDC LCC: High voltage DC transmission with the use of Line Commutated
Converters. Conocida como transmisión DC en Alta Tensión con la utilización de
Convertidores Conmutados de Línea.
• HVDC VSC: High Voltage DC transmission with the use of Voltage Source Converters.
Conocida como transmisión DC en Alta Tensión con la utilización de Convertidores de
Fuente de Tensión.
6.3.1 Tecnologías AC y HVDC
La principal motivación para el desarrollo de la tecnología de corriente continua para la
transmisión de energía eléctrica fue la eficiencia de transmisión, ya que las pérdidas de energía
de una línea de DC son más bajas que las de una línea de corriente alterna. Sin embargo,
históricamente la transmisión en alto voltaje de corriente alterna (HVAC) fue elegida
principalmente como la tecnología adecuada para la transmisión de la electricidad, su principal
ventaja es la transformación directa de voltajes, por medio de transformadores (Van Eeckhout,
2008).
La invención de la válvula de arco de mercurio de alto voltaje, facilitó el desarrollo de los
sistemas de transmisión en alto voltaje de corriente continua (HVDC), integrados en redes de
CA. Esto hizo posible la integración de enlaces HVDC en redes de corriente alterna, en las
cuales las conexiones en HVDC muestran sus características más favorables (Van Eeckhout,
2008).
CAPÍTULO VI 135
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6.3.2 Descripción de la Tecnología AC
6.3.2.1 Topología AC
La tecnología AC es la topología más conocida en términos de transmisión de energía eléctrica
en alta tensión. Normalmente cuenta con una subestación eléctrica, seguida de una línea de
Transmisión en alta tensión.
La Figura N° 65 nos muestra el esquema clásico de un sistema de transmisión en AC, en la cual
se encuentran los equipos necesarios para su funcionamiento.
Figura N° 65: Esquema Unifilar de un Sistema AC Clásico
• Dispositivos Necesarios
o Subestación Eléctrica:
Una subestación eléctrica es una instalación destinada a modificar y establecer los niveles de
tensión de una infraestructura eléctrica, para facilitar la transmisión y distribución de la energía
eléctrica. Su equipo principal es el transformador. Normalmente está dividida en secciones, por
lo general 3 principales, y las demás son derivadas.
Las secciones principales son las siguientes:
Sección de medición.
Sección para las cuchillas de paso.
Sección para el interruptor.
CAPÍTULO VI 136
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Como norma general, se puede hablar de subestaciones eléctricas elevadoras, situadas en las
inmediaciones de las centrales generadoras de energía eléctrica, cuya función es elevar el nivel
de tensión, hasta 132, 220 o incluso 400 kV, antes de entregar la energía a la red de transporte.
Las subestaciones eléctricas reductoras, reducen el nivel de tensión hasta valores que oscilan,
habitualmente entre 13,2, 15, 20, 45 o 66 kV y entregan la energía a la red de distribución.
Posteriormente, los centros de transformación reducen los niveles de tensión hasta valores
comerciales (baja tensión) aptos para el consumo doméstico e industrial, típicamente 400 V.
Además de transformadores, las subestaciones eléctricas están dotadas de elementos de
maniobra (interruptores, seccionadores, etc.) y protección (fusibles, interruptores automáticos,
etc.) que desempeñan un papel fundamental en los procesos de mantenimiento y operación de
las redes de distribución y transporte.
o Transformador
El Transformador es un equipo eléctrico que permite aumentar o disminuir la tensión en un
circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la potencia. Convierte la energía eléctrica
alterna de un cierto nivel de tensión, en energía alterna de otro nivel de tensión, basándose en el
fenómeno de la inducción electromagnética.
o Interruptor
Un interruptor eléctrico es un dispositivo que permite desviar o interrumpir el curso de una
corriente eléctrica.
o Seccionador
Los seccionadores, son equipos de una subestación o circuitos eléctricos que protegen a una
subestación de cargas eléctricas demasiado elevadas ya que la función que desempeñan estos es
la de soltarse para separar la fuente de las líneas de tensión. Son muy utilizadas en las centrales
de transformación de energía eléctrica.
o Línea de Transmisión
CAPÍTULO VI 137
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Una línea de transporte de energía eléctrica o línea de alta tensión en AC es básicamente el
medio físico mediante el cual se realiza la transmisión de la energía eléctrica a grandes distancias.
Está constituida tanto por el elemento conductor, usualmente 3 cables de acero, cobre o aluminio,
como por sus elementos de soporte, las torres de alta tensión. Generalmente se dice que los
conductores "tienen vida propia" debido a que están sujetos a tracciones causadas por la
combinación de agentes como el viento, la temperatura del conductor, la temperatura del viento,
etc.
• Rango Máximo de Trabajo
Habitualmente se utilizan corrientes alternas para el transporte y uso doméstico de la electricidad,
principalmente debido a que se puede convertir con transformadores de una tensión a otra. Así
se utilizan tensiones muy altas para el transporte eléctrico y tensiones más bajas y seguras para
uso doméstico.
De acuerdo a los fabricantes se estipula que actualmente se puede transmitir 3 GW a 735 kV en
AC, sin embargo la capacidad de transporte depende de la distancia (SIEMENS).
6.3.3 Descripción de la Tecnología HVDC
6.3.3.1 Topologías HVDC
Para implementar las tecnologías de HVDC es posible utilizar varias topologías diferentes. Las
dos topologías dominantes en la actualidad son los sistemas basados en VSC (voltage source
converter), y los sistemas LCC (line commutated converter) con tiristores.
Topología LCC (Line Commutated Converter)
Esta topología es la más antigua, está basada en tiristores ya que hasta hace pocos años eran los
únicos dispositivos capaces de proporcionar grandes potencias en la tecnología HVDC. Aunque
existe similitud con la topología VSC. La Figura N° 66 nos muestra el esquema unifilar de un
Sistema LCC
CAPÍTULO VI 138
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Figura N° 66: Esquema Unifilar de un Sistema HVDC-LCC
Fuente: (Bermejo Hernández, 2011)
• Dispositivos Necesarios
o Convertidores
Los convertidores usados en esta topología están formados por tiristores, tanto los rectificadores
como los inversores. Los tiristores tienen un amplio rango de potencia pudiendo trabajar a altas
tensiones y corrientes. Esto facilita mucho el control de estos dispositivos ya que serán
necesarios, para una misma tensión que en otras topologías, un número menor de componentes
controlados en serie. Con estos convertidores no se puede controlar completamente la potencia
reactiva transmitida y será necesario, en caso de una línea muy larga de HVDC, compensadores
de reactiva, no siendo así en el caso back-to-back.
La topología básica de convertidores con tiristores se muestra en la Figura N° 67. Para alcanzar
la tensión necesaria en el transporte HVDC se pueden conectar en serie varios de estos
rectificadores sin tener gran complejidad en su control lo cual es una ventaja comparándolo con
el sistema VSC.
CAPÍTULO VI 139
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Figura N° 67: Rectificador e Inversor de 6 Pulsos con Tiristores de Topología LCC
Fuente: (Bermejo Hernández, 2011)
Son muy utilizados los convertidores de 12 pulsos con transformadores Y/Y y Y/Δ ya que
eliminan los armónicos de corriente 5º y 7º del sistema en AC y el armónico 6º de DC. Esto
ocurre por el desfase producido por los transformadores en las corrientes.
La Figura N° 68 muestra el esquema eléctrico de un Convertidor de 12 Pulsos.
Figura N° 68: Esquema Eléctrico de un Convertidor de Doce Pulsos y sus Transformadores
Fuente: (Bermejo Hernández, 2011)
o Transformadores
Los transformadores ajustan la tensión de trabajo desde la red AC a la tensión de los
convertidores, normalmente en estos transformadores la tensión del lado del convertidor suele
ser mayor ya que los sistemas LCC son capaces de funcionar a mayor tensión que los VSC.
CAPÍTULO VI 140
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En este sistemas se suele conectar a cada convertidor de 6 pulsos un transformador, dado que
para alcanzar la tensión son necesarios varios convertidores en serie, habrá el mismo número de
convertidores de 6 pulsos que de transformadores.
o Filtros de AC
En esta topología los filtros de AC se colocan antes de los transformadores conectados al
rectificador y después de los conectados al inversor, para eliminar los armónicos de corriente
producidos por el convertidor. La cantidad de filtros necesarios en los sistemas LCC es mayor
que en VSC, ya que los convertidores consumen potencia reactiva y estos filtros también tiene
la función de generar esa potencia reactiva, también suelen colocar bancos de condensadores
para esto último.
A diferencia con los sistemas VSC en el LCC los filtros funcionarán con la tensión primaria de
los transformadores conectados al rectificador y la secundaria de los que están conectados a los
inversores.
o Filtros DC
Estos filtros reducen el rizado de la tensión de DC que produce interferencias en las
telecomunicaciones cercanas, por ello es necesario instalar estos filtros al principio y final de
cada línea de transmisión en paralelo con los convertidores. En el caso de un sistema back-to
back no es necesario el uso de estos filtros.
También se colocan en serie con el rectificador y el inversor, es decir, al principio y final de
cada línea HVDC, bobinas de alisado que tienen la función de reducir el rizado de la corriente
y reducir el pico de corriente en caso de cortocircuito en la línea DC.
o Cables HVDC
Los cables en DC utilizados por todas las topologías tiene las mismas características, solo
difieren en si son utilizados como cables aéreos o submarinos. En el caso de configuración back-
to-back no se conectan cables de DC al no ser necesaria la transmisión en distancia.
CAPÍTULO VI 141
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• Rango Máximo de Trabajo
Los sistemas LCC tiene el rango más alto de potencia de las topologías HVDC instaladas dado
que sus convertidores pueden obtener hasta ± 500KV transmitiendo una potencia de 1200MW,
esto es posible gracias al gran rango de tensiones y corrientes que puede soportar los tiristores.
En la actualidad algunos fabricantes han anunciado sistemas LCC de ± 600KV y ±800 kV
capaces de transmitir 6GW y 10 GW Respectivamente. Este tipo de tecnología es conocida
como HVDC Classic en ABB y SIEMENS (SIEMENS) (ABB).
Topología VSC (Voltage Source Converter)
Esta topología está basada en la modulación del convertidor como fuente de tensión, ya que
consiste en la operación de IGBT con modulación PWM lo cual hace posible controlar el nivel
de tensión y su frecuencia lo que le da a esta topología multitud de aplicaciones. Una
característica importante es el gran control de la potencia reactiva que se transmite, ya que esto
es imposible en otras configuraciones. La Figura N° 69 muestra el esquema unifilar de un
Sistema VSC.
Figura N° 69: Esquema Unifilar de un Sistema HVDC-VSC
Fuente: (Bermejo Hernández, 2011)
• Dispositivos Necesarios
Los sistemas VSC están formados por varios componentes que se describirán a continuación:
o Convertidores
CAPÍTULO VI 142
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Los convertidores utilizados en la topología VSC están formados por IGBTs con un diodo en
antiparalelo como se muestra en la Figura N° 70. Esta disposición puede funcionar con
rectificador o como inversor. En caso de funcionar como rectificador puede proporcionar en uno
de sus polos una tensión de +1/2Udc y en el otro -1/2Udc de forma que Udc será la diferencia
de tensión entre los dos polos. La máxima potencia que puede transmitir este tipo de
convertidores depende del rango máximo de trabajo de los IGBTs, actualmente la tensión
máxima es 6,5KV.
Figura N° 70: Convertidor VSC de 2 Niveles
Fuente: (Bermejo Hernández, 2011)
También se puede utilizar una topología multinivel que utiliza varios IGBTs, llegando a la
tensión de transporte necesaria. En un convertidor de tres niveles se pueden minimizar las
pérdidas, que son entre 2% y 5%, en el cual se puede obtener tres tensiones: +1/2Udc; -1/2Udc
y 0. La Figura N° 71 muestra un convertidor de 3 niveles.
Figura N° 71: Convertidor VSC de3 Niveles
Fuente: (Bermejo Hernández, 2011)
CAPÍTULO VI 143
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Para llegar hasta la tensión en corriente continua necesaria para una línea de HVDC, ya que el
rango de operación de los IGBTs es limitado, se puede colocar varios IGBTs en serie hasta
alcanzarla. Para colocar varios IGBTs en serie deben conmutar simultáneamente, además es
muy importante que tengan la capacidad de conmutación independientemente del nivel de
potencia transmitido y el control sobre el tiempo de subida de tensión, dichos requisitos son más
importantes que las pérdidas de conmutación. Cuando se colocan IGBTS en serie es habitual
conectar condensadores en paralelo para distribución de la tensión dinámica y estática entre
ellos. Todo esto se traduce en una mayor dificultad de control en el diseño y mayores costes,
puesto que los IGBTs son muy caros. La Figura N° 72 muestra una rama de un rectificador
monofásico con IGBTs colocados en serie.
Figura N° 72: Rama de un Rectificador Monofásico con IGBTs Colocados en Serie
Fuente: (Bermejo Hernández, 2011)
o Transformadores
Los transformadores realizan la función de adecuar el nivel de tensión al adecuado para el
funcionamiento de los convertidores por lo tanto debe colocarse uno antes del rectificador y se
coloca otro después del inversor para su transporte y/o distribución en los valores óptimos de
tensión.
CAPÍTULO VI 144
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o Reactancia de fase
Las reactancias de fase tienen la función de controlar la potencia activa y reactiva mediante la
corriente que circula por ellas y también eliminan los armónicos de corriente de alta frecuencia
causados por las operaciones de los IGBTs. Por lo tanto se colocará una en cada fase a la entrada
del rectificador y a la salida del inversor.
o Filtros de AC
Los armónicos producidos por las conmutaciones de los IGBTs pueden causar un mal
funcionamiento del sistema eléctrico e influir en equipos de radio y telecomunicación. Para
disminuir la magnitud de estos armónicos se colocan filtros de AC. En los sistemas VSC no es
necesario componentes para compensar la energía reactiva dado que funciona mediante PWM
y este sistema puede controlar la energía activa y reactiva. Por lo tanto se colocaran 6 filtros,
dos en cada fase, antes y después de la etapa DC.
o Condensadores de DC
Estos condensadores se colocan para minimizar el rizado de la tensión de CC y amortiguar la
potencia en los transitorios. Se colocan dos condensadores, uno en cada polo, y su dimensión
depende de la tensión que hay en cada polo del sistema.
o Cables de DC
Los cables de transmisión de la corriente continua están hechos de un polímero especial que se
utiliza por su poco peso, flexibilidad y por sus condiciones mecánicas.
• Rango Máximo de Trabajo
El rango máximo de trabajo de los sistemas VSC está determinado por el rango de los
convertidores. En este tipo de topología se han alcanzado los 350 KV en configuración
monopolar, transportando hasta 300MW, en Caprivi Link, Namibia. En la topología bipolar se
han alcanzado los ±150KV, transportando 350 MW ±125MVAr trabajando con convertidores
de dos niveles, en Estlink, Estonia-Finlandia.
CAPÍTULO VI 145
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Al presente utilizando la tecnología VSC llamada HVDC Light para ABB y HVDC Plus para
SIEMENS, fabricantes que estipulan que actualmente se puede transmitir 1,800 MW a una
tensión de ±150 kV (SIEMENS) (ABB).
6.3.3.2 Sistema HVDC Configuraciones
Un sistema de transmisión HVDC puede adoptar diferentes configuraciones en función del
objetivo. Se detallan a continuación.
Configuración “back-to-back”
Suele darse para tensiones bajas, y se usa principalmente, cuando se requiere conectar redes
contiguas y asíncronas, o síncronas con distinta estrategia de regulación de la frecuencia, para
la estabilización de las redes, y para el aislamiento de perturbaciones o distorsiones de una carga
o red sobre otra red (Monterrubio Diez, 2014).
Esta configuración no requiere conexión entre los equipos convertidores por el hecho de estar
muy próximos, normalmente en la misma instalación. La configuración ‘back-to-back’ vista en
la Figura N° 73, puede ser considerada como un caso especial de la conexión monopolar.
Figura N° 73: Configuración “back-to-back”
Fuente: (Monterrubio Diez, 2014)
Configuración “punto a punto”
Se trata de la configuración más habitual en HVDC y se utiliza para conectar dos subestaciones
cuando la conexión HVAC no es posible, o no resulta rentable, o es la única solución
técnicamente viable. En la configuración ‘punto a punto’ una estación funciona como
CAPÍTULO VI 146
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rectificador y otra estación como inversor, pudiendo adoptar la conexión monopolar o bipolar
(Monterrubio Diez, 2014).
Se utiliza además para conectar cargas mediante enlaces submarinos de cargas aisladas, como
sistemas insulares, estaciones petrolíferas o parques eólicos offshore.
Configuración “multiterminal”
Un sistema HVDC multiterminal se caracteriza por la conexión de más de dos estaciones de
conversión a la red. Esta conexión puede presentarse de tres maneras. Si todas las estaciones
HVDC están conectadas a la misma tensión se trata de un sistema multiterminal paralelo, si las
estaciones se conectan en siguiendo un esquema multiterminal serie, cada una trabaja con una
tensión diferente, y finalmente, también se puede adoptar una solución intermedia o
multiterminal mixta (Monterrubio Diez, 2014).
Configuración “unitaria”
La característica principal de una conexión unitaria es que el generador y el rectificador están
conectados, por lo que se considera que la energía eléctrica es generada en CC, consiguiéndose
energía en cada momento a una frecuencia que no es necesariamente la de la red, en este aspecto
es similar a la configuración ‘back-to-back’ (Monterrubio Diez, 2014).
6.3.3.3 Clasificación de las Conexiones en HVDC
Las conexiones HVDC se pueden clasificar en general dentro de los siguientes tipos:
Monopolar
Utiliza solamente un conductor entre las dos estaciones de conversión para transmitir la energía
eléctrica (normalmente con polaridad negativa). El retorno se realiza a través de tierra o mar
mediante electrodos conectados a las estaciones de conversión, que hacen las funciones de
ánodo y cátodo como muestra la Figura N° 74.
CAPÍTULO VI 147
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Este tipo de conexión se utiliza cuando los sistemas a conectar están separados por grandes
distancias y donde la no instalación de cable de retorno puede suponer un ahorro considerable.
También se utiliza en sistemas submarinos, donde el mar realiza las funciones de retorno,
ofreciendo menores pérdidas que un conductor metálico, o cuando no es posible utilizar una de
las fases de una conexión bipolar.
En muchos casos, la infraestructura existente y las restricciones medioambientales impiden el
uso de retorno mediante electrodos, ya que se pueden dar fenómenos de corrosión en
instalaciones cercanas. En este caso se utiliza el retorno metálico, usando un segundo conductor
como muestra la Figura N° 75, a pesar de ser más costoso y de generar mayores pérdidas.
Figura N° 74: Conexión Monopolar, Retorno por Tierra Mediante Electrodos
Fuente: (Monterrubio Diez, 2014)
Figura N° 75: Conexión Monopolar, Retorno Metálico
Fuente: (Monterrubio Diez, 2014)
Bipolar
La conexión bipolar se caracteriza por el uso de dos conductores con tensiones simétricas
respecto a tierra, uno a corriente positiva y otro a corriente negativa. En la situación ideal la
corriente que atraviese cada cable será la misma y no habrá derivaciones a tierra. Esta
configuración se usa cuando la capacidad de transmisión de un enlace monopolar se supera, y
cuando existe la necesidad de disponer de una energía mayor.
CAPÍTULO VI 148
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En caso de avería en un conductor, la conexión bipolar puede funcionar temporalmente como
monopolar, pudiendo transmitir más de un 50% de la potencia total en función de los criterios
de explotación y de la capacidad del polo restante, proporcionando mayor fiabilidad al sistema.
Las ventajas de utilizar una configuración bipolar frente a dos monopolos son el menor costo de
la línea debido al retorno común, y las menores pérdidas. La principal desventaja es que no se
dispone de retorno con los componentes adyacentes, afectando esto a ambos conductores.
Dentro de la configuración bipolar, existe una serie de variantes en función de cómo se opera el
retorno de la corriente, o en caso de defecto en algún punto de la conexión, de cómo se consigue
continuar operando la conexión bipolar. Son los siguientes (Monterrubio Diez, 2014):
• Bipolar con retorno por tierra:
Es la configuración más común en los sistemas de transmisión bipolares. La solución aporta un
alto grado de flexibilidad cuando la línea se opera bajo algún tipo de contingencia o
mantenimiento como muestra la Figura N° 76.
Figura N° 76: Conexión Bipolar. Funcionamiento Bipolar Equilibrado (normal con retorno por tierra)
Fuente: (Monterrubio Diez, 2014)
Cuando ocurre un fallo en uno de los dos polos, la corriente del polo bajo contingencia es
asumida por el retorno para poder ser aislado como muestra la Figura N° 77.
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Figura N° 77: Conexión Bipolar. Funcionamiento Monopolar con Retorno por Tierra (con las estaciones de conversión
y línea fuera de servicio)
Fuente: (Monterrubio Diez, 2014)
En caso de que la falta ocurra solamente en las estaciones de conversión, la corriente puede ser
conmutada desde el retorno por tierra a un retorno metálico que aporta la línea que ha sufrido el
fallo de las estaciones como muestra la Figura N° 78.
Figura N° 78: Conexión Bipolar. Funcionamiento Monopolar con Retorno Metálico (con las estaciones de conversión
fuera de servicio)
Fuente: (Monterrubio Diez, 2014)
• Bipolar sin retorno para el funcionamiento monopolar:
Un esquema bipolar es posible sin electrodos o retorno metálico para la operación en caso de
falta como esquema monopolar, teniendo un menor coste inicial.
Se puede operar una línea bipolar como monopolar empleando interruptores bypass (en
paralelo) cuando ocurre un fallo en las estaciones de conversión, pero no así cuando ocurre en
las líneas HVDC como muestra la Figura N° 79.
CAPÍTULO VI 150
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Figura N° 79: Conexión Bipolar. Funcionamiento Bipolar Equilibrado (normal sin retorno)
Fuente: (Monterrubio Diez, 2014)
Homopolar
Este esquema se caracteriza por el uso de dos o más cables con la misma polaridad, normalmente
negativa ya que genera menos pérdidas debido al efecto corona. El camino de retorno puede ser
por tierra (mar) mediante electrodos o metálico (mediante un conductor) cuando por motivos
técnicos o medioambientales no se puede utilizar el retorno por tierra (Monterrubio Diez, 2014).
Cuando hay un fallo en un conductor, el convertidor completo está disponible para la
alimentación de los conductores restantes que, teniendo una cierta capacidad de sobrecarga,
puede llevar más de la potencia nominal, alcanzando hasta el doble según el tipo de conexión
como muestra la Figura N° 80.
Figura N° 80: Conexión Homopolar
Fuente: (Monterrubio Diez, 2014)
CAPÍTULO VI 151
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6.3.4 Comparación Entre las Diferentes Tecnologías de Transmisión HVAC y
HVDC
6.3.4.1 Comparación Entre Sistemas HVAC y HVDC
Para transmitir potencia eléctrica subterránea, submarina y a larga distancia, es más difícil de
implementar la tecnología HVAC, dejando HVDC como única alternativa. Un cable de AC
puede ser modelado como un largo condensador en paralelo. Esta capacitancia da lugar a una
carga de corriente reactiva que aumenta linealmente con la frecuencia, la longitud del cable y la
tensión de línea. En voltajes utilizados para la transmisión de larga distancia de potencia
eléctrica, la potencia reactiva relacionada con esta corriente de carga es considerable y la
compensación reactiva es necesaria en uno o ambos extremos del cable o a intervalos adecuados.
Las inversiones y los costes de instalación de equipos de compensación se suman a los costos
del sistema de cable y hacen la transmisión con tecnología HVAC menos factible para distancias
de transmisión más largas. Además, los cables HVDC no presentan un estado de equilibrio de
corriente de carga como los cables HVAC lo hacen (Van Eeckhout, 2008).
Los cables de HVAC comúnmente se instalan en una configuración trifásica. La necesidad de
tres cables o un cable de 3 hilos complejo hace que la longitud de los costos de inversión por
unidad superior para sistemas HVAC. La transposición de los cables es necesaria para mantener
el sistema de tensión simétrica y para compensar las tensiones inducidas, que a su vez se suman
al costo de instalación de los sistemas HVAC. Estos costos adicionales no son necesarios para
los enlaces HVDC (Van Eeckhout, 2008).
La subestación y los costos terminales son generalmente mayores para HVDC debido a la
presencia de un convertidor electrónico de potencia AC / DC adicional por subestación además,
este convertidor causa pérdidas adicionales en comparación con los sistemas de HVAC. Sin
embargo, las pérdidas de cable no son más altas que en un sistema HVAC. Las pérdidas en los
cables HVAC consisten en 4 componentes (Van Eeckhout, 2008):
• RI2 pérdidas en el conductor, aumentó por efecto piel y de proximidad.
CAPÍTULO VI 152
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• RI2 pérdidas en el blindaje metálico (se induce corriente en el blindaje por la corriente
en los conductores); las pérdidas en el blindaje pueden estar en el orden de un tercio de
las pérdidas de conductor.
• RI2 pérdidas en la armadura de alambre de acero (es inducida corriente en la armadura
por la corriente en los conductores); las pérdidas en la armadura pueden estar en el orden
de un medio de las pérdidas conductoras.
• Pérdidas dieléctricas, que son relativamente pequeñas.
Las pérdidas en los cables HVDC son más bajos por varias razones. Pérdidas del conductor son
más bajos debido a la ausencia de efecto piel y de proximidad. Como no hay corriente alterna,
no existen corrientes de armadura o escudo inducidas y las pérdidas relacionadas también se
encuentran ausentes. La corriente en cables HVDC no se ve aumentada debido a una corriente
de carga, como es el caso de los cables HVAC (Van Eeckhout, 2008).
Para una misma transmisión de potencia, un sistema de transmisión HVDC requiere una menor
necesidad de franja de servidumbre y torres más esbeltas ya que, a diferencia de lo ocurrido por
HVAC, en corriente continua se requieren un menor número de líneas (generalmente 2
conductores) y por lo tanto, se necesita una menor resistencia mecánica en las torres, en la Figura
N° 81 se puede ver una comparación entre el tamaño y la franja de servidumbre de las torres
utilizadas en HVAC y en HVDC
Figura N° 81: Comparación de Torres para una línea de Transmisión Eléctrica en AC y DC
CAPÍTULO VI 153
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Una comparación general de costo entre HVDC y HVAC se muestra en la Figura N° 82. Existe
una distancia de equilibrio entre HVAC y HVDC, generalmente considerada entre 40 km y 80
km para los cables en un enlace submarino y 600 km a 800 km para un enlace terrestre.
Figura N° 82: Comparación Genérica de Costos para una línea de Transmisión Eléctrica en AC y DC
6.3.4.2 Comparación Entre Sistemas HVDC LCC y HVDC VSC
La mayoría de los sistemas de HVDC en operación comercial hoy en día emplean HVDC LCC,
acumulando una capacidad instalada de más de 60 GW a finales de 2004. El primer enlace
comercial LCC HVDC fue comisionado en 1954 y propuesto para conectar la red principal de
Suecia con la isla de Gotland. Desde su introducción comercial, HVDC LCC ha conocido un
gran desarrollo tecnológico, sobre todo en sus componentes de conmutación y sistemas de
control. LCC HVDC utiliza tiristores en un convertidor de fuente de corriente, topología (CSC).
Los Tiristores sólo se pueden apagar cuando la corriente a través de ellos se convierte en cero.
El proceso de conmutación depende de la operación normal de la red de AC adyacente. El
disparo retardado de los tiristores hace que la corriente siempre atrase a la tensión. Por lo tanto,
la potencia reactiva es absorbida por un enlace HVDC LCC. Una topología CSC se caracteriza
por la dirección de la corriente unipolar. La dirección de la potencia se cambia mediante la
inversión de la tensión de DC, una operación que requiere de mucho tiempo. HVDC LCC es
especialmente factible para la transmisión a larga distancia de grandes cantidades de energía
eléctrica a voltajes muy altos (por ejemplo, ±800 kV, reclamado por ABB, la instalación de
prueba actualmente construida en STRI, Ludvika, SE) o para las interconexiones submarinas
CAPÍTULO VI 154
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largas. Para esos sistemas, los beneficios económicos de bajas pérdidas de línea son mayores
que los costes de inversión adicionales de las estaciones de conversión AC / DC (Van Eeckhout,
2008).
Los convertidores de voltaje de fuente (VSC), es una tecnología conocida sobre una base
industrial durante muchos años, en una escala de menor voltaje. En este contexto, se le conoce
como Active Front End (AFE) para los dispositivos de control de motores, que proporcionan un
control rápido y continuo de la magnitud de frecuencia y voltaje. Por otro lado, el uso de la
topología de VSC para los propósitos del sistema de transmisión de energía eléctrica, es sin
embargo relativamente nueva. El esquema VSC utiliza transistores bipolares de puerta aislada
(IGBT) que se pueden conectar y desconectar varias veces, cada ciclo de frecuencia de la energía
mediante una señal externa. Esto hace VSC ventajoso sobre LCC porque las válvulas de VSC
son independientes de los cruces por cero de la corriente y el funcionamiento de la red de AC
próxima. Además, la potencia reactiva, ya sea capacitiva o inductiva, se controla de forma
autónoma y no se requiere compensación reactiva. Esto le da al HVDC VSC una ventaja extra
sobre HVDC LCC en términos de control de potencia. Otras dos ventajas de HVDC VSC son
la ausencia de fallos de conmutación del inversor y la limitada inyección de corrientes armónicas
de orden inferior. Sin embargo, las numerosas operaciones de conmutación de HVDC VSC
llevan a mayores pérdidas en el convertidor en comparación con LCC. Este, es un serio
inconveniente en la transmisión de potencia y energía eléctrica, ya que las pérdidas de
transmisión representan un alto capital, lo que hace a HVDC VSC económicamente menos
interesante. Las pérdidas en una estación de conversión son de aproximadamente 1,6-1,8% de
la potencia nominal para cada estación de conversión de HVDC VSC y 0,8% para HVDC LCC.
Otros inconvenientes son, la limitada experiencia con esta nueva tecnología, especialmente en
alta potencia y estaciones de conversión más caras (Van Eeckhout, 2008).
La Tabla N° 49 muestra los resultados más relevantes de la comparación entre la tecnología
HVDC LCC y HVDC VSC.
CAPÍTULO VI 155
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Tabla N° 49: Comparación Entre LCC y VSC Comparación LCC y VSC
HVDC LCC HVDC VSC
Capacidad de Potencia Muy Alta Capacidad de Potencia Alta
Alta Capacidad de Sobrecarga Baja Capacidad de Sobrecarga
Requiere Sistemas AC Fuertes Opera en Sistemas AC Débiles
Capacidad de Arranque en Negro, Requiere Equipos Adicionales Capacidad de Arranque en Negro
Genera Armónicos de Distorsión, Requiere Filtros de Armónicos
AC y DC
Nivel Insignificante de Generación de Armónicos, No Requiere
Filtros
Control de Potencia Reactiva Control de Potencia Reactiva Fina
Área Vasta, Dominada por Filtros Armónicos Área Compacta, 50% - 60% de una Red LCC
Requiere Transformadores Convertidores – Tensión Permanente en
DC
Utilización de Transformadores Convencionales – Monopolo
Simétrico
Menores Perdidas de Estación Altas Perdidas de Estación
Menor Costo Mayor Costo en un 10% - 15%
Alta Confiabilidad Menor Confiabilidad, debido a la Mayor Cantidad de Equipos
Tecnología Madura Tecnología Relativamente Nueva
La Potencia es Revertida, Cambiando la Polaridad de los
Convertidores
La Potencia es Revertida, Cambiando la Dirección del Flujo de
Corriente
Requiere la Utilización de Cables MI – Mayor Capacidad de
Tensión
Ideal para la Utilización con Cables XLPE – Menor Capacidad de
Tensión
Fuente: (Mukhedkar, 2015)
6.3.4.3 Aspectos Económicos en Sistemas HVAC y HVDC
Como se sabe, la Potencia eléctrica puede transferirse utilizando la tecnología HVDC o HVAC
desde una estación remota de generación eléctrica al centro de carga. Las comparaciones
directas de costos entre las alternativas AC y DC deben llevarse a cabo antes de tomar una
decisión final. Con el fin de comparar el costo, todos los elementos principales del sistema deben
ser tomados en consideración. Para la alternativa en DC, el costo para los terminales del
convertidor, de entrada/salida de equipos AC, los filtros y la línea de transmisión también deben
ser considerados. Para la alternativa en AC, el costo para el transformador de elevación y
reducción de voltaje, la línea aérea, la compensación de carga ligera “si fuese necesario”, la
compensación de energía reactiva, el disyuntor, y la estructura deben ser evaluados. También
deben tenerse en cuenta para los dos casos, el costo del sistema de control. La Tabla N° 50
muestra los elementos genéricos de ambas tecnologías para poder realizar la comparación de
costos.
CAPÍTULO VI 156
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Para la etapa de planificación preliminar, el costo de capital para los terminales y la línea de
transmisión son la principal preocupación. Por ejemplo, para el análisis económico visto a
continuación, se consideran los resultados obtenidos en la publicación de la IEEE titulada
“Comparative Evaluation of HVDC and HVAC Transmission Systems” (Meah, y otros, 2007).
Tabla N° 50: Comparación Genérica de Costos entre AC y DC Elementos de un Sistema para una potencia dada en (MW) y la longitud de la Línea de
Transmisión
AC DC
Derecho de paso Derecho de paso
La densidad de carga por acre de derecho de vía La densidad de carga por acre de derecho de vía
Tensión de Transmisión Tensión de Transmisión
Torres conductoras de Líneas Torres conductoras de Líneas
- Subestaciones o estaciones de conmutación
- Interruptores y transformadores - Potencia reactiva (capacitiva e inductiva )
condensadores de derivación y reactores
- Condensadores en serie para sistemas Var estáticos
- Control de Protección
- Obras civiles
- Estaciones convertidoras HVDC
- Interruptores y transformadores - Filtros y suministros de Var
- Ensamble de válvula y reactor de suavizado
- Electrodo de tierra e Interruptor de transferencia de retorno metálico.
- Control de Protección
- Estación de obra civil
Pérdidas de línea y estación Pérdidas de línea y estación
Comunicaciones Comunicaciones
Características de funcionamiento Características de funcionamiento
Refuerzo del sistema Refuerzo del sistema
Impacto ambiental Impacto ambiental
Las consecuencias y recuperación de fallos de
línea de corta duración y larga duración
Las consecuencias y recuperación de fallos de
línea de corta duración y larga duración
Estabilidad de mejora dinámica y transitorios Estabilidad de mejora dinámica y transitorios
recuperación de la ruptura del sistema recuperación de la ruptura del sistema
Magnitud de fallos y el mando de interrupción
de trabajo
Magnitud de fallos y el mando de interrupción de
trabajo
Facilidad de tapping para cargas intermediaras Facilidad de tapping para cargas intermediaras
Disponibilidad de energía Disponibilidad de energía
Conversión de Líneas AC a DC
Fuente: (Meah, y otros, 2007)
• Costos de una Subestación AC
Conmutación en AC y la Subestación incluyen el costo de los siguientes elementos principales
(Meah, y otros, 2007):
o Interruptores de potencia
o Transformador de potencia
o Seccionadores
o Reactores
o Condensadores en derivación
o Condensadores estáticos
CAPÍTULO VI 157
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o Compensadores síncronos
o Condensadores en serie
o Conductores y barras
o Sistemas de protección y control
o Estructuras
o Casas de control
Estimar los costos, no es un cálculo común y corriente, porque los costos de los equipos siempre
están variando, también varían de un lugar a otro y de una compañía a otra. Para este cálculo, el
costo de instalación de cada uno de estos elementos incluye el costo de los materiales o equipos,
construcción, tierra, manejo de materiales y los cargos más importantes.
Se compararan los costos para una instalación de 500 kV AC o ± 450 kV DC, la comparación
de costos entre ellos se analizaran posteriormente. Los costos de instalación de 500 kV de AC
se muestran en la Tabla N° 51 (Meah, y otros, 2007).
Tabla N° 51: Costos de una Subestación AC Tipo de Equipo Precio ($)
Interruptores de potencia 1,500,000
Transformador 1,534,500
Condensadores en derivación 1,787,500
Condensadores estáticos 2,200,000
Sistema Var 8,250,000
Reactores de potencia 3,575,000
Total 18,847,000
Fuente: (Meah, y otros, 2007)
El costo estimado para el Interruptor y el Transformador de potencia, incluye el costo
aproximado de sistema de control y protección, conductores, barras, seccionadores, estructuras
relacionadas, y casas de control. El costo total para las estaciones en AC tanto de envío y
recepción es de 37.69 millones de dólares ($us). Se sabe que el costo de los equipos eléctricos
y electrónicos varía en el tiempo; naturalmente, el costo se reduce con la tecnología más reciente.
El enlace en HVDC y HVAC estudiados, incluyen no sólo el costo del equipo, sino también el
costo laboral, el cual aumenta con el tiempo (Meah, y otros, 2007).
• Costos de una Línea de Transmisión AC
CAPÍTULO VI 158
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Para la misma capacidad de potencia y fiabilidad comparable, una línea de transmisión en AC
necesita un espacio mayor y por ende el costo de construcción es mayor comparado con una
línea de transmisión en DC. La línea de transmisión en AC requiere de 3 cables o conductores
para poder transmitir potencia, por otro lado una línea de transmisión en DC requiere de sólo 2
conductores, razones por las que aumenta el costo significativamente en una la línea de
transmisión en AC (Meah, y otros, 2007).
El costo típico de 500 kV en AC es 955 $/kV-milla. Por ejemplo una interconexión eléctrica de
895 kilómetros (556.2 millas), tiene un costo total para la línea de transmisión de 265.6 millones
de dólares. Por lo que el costo total en AC seria de 303.29 millones de dólares ($us) (Meah, y
otros, 2007).
• Costos de una Subestación y Línea de Transmisión DC
Los equipos principales de una estación en DC son convertidores y más de 50% de los costos
del sistema de transmisión HVDC están relacionados con los convertidores. Las estaciones
convertidores son el componente clave para hacer una comparación económica entre el sistema
de transmisión en AC y DC. Para un sistema en AC, los costos de la línea predominan y los
costos de las estaciones son pequeños y para el sistema en DC los costos de las estaciones
predominan y costos de línea son pequeños. La Tabla N° 52 muestra el porcentaje de cada
componente principal, en relación con el costo total de la estación para el sistema en DC (Meah,
y otros, 2007).
Tabla N° 52: Costos de un Sistema DC en Porcentajes Equipo Porcentaje del Costo Total
Transformadores Convertidores 20%-25%
Válvulas (Incluye Control y Refrigeración)r 20%-30%
Filtros y Fuentes de Var 5%-20%
Misceláneos (Comunicaciones, Reactor DC, etc.) 5%-15%
Ingeniería (Estudios del Sistema, Desarrollo del Proyecto) 2%-5%
Obras Civiles e Instalación in Situ 15%-30%
Fuente: (Meah, y otros, 2007)
La línea a estudiar es de ± 450 kV DC para una potencia de 1,854 MW, y se conecta a 138 kV
de AC en el primer extremo y a 230 kV AV en el segundo extremo. Para el cálculo 138 -230
kV fue tomada como base. Para 1,854 MW, el rango de costo $/kW por unidad es 0,7 a 0,93;
para 450 kV, el multiplicador es 1,15; y de 138 kV y 230 kV el multiplicador es 1. El rango de
CAPÍTULO VI 159
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costo en $/kW por unidad para el sistema es 0.805 [0.7*1.15*1] a 1.0695 [0.93*1.1581].
Utilizando 1 p.u.=100 $/kW, las estaciones convertidores cuestan entre $ 149.24*l06 y
$ 198.28*106. En promedio $ 173.5*l06 (Meah, y otros, 2007).
El costo de línea de transmisión en DC es de 320$ - 370 $/kV-milla desde ± 400 a ± 700kV. Si
se toma 345 $/kV-de la línea de transmisión de ± 450 kV, el costo total de la línea para 556,2
millas es 86.3*106 $. El costo total del sistema de transmisión en DC será de 259.8*106 $, el cual
es 43.49 millones de dólares menor que el costo de línea de transmisión en AC. La Figura N°
83 muestra los costos comparativos de los sistemas de transmisión en AC y DC (Meah, y otros,
2007).
Figura N° 83: Costos Reales en Sistemas de Transmisión HVDC y HVAC
6.4 SELECCIÓN DE LA PROPUESTA TECNOLÓGICA DE
INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA
Para realizar la comparación de los diferentes sistemas y soluciones tecnológicas posibles a
utilizar para la interconexión eléctrica entre Bolivia y Chile, explicadas párrafos arriba, se utilizó
el modelo TESA: Técnico, Económico, Social y Ambiental, que es comúnmente empleado para
proyectos de inversión pública en Bolivia.
Para establecer la mejor alternativa de interconexión eléctrica entre ambas naciones, se empleó
un sistema de calificación en base a notas, las cuales son: No Recomendable (Alternativa que
CAPÍTULO VI 160
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presenta mayor cantidad de desventajas de implementación), Recomendable – Buena
(Alternativa que podría ser empleada para el fin definido, pero que presenta ciertas desventajas
que no justifican su implementación) y Recomendable – Mejor (Alternativa, que podría ser
implementada, ya que las ventajas de utilización, tienen mayor impacto que sus desventajas).
Las características más importantes de la comparación de alternativas por el modelo TESA se
encuentran en el Anexo IV.
La Tabla N° 53 nos muestra los resultados Obtenidos en la Evaluación TESA realiza para la
primera etapa del proyecto en cuestión.
Tabla N° 53: Resultados de la Evaluación de Alternativas por el Modelo TESA, Primera Etapa Alternativa Calificación
Alternativa #1 – HVAC Recomendable – Mejor
Alternativa #2 – HVDC LCC No Recomendable
Alternativa #3 – HVDC VSC Recomendable – Buena
La Tabla N° 54 nos muestra los resultados Obtenidos en la Evaluación TESA realiza para la
segunda etapa del proyecto en cuestión.
Tabla N° 54: Resultados de la Evaluación de Alternativas por el Modelo TESA, Segunda Etapa Alternativa Calificación
Alternativa #1 – HVAC Recomendable – Buena
Alternativa #2 – HVDC LCC Recomendable – Mejor
Alternativa #3 – HVDC VSC No Recomendable
De acuerdo al Análisis TESA realizado, se pudo establecer que la tecnología HVDC LCC,
resulta ser la mejor opción en cuanto a la tecnología de interconexión entre ambas naciones; ya
que presenta por un lado la ventaja tecnológica y ambiental. Vale destacar que la tecnología en
HVAC presenta la ventaja económica debido a que el costo de la subestación en esta tecnología
resultaría ser menor que una en HVDC, pero el costo de los conductores será menor para la
Tecnología HVDC ya que se requieren de 2 conductores, siendo 1 menos en comparación con
la tecnología en HVAC, esto dependiendo de la longitud del tramo. Como la cantidad de
Potencia a Transportar en primera instancia será pequeña y la longitud no muy larga, la
alternativa #1 es la mejor, por lo que para la primera fase del proyecto de Interconexión Eléctrica
se utilizara una línea AC en 230 kV.
CAPÍTULO VI 161
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Por otro lado para la segunda etapa del proyecto, como se quiere proyectar a futuro y poder
exportar mayor potencia eléctrica, por ejemplo desde uno de los proyectos de mayor
envergadura en Bolivia, la alternativa #2 sería la mejor, siendo la tecnología HVDC LCC en
±500 kV, esta posibilidad descarta la alternativa #3, que vendría a ser la tecnología en HVDC
VSC ya que esta presenta una mayor cantidad de desventajas para el proyecto.
6.5 RESULTADOS EFECTIVOS
Entre los resultados obtenidos se encuentra la potencia eléctrica a transmitir desde Bolivia a
Chile, que será en su Primera Etapa de 100 MW, que es equivalente a toda la producción de la
planta Geotérmica de Laguna Colorada, la cual Interconectara la Subestación de Laguna
Colorada en el Departamento de Potosí con la Subestación Eléctrica Radomiro Tomic en
Calama. Esta línea dedicada tendrá una longitud de 113 km, además que tendrá la función de
Interconectar Eléctricamente Bolivia y Chile, la cual servirá para poder Transmitir los
Excedentes de Energía Eléctrica de Ambas Naciones, mejorando así la Estabilidad y Regulando
el Precio de Ambos Sistemas Eléctricos, en este caso el SIN Boliviano y el SING Chileno.
Vale destacar que la frecuencia, tanto en Bolivia como en Chile es de 50Hz lo cual permitirá
realizar una interconexión eléctrica sin la necesidad de cambio de frecuencia. La tensión de la
subestación boliviana será de 230 kV y la tensión de la subestación chilena es de 220 kV, lo que
nos muestra que no existirán problemas en la interconexión eléctrica utilizando la tecnología
HVAC, como se expuso párrafos arriba, el problema de tensión será resuelto con
autotransformadores con cambio de taps.
Para la Segunda Etapa se eligió la tecnología en HVDC sobre la tecnología en HVAC, debido a
que esta línea deberá transmitir aproximadamente 3,000 MW de potencia eléctrica entre ambas
naciones, debido a que se propuso la Inclusión del Proyecto Hidroeléctrico Rio Grande “De
Gran Envergadura”, transmitiendo 2,882 MW con una longitud de línea aproximada de 532 km,
lo cual deja de lado la utilización de la tecnología AC, por los riesgos y los problemas que
implicaría utilizar la misma, además de los temas de seguridad.
CAPÍTULO VI 162
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Como se pudo evidenciar la utilización de la tecnología en HVDC LCC para la segunda etapa
del proyecto, implicará una inversión mayor en la implementación de las subestación y la línea
propia de interconexión. Pero será la mejor opción, como se presentó en el estudio TESA
realizado precedentemente.
CAPÍTULO VII 163
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CAPÍTULO VII CÁLCULO FINANCIERO DEL PROYECTO
7.1 INTRODUCCIÓN
El costo de los sistemas de transmisión depende de muchos factores, tales como la tecnología,
la capacidad de transmisión de potencia, el tipo del medio de transmisión (si es por líneas aéreas,
subterráneas o submarinas), las condiciones ambientales, largo de la líneas de transmisión, costo
de instalación (Montaje, conductores, transformadores, convertidores etc.), costo por pérdidas,
por derecho de paso, por nivel de tensión y por otros requerimientos de regulación y seguridad.
La típica estructura de costo para las estaciones convertidoras es la que se muestra en la Figura
N° 84 (Sousa Miliani, 2013).
Figura N° 84: Estructura de Costo de una Estación Convertidora en HVDC
Fuente: (Sousa Miliani, 2013)
CAPÍTULO VII 164
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A continuación se presentan los Criterios económicos más importantes para la evaluación de
proyectos de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica.
• VPN (Valor Presente Neto)
• TIR (Tasa Interna de Retorno)
• PBT (Tiempo de Retorno de Inversión)
• CAPEX del Proyecto,
El detalle y descripción de los diferentes criterios utilizados se encuentran en el Anexo V.
7.2 COSTOS PARA LOS GENERADORES
Para poder estimar el Costo Total de las Centrales de Generación, se utilizaron los siguientes
parámetros en los cálculos, para luego poder determinar el precio de la energía eléctrica y
además la inversión total del proyecto:
• Potencia (MW)
• Costo unitario de inversión ($us/KW)
• Vida Útil (Años)
• Tasa de descuento (%)
• Inversión total de la central ($us)
• Pago anual de la inversión ($us/Año)
• % de operación y mantenimiento referido al costo total
• Costo de operación y mantenimiento
• Costo total anual de la inversión ($us)
• Costo de combustible
• Factor de planta
• Total horas por Año (h)
• Horas de trabajo de planta (h)
• Producción media anual (MWh)
• Costo monómico de energía ($us/MWh)
CAPÍTULO VII 165
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La Tabla N° 55 nos muestra los factores típicos de plantas de Generación Eléctrica.
Tabla N° 55: Factores de Planta Típicos para Generación Central Eléctrica Factor de Planta (%)
Parque eólico: 20-40%.
Parque fotovoltaico: 10-15%.
Central hidroeléctrica 60%.
Central nuclear 60%-98%.
Central termoeléctrica 70-90%.
Central de ciclo combinado 60%
Fuente: (Regulations.gov)
Los resultados y los cálculos realizados se encuentran en el Anexo V.
7.3 COSTOS PARA UN ENLACE AC
Los costos para un sistema HVAC o AC son analizados a continuación, los costos estudiados
se detallan en los siguientes puntos (Emilio, et al., 2011):
• Líneas de Transmisión
• Subestaciones Eléctricas (Sección de medición, Sección para las cuchillas de paso,
Sección para el interruptor.)
• Transformadores
• Perdidas Joule
• % de operación y mantenimiento referido al costo total
• Costo de operación y mantenimiento
• Costos de Administración
Para los cálculos se consideró que todas las partes del sistema entran en operación
simultáneamente.
7.4 COSTOS PARA UN ENLACE HVDC
Los costos estudiados para un sistema HVDC se detallan en los siguientes puntos (Nolasco, et
al., 2009):
• Líneas de Transmisión
CAPÍTULO VII 166
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• Perdidas Joule
• Perdidas Corona
• Perdidas en la Estación Convertidora
• Costos Operativos e Intereses durante la Construcción de la Línea y las Estación
Convertidoras
• Estaciones Convertidoras
• Otros (Electrodos, Electrodos de Línea, Etc...)
• % de operación y mantenimiento referido al costo total
• Costo de operación y mantenimiento
• Costos de Administración
Para los cálculos se consideró que todas las partes del sistema entran en operación
simultáneamente, el electrodo y electrodo de línea no se evaluó, ya que el costo en general
comparado con los demás costos es muy pequeño.
El detalle completo de costos de los componentes del sistema se encuentra en el Anexo V.
Los cálculos de costos simplificados, siguen los siguientes pasos (Nolasco, et al., 2009):
• Parámetros principales: P, V, N, km, Interés, Periodo de Amortización, Factor de
Perdida y Costos de Perdidas Unitarias
• Los cálculos de sección más económica, Sec(Las tres condiciones mencionadas, se
mantienen, o se remplazan por Sec min/max)
• Los cálculos anuales del costo de línea, Perdidas Joule (por Sec o Sec min/max)
• Los cálculos de los costos anuales incluyen el costo de líneas, las perdidas joule,
operación de línea y mantenimiento, el costo del interés de línea durante la construcción,
el costo de la estación convertidora, la operación y mantenimiento de la estación
convertidora, y el interés de la estación convertidora durante l construcción. Las pérdidas
de línea por efecto corona nos son consideradas, debido a que se considera un factor de
corrección del 2% de la potencia, independientemente del voltaje.
Las gráficas de los costos y estimaciones se encuentran en el Anexo V.
CAPÍTULO VII 167
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7.5 ESTIMACIONES DE COSTOS DEL PROYECTO Y RESULTADOS
De acuerdo a la Evaluación Económica Realizada para las Centrales de Generación Eléctrica,
necesarias en el proyecto, se pudo determinar el precio monómico de generación eléctrica de
cada central, este precio nos servirá para determinar el precio mínimo de venta de energía
eléctrica a Chile. Los resultados obtenidos se encuentran en el Anexo VI.
La Tabla N° 56 nos muestra los resultados más importantes de la evaluación financiera realizada.
Se utilizó la Tasa de descuento de 10%, ya que esta es la tasa Genérica para la Realización de
proyectos de Generación Eléctrica.
Tabla N° 56: Resultados de la Evaluación Económica de las Centrales de Generación Eléctrica Detalle Central Eléctrica
Característica Hidroeléctrica Geotérmica
Nombre Rio Grande Laguna Colorada
Potencia Nominal (MW) 2,882 100
Vida Útil (Años) 50 30
Tasa de Descuento (%) 0.10 0.10
Inversión Total de la Central ($us) 5,764,000,000.00 300,000,000.00
Producción Media de Energía (MWh) 15,147,792.00 700,800.00
Costo Monomico de Energía Eléctrica ($us/MWh) 57.40 58.25
Aproximando el costo monómico de la energía eléctrica al valor entero inmediato superior, este
sería de 60($us/MWh). Valor que nos permite continuar con la evaluación económica del
proyecto, ya que se pretende vender energía eléctrica a Chile, siendo superior el precio promedio
en nodos para dicho país.
Para realizar la evaluación económica del proyecto en cuestión, se tomaron en cuenta dos etapas
para el proyecto, como se expuso en capítulos anteriores. La primera etapa estimando la
finalización de la planta geotérmica de Laguna Colorada el 2017, y la línea que interconectara
la S/E Rio Grande con S/E Collahuasi el 2019, con un tiempo de construcción de la línea de 2
años, normalmente una línea de trasmisión tiene un tiempo de construcción entre 1 año y 2 años,
por lo que se eligió 2 años, para evitar retrasos en la puesta en marcha del proyecto.
CAPÍTULO VII 168
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Se puede inferir que la primera etapa comenzará cuando se termine de construir la primera línea
de transmisión y se realice la interconexión eléctrica Bolivia Chile tan esperada. Comenzando
operación a partir del 2020.
La segunda etapa incluirá la finalización de la Planta Hidroeléctrica Rio Grande, la cual
comenzara a operar para el 2025 de acuerdo al Plan Eléctrico de Expansión 2025 del gobierno
Boliviano. Para esta instancia se proyectó también la finalización de la línea de transmisión que
interconectara S/E Rio Grande con S/E Collahuasi, la cual También Comenzara a Operar el año
2025.
La Tasa de Descuento elegida será de 10%, siendo este valor el más óptimo, además de
recomendable por el Gobierno Boliviano y el Gobierno Chileno, para Proyectos Eléctricos de
Gran Envergadura.
Usualmente los proyectos de Transmisión Eléctrica se proyectan para 30 años, la Proyección
por defecto para Centrales Hidroeléctricas es de 50 Años y para Plantas Geotérmicas de 30 Años,
aunque se sabe que en la mayoría de los casos, ellos llegan a operar por 50 años o más. Para
realizar la proyección económica del proyecto en sus dos etapas, se eligió proyectarla para 30
años, respetando así la proyección para Líneas Eléctricas de Transmisión y la proyección de la
Planta Geotérmica a Partir de su Fecha de puesta en Servicio.
El Precio de Venta elegido para el proyecto es de 95.91 US$/MWh, siendo este precio el precio
promedio en Chile para el año 2014.
La tensión para las líneas de transmisión elegida, para la primera etapa del proyecto será de 230
kV, siendo la más óptima para poder transportar 100 MW de potencia con la posibilidad de
incrementar esta potencia máxima de acuerdo a requerimiento, como se especificó párrafos
arriba, la tecnología de transmisión a utilizar será la tecnología clásica AC.
La tensión para las líneas de transmisión elegida, para la segunda etapa del proyecto es de ±500
kV en DC, siendo esta la más óptima para transportar 2,882 MW de Potencia Eléctrica, vale
aclarar que se utilizó la tecnología HVDC anteriormente evaluada y validada para la segunda
instancia del proyecto.
CAPÍTULO VII 169
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La Tabla N° 57 muestra los datos más importantes utilizados para la realización de la evaluación
económica del proyecto de interconexión eléctrica.
Tabla N° 57: Generalidades del Proyecto de Interconexión Eléctrica
Referencia
Precio de Venta (Energía Eléctrica) 95.91 US$/MWh
Vida Útil 30.00 Años
Tasa de Descuento 10% Porcentaje
Se utilizó el costo total de la Inversión de la Central Geotérmica, en la primera etapa del proyecto,
debido a que se utilizara toda su capacidad para la venta, con posibilidad de ampliar esta
potencia a 250 MW, por las características de la línea de transmisión elegida. La central
Hidroeléctrica, correspondiente a la segunda etapa del proyecto, también estará dedicada a la
venta de potencia eléctrica a Chile en su totalidad, por lo que se consideró la inversión total de
ambas centrales para el proyecto en cuestión.
La Tabla N° 58 muestra las características más importantes de la etapa 1 del proyecto, en la que
se incluyen las referencias de la Planta de Generación Geotérmica Laguna Colorada y la Línea
de Interconexión S/E Laguna Colorada con S/E Radomiro Tomic. El detalle completo se
encuentra en el Anexo VI.
Tabla N° 58: Características Etapa 1 Etapa 1
Potencia Generador Geotérmico 100.00 MW
Inversión Planta 300,000,000.00 US$
Producción 700,800.00 MWh/Año
Costos Operación & Mantenimiento 9,000,000.00 US$/Año
Potencia de Transmisión Subestación AC 100.00 MW
Línea de Transmisión Longitud 113.00 Km
Tensión de Línea 230.00 kV
Inversión de la Subestación Eléctrica 19,032,166.00 US$
Inversión Total de Línea de Transmisión 30,510,000.00 US$
Pérdidas Anuales Efecto Joule 305,100.00 US$/Año
Costo Operación & Mantenimiento Línea 610,200.00 US$/Año
Costo Operación & Mantenimiento Estación 380,643.32 US$/Año
Costos de Administración 2,707,236.74 US$
La Tabla N° 59 muestra las características más importantes de la etapa 2 del proyecto, en la que
se incluyen las referencias de la Planta de Generación Hidroeléctrica Río Grande y la Línea de
CAPÍTULO VII 170
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Interconexión entre la S/E Rio Grande con S/E Collahuasi. El detalle completo se encuentra en
el Anexo VI.
Tabla N° 59: Características Etapa 2 Etapa 2
Potencia Generador Hidroeléctrico 2,882.00 MW
Inversión Planta 5,764,000,000.00 US$
Producción 15,147,792.00 MWh/Año
Costos Operación & Mantenimiento 288,200,000.00 US$/Año
Potencia de Transmisión HVDC Estación 2,882.00 MW
Línea de Transmisión HVDC Longitud 532.00 Km
Tensión del Bipolo 500.00 ±kV
Inversión de Estación Convertidora 476,026,336.83 US$
Inversión Total de Línea de Transmisión 212,400,436.08 US$
Pérdidas Anuales Efecto Joule 7,313,142.61 US$/Año
Pérdidas Anuales Efecto Corona 1,018,322.62 US$/Año
Costo Operación & Mantenimiento Línea 4,248,008.72 US$/Año
Costo Operación & Mantenimiento Estación 9,520,526.74 US$/Año
Costos de Administración 12,745,574.75 US$
La Tabla N° 60 muestra los resultados de la Evaluación Financiera Realizada, el detalle
completo de la Evaluación se encuentra en el Anexo VI.
7.6 CONCLUSIONES
Como conclusión se puede observar que el proyecto es conveniente para Bolivia y Chile, porque
el VAN es positivo con un valor de 4, 189, 718,464.14 $us y la TIR con 21.2 %, superior a la
tasa de descuento, que en este caso es del 10%. También se observa el costo medio de la energía
eléctrica para el proyecto, el cual asciende a 67.54 US$/MWh.
Tabla N° 60: Resultados Evaluación Financiera
VAN (Valor Actual Neto) $4,189,718,464.14 US$
TIR (Tasa Interna de Retorno) 21.2% Porcentaje
Costo Medio 67.54159908 US$/MWh
CAPÍTULO VIII 171
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CAPÍTULO VIII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
8.1 CONCLUSIONES FINALES
Se cumplió con el objetivo general propuesto, ya que se pudo realizar el estudio de pre
factibilidad para poder Interconectar Eléctricamente Bolivia con Chile, satisfaciendo las
necesidades anteriormente expuestas. En primera instancia se propone la Exportación de
Energía Eléctrica con Chile.
Se logró analizar la situación actual energética tanto de Bolivia como de Chile, en la cual se
pudo evaluar eficientemente el contexto real de ambos países, entre los resultados más
importantes obtenidos se tienen la evaluación de ambas matrices energéticas y su dependencia
de los diferentes recursos energéticos para la generación de energía eléctrica, el PIB, el consumo
de Energía Eléctrica per cápita, además de la Energía Eléctrica, la Potencia Eléctrica Demanda
y la Potencia Eléctrica Instalada en ambas naciones, Seguidamente la Matriz de Generación
Eléctrica y Finalmente los precios actuales de la Energía Eléctrica. Resultados que permitieron
desarrollar el proyecto con resultados fehacientes.
Adicionalmente se pudo estudiar la normativa legal vigente y las reglas de regulación Eléctrica
de ambos países, apartado en el cual se pudo establecer que ambos países están de acuerdo con
la exportación e importación de Energía y Potencia Eléctrica, previos convenios y contratos con
las entidades responsables.
Adicionalmente, se pudo pronosticar la Capacidad de Potencia óptima para realizar
transacciones de energía Eléctrica entre ambas naciones, donde se pudo predecir la demanda de
Energía y Potencia Eléctrica, además de la Potencia Instalada hasta el año 2025, demostrando
así la existencia de excedentes en ambos países validando de esta manera la posibilidad de
exportar e importar excedentes mejorando el servicio eléctrico en ambas naciones.
CAPÍTULO VIII 172
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Para determinar la tecnología de Transmisión Eléctrica más recomendable para el proyecto se
eligió separarlo en 2 etapas desde el punto de vista de exportación de Energía y Potencia
Eléctrica Bolivia a Chile, debido a que el precio de la Energía Eléctrica en Chile es muy alto en
comparación con el precio en Bolivia. Los puntos de Interconexión Eléctrica entre ambas
naciones y la Ubicación de las diferentes Subestaciones Eléctricas se eligieron de acuerdo al
criterio de proximidad, tensión de línea y potencia de transporte respectivamente, minimizando
de esta manera los riesgos tecnológicos existentes en este tipo de proyectos. La solución
propuesta para interconectar los dos países es la tecnología AC en primera instancia y la
tecnología HVDC en segunda instancia, resultados establecidos después de realizar el estudio
TESA respectivo entre las tecnologías disponibles para transmisión de Energía Eléctrica,
demostrando así la factibilidad del proyecto.
Finalmente se procedió a realizar la evaluación económica del proyecto, para así poder
establecer los efectos económicos del proyecto realizado. Entre los resultados más importantes
obtenidos se encuentra la inversión realizada, que sería recuperada en 9 años y 4 meses
aproximadamente, lo que convierte a este proyecto en tentativo y atractivo, ya que el tiempo de
vida del proyecto estaría proyectado para 30 años.
Los beneficios que se esperan obtener al implementar este proyecto son los siguientes:
1. Mejora en la seguridad energética de ambas naciones mediante la Expansión de los
Sistemas Interconectados Naciones de Ambos Países, evitando así apagones y falta de
abastecimiento, tanto para la exportación como importación de Energía Eléctrica.
2. Reducción de los costos de la Energía Eléctrica en Chile, siendo esto Muy Beneficioso
para el País.
3. Aumento de los Ingresos de Bolivia por la Exportación de Energía Eléctrica con Precios
Internacionales Validados.
4. Finalmente Mejorar las Relaciones Internacionales entre ambos Países.
Por todo lo anterior se propone a los gobiernos de ambas naciones comenzar a relacionarse en
términos energéticos y emprender este proyecto tan atrayente.
CAPÍTULO VIII 173
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8.2 RECOMENDACIONES
Como se concluyó, el proyecto desarrollado cumple con todas las especificaciones técnicas y
económicas, que satisfacen las necesidades de ambas naciones, en este caso Bolivia y Chile. Sin
embargo, es necesario mantener adecuadamente los diferentes sistemas, adicionalmente se
pueden realizar algunas recomendaciones, como se describen a continuación:
• En el proyecto no se tomaron en cuenta los excedentes de Energía Eléctrica del SIN
Boliviano, ya que se prefirió Utilizar Plantas Generadoras aisladas para Realizar la
Exportación de Energía Eléctrica, como se observó este sistema se interconectara con el
SIN Boliviano lo que le permitiría exportar más Energía de la Estipulada en este
Proyecto, haciendo referencia a los Excedentes Generado en otras Plantas Eléctricas
existentes en Bolivia.
• El proyecto desarrollado no estableció un precio mínimo de Exportación de Energía
Eléctrica por parte de Chile con Bolivia, por lo que ese estudio sería muy importante
antes de que Bolivia decida Importar Energía por las Líneas Eléctricas desarrolladas.
• El precio Estimado para la Venta de Energía Eléctrica a Chile es muy atractivo para
ambos Países, pero existe la posibilidad de que este precio varié en el Tiempo, por lo
que valdría la pena establecer este precio y las variables de las que dependería, previo
contrato por ambas naciones.
• La recomendación más trascendental, refiere al personal que operara el sistema de
interconexión, ya que al ser un proyecto tan crítico para ambos países, se recomienda
que el sistema sea operado sólo por personal capacitado, y además bajo procedimientos
que garanticen la realización de un buen trabajo, esto en caso de realizar un
mantenimiento programado y sobretodo garantizando una máxima seguridad para el
personal y las instalaciones que se encuentren comprometidas en el proceso.
• Concluyentemente, se propone que el personal encargado realice la gestión del
mantenimiento para la nueva interconexión eléctrica, para así evitar fallos imprevistos
que irían en contra de la operación, capitales y equipos de ambos países.
• Una recomendación muy importante surge evaluando el ámbito socio político actual, en
la que se encuentran ambas naciones, observando que la realización de proyectos de gran
CAPÍTULO VIII 174
UPB © 2016
impacto, como este, donde se beneficiarían entrambos, deberían ser utilizados para
establecer mejores relaciones bilaterales y efectivas. Por lo que se plantea que sean
efectuados a la brevedad posible.
Finalmente se observa que de acuerdo a los sistemas propuestos anteriormente para la
Interconexión Eléctrica entre Bolivia y Chile para Realizar Transacciónes de Potencia y Energía
Eléctrica, se podrían utilizar los mismos procedimientos y métodos, para poder interconectar y
realizar la puesta en servicio de otras líneas de Interconexión Binacional con algún País
Colindante a Ambas Naciones, así de esta manera se ampliaría la estabilidad del Sistema
Energético, a fin de asegurar el Servicio Eléctrico y así aportar a las intenciónes del Gobierno,
en Convertir a Bolivia en el Centro Energético de Sudamérica.
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ANEXO I 187
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ANEXO I
SITUACIÓN ACTUAL
ANEXO I 188
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La Tabla N° 61 nos muestra la evolución de la Energía Primaria en Bolivia durante 10 años, a partir del año 2003.
Tabla N° 61: Bolivia: Energía Primaria en kbep
DETALLE 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Producción 66,488.32 85,634.71 100,817.33 105,522.69 111,273.10 114,294.74 99,589.78 113,524.68 122,408.40 139,133.27 157,645.91
Importación 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Variación de Existencias 674.77 -297.11 114.93 102.32 -37.57 162.10 162.10 16.14 -1.16 6.85 25.59
OFERTA BRUTA 67,163.09 85,337.59 100,932.27 105,625.01 111,235.52 114,456.84 99,751.88 113,540.83 122,407.24 139,140.12 157,671.50
Exportaciones 31,090.22 49,190.47 60,837.92 65,788.94 72,146.31 72,410.01 58,790.66 69,468.51 75,274.53 91,148.41 105,131.79
No Aprovechado 1,570.86 867.12 782.90 533.35 457.81 537.87 432.50 522.84 745.04 477.96 588.83
OFERTA TOTAL 34,502.01 35,280.01 39,311.45 39,302.72 38,631.40 41,508.97 40,528.73 43,549.47 46,387.67 51,300.93 54,715.96
Refinerías de Petróleo -12,858.25 -14,669.74 -15,271.10 -15,850.16 -16,616.14 -17,451.74 -15,059.34 -15,571.14 -16,416.83 -16,804.06 -21,811.24
Plantas de Tratamiento de Gas
Natural -2,107.50 -2,175.41 -2,431.28 -1,977.26 -2,236.86 -2,189.70 -2,136.21 -2,086.53 -2,003.53 -2,010.95 -2,268.98
Centrales Eléctricas/
Autoproductores -5,507.92 -5,479.77 -6,194.97 -6,670.30 -7,303.09 -8,217.99 -9,263.10 -10,343.32 -11,187.44 -11,598.88 -11,032.72
TOTAL TRANSFORMACIÓN -20,473.67 -22,324.92 -23,897.35 -24,497.72 -26,156.09 -27,859.43 -26,458.65 -28,000.98 -29,607.80 -30,266.94 -35,112.94
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
ANEXO I 189
UPB © 2016
Tabla N° 61: Bolivia: Energía Primaria en kbep (Continuación)
DETALLE
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Consumo Propio
1,692.83 1,864.96 1,917.62 1,826.05 1,898.34 1,984.59 1,941.16 1,956.66 2,004.20 2,191.72 2,269.11
Pérdidas Distribución y Almacenaje 52.76 871.36 81.74 124.69 93.61 84.23 93.76 79.88 97.50 100.90 102.59
Consumo Final Energético 7,820.42 8,241.93 8,734.59 9,422.45 10,224.36 10,927.18 12,024.13 12,745.06 13,993.76 14,992.11 16,201.39
Transporte 451.58 606.63 853.52 1,134.47 1,523.98 1,953.48 2,370.44 2,713.81 3,116.76 3,414.77 3.828.56
Industria 5,541.41 5,742.24 5,928.35 6,248.61 6,591.89 6,762.18 7,308.99 7,548.79 8,187.08 8,702.39 9.319.19
Residencial 1,750.41 1,802.92 1,848.30 1,921.02 1,976.50 2,054.93 2,167.15 2,287.94 2,460.30 2,628.20 2.787.74
Comercial 77.02 90.14 104.42 118.36 131.99 156.59 177.54 194.52 229.62 246.75 265.91
Servicios y Público 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Agrop, Pes, Min 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Construcción 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Consumo Final No Energético 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
CONSUMO FINAL 7,820.42 8,241.93 8,734.59 9,422.45 10,224.36 10,927.18 12,024.13 12,745.06 13,993.76 14,992.11 16,201.39
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
ANEXO I 190
UPB © 2016
La Figura N° 85 muestra la Evolución de la Producción, Consumo y Transformación de Energía
Primaria en Bolivia, desde el año 2003.
Figura N° 85: Bolivia: Evolución de la Producción, Consumo y Transformación de Energía Primaria en kbep
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 62 nos muestra la Producción de Energía Primaria en Bolivia
Tabla N° 62: Bolivia: Producción de Energía Primaria en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Pet.Cond.y/o Gasolina Nat. 13,986 16,480 18,093 17,443 17,710 16,914 14,719 15,356 15,938 18,875 21,653
Gas Natural 46,076 62,556 76,168 81,227 86,424 90,021 77,286 90,415 98,355 111,875 127,223
Hidroenergía 1,231 1,331 1,217 1,335 1,437 1,431 1,422 1,347 1,454 1,458 1,571
Biomasa 5,195 5,267 5,339 5,518 5,702 5,928 6,163 6,407 6,661 6,925 7,200
Total 66,488 85,635 100,817 105,523 111,273 114,295 99,590 113,525 122,408 139,133 157,646
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
-
25,000
50,000
75,000
100,000
125,000
150,000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Transformación Consumo Final Producción
ANEXO I 191
UPB © 2016
La Figura N° 86 nos muestra la evolución de la Producción de Energía Primaria por Producto
en Bolivia desde el 2003 hasta el 2013.
Figura N° 86: Bolivia: Producción de Energía Primaria por Producto en kbep
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 63 nos muestra la participación de Energéticos en la Oferta de Energía Primaria en
Bolivia.
Tabla N° 63: Bolivia: Participación de Energéticos en la Oferta Total de Energía Primaria en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Pet.Cond.y/o Gasolina Nat. 13,670 14,387 16,591 16,019 16,634 17,076 14,881 15,372 15,937 18,882 21,678
Gas Natural 14,406 14,295 16,164 14,904 14,858 17,074 18,063 20,423 22,335 24,036 24,267
Hidroenergía 1,231 1,331 1,217 1,335 1,437 1,431 1,422 1,347 1,454 1,458 1,571
Biomasa 5,195 5,267 5,339 5,518 5,702 5,928 6,163 6,407 6,661 6,925 7,200
Total 34,502 35,280 39,311 37,777 38,631 41,509 40,529 43,549 46,388 51,301 54,716
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
180,000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Gas Natural Pet.Cond.y/oGasolina Nat. Biomasa Hidroenergía
ANEXO I 192
UPB © 2016
La Tabla N° 64 y la Figura N° 87 nos muestran la Participación de Energéticos en la Oferta de
Energía Primaria en Bolivia en porcentaje.
Tabla N° 64: Bolivia: Participación de Energéticos en la Oferta Total de Energía Primaria (en porcentaje)
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Pet.Cond y/o
Gasolina Nat.
39.62% 40.78% 42.21% 33.50% 43.06% 41.14% 36.72% 35.26% 34.36% 36.81% 42.26%
Gas Natural 41.75% 40.52% 41.12% 52.18% 38.46% 41.13% 44.57% 46.92% 48.15% 46.85% 47.30%
Hidroenergía 3.57% 3.77% 3.10% 2.79% 3.72% 3.45% 3.51% 3.09% 3.13% 2.84% 3.06%
Biomasa 15.06% 14.93% 13.58% 11.54% 14.76% 14.28% 15.21% 14.72% 14.36% 13.50% 14.03%
Total 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
Figura N° 87: Bolivia: Participación de Energéticos en la Oferta Total de Energía Primaria (en %)
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Gas Natural Pet.Cond.y/oGasolina Nat. Biomasa Hidroenergía
ANEXO I 193
UPB © 2016
La Tabla N° 65 y Figura N° 88 nos muestran el Consumo Energético de Energía Primaria por
Sectores en porcentaje.
Tabla N° 65: Bolivia: Consumo Energético de Energía Primaria por Sectores (en porcentaje)
SECTOR 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Transporte 5.77% 7.36% 9.77% 12.04% 14.91% 17.88% 19.71% 21.29% 22.27% 22.78% 24%
Industria 70.86% 69.67% 67.87% 66.32% 64.47% 61.88% 60.79% 59.23% 58.51% 58.05% 62.16%
Residencial
22.38% 21.88% 21.16% 20.39% 19.33% 18.81% 18.02% 17.95% 17.58% 17.53% 18.59%
Comercial 0.98% 1.09% 1.20% 1.26% 1.29% 1.43% 1.48% 1.53% 1.64% 1.65% 1.77%
Total 100.00
%
100.00
%
100.00
%
100.00
%
100.00
%
100.00
%
100.00
%
100.00
%
100.00
%
100.00
%
100.00
%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
Figura N° 88: Bolivia: Consumo Energético de Energía Primaria por Sectores (en %)
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 66 nos muestra el Consumo Energético de Energía Primaria por Energético en
Bolivia.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Industria Residencial Transporte Comercial
ANEXO I 194
UPB © 2016
Tabla N° 66: Bolivia: Consumo Energético de Energía Primaria por Energético en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Gas
Natural
3,014.4
2
3,371.9
3
3,792.5
9
4,320.3
2 5,025.64 5,641.42 6,594.90 7,059.41 8,070.28 8,806.48 9,802.47
Biomasa 4,806.0
0 4,870.0
0 4,942.0
0 5,102.1
3 5,198.72 5,285.76 5,429.23 5,685.65 5,923.48 6,185.63 6,398.92
Total 7,820.4
2
8,241.9
3
8,734.5
9
9,422.4
5
10,224.3
6
10,927.1
8
12,024.1
3
12,745.0
6
13,993.7
6
14,992.1
1
16,201.3
9
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 67 y Figura N° 89 nos muestran el Consumo Energético de Energía Primaria por
Energético en porcentaje.
Tabla N° 67: Bolivia: Consumo Energético de Energía Primaria por Energético (en porcentaje)
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Gas Natural 38.55% 40.91% 43.42% 45.85% 49.15% 51.63% 54.85% 55.39% 57.67% 58.74% 60.50%
Biomasa 61.45% 59.09% 56.58% 54.15% 50.85% 48.37% 45.15% 44.61% 42.33% 41.26% 39.50%
Total 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
Figura N° 89: Bolivia: Consumo Final de Energía Primaria por Energético (en %)
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Gas Natural Biomasa
ANEXO I 195
UPB © 2016
La Tabla N° 68 nos muestra la evolución de la Energía Secundaria en Bolivia durante 10 años, a partir del año 2003.
Tabla N° 68: Bolivia: Energía Secundaria en kbep
DETALLE 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Producción 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Importación 2,238.24 1,759.18 2,405.09 2,762.05 3,269.78 2,954.29 4,104.95 5,400.87 6,242.13 7,303.09 7,133.55
Variación de Existencias 407.48 -313.77 -112.82 -597.13 -15.42 309.60 0.27 -2.10 -299.89 -110.48 73.65
OFERTA BRUTA 2,645.72 1,445.40 2,292.27 2,164.92 3,254.35 3,263.88 4,105.21 5,398.77 5,942.24 7,192.61 7,207.20
Exportaciones 3,023.02 2,627.94 3,702.57 3,817.52 3,429.13 3,789.56 2,520.63 2,561.07 3,068.52 2,459.80 2,772.48
No Aprovechado 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
OFERTA TOTAL -377.30 -1,182.53 -1,410.30 -1,652.61 -174.77 -525.68 1,584.59 2,837.70 2,873.72 4,732.81 4,434.72
Refinerías de Petróleo 13,731.18 14,923.47 15,715.78 16,202.21 16,618.93 16,096.01 14,131.88 15,192.66 14,957.65 15,175.98 18,136.46
Plantas de Tratamiento de Gas Natural 1,951.39 2,014.27 2,251.19 1,830.80 2,071.17 2,027.50 1,977.98 1,931.97 1,855.10 1,861.69 2,101.15
Centrales Eléctricas/ Autoproductores 2,618.44 2,732.68 2,951.94 3,152.04 3,385.96 3,706.96 3,877.89 4,090.20 4,278.42 4,460.62 4,732.23
TOTAL TRANSFORMACIÓN 18,301.01 19,670.41 20,918.91 21,185.04 22,076.05 21,830.46 19,987.75 21,214.83 21,091.17 21,498.29 24,969.84
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
ANEXO I 196
UPB © 2016
Tabla N° 68: Bolivia: Energía Secundaria en kbep (Continuación)
DETALLE 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Consumo Propio 838.97 815.35 946.54 965.24 1,199.55 920.00 1,158.73 943.16 1,001.90 1,147.04 1,188.13
Pérdidas Distribución y Almacenaje 1,074.21 1,149.99 1,226.12 1,254.23 1,314.26 1,320.43 1,238.86 1,327.18 1,319.91 1,371.45 1,577.70
Consumo Final Energético 14,107.41 15,181.80 15,807.30 17,024.74 18,333.53 19,547.30 19,999.98 21,843.68 23,629.95 24,690.73 26,860.19
Transporte 6,836.27 7,304.12 7,455.46 8,105.90 8,882.85 9,776.64 10,151.75 11,233.01 12,233.01 12,878.26 14,234.44
Industria 1,055.63 1,176.02 1,244.16 1,357.87 1,434.80 1,582.42 1,611.00 1,642.58 1,696.87 1,769.78 1880,87
Residencial 3,244.71 3,485.17 3,637.94 3,784.66 3,909.42 3,868.99 3,961.48 4,186.09 4,354.90 4,461.81 4,603.53
Comercial 571.26 592.54 631.73 670.81 696.60 729.00 720.36 848.43 921.08 960.22 1,029.44
Servicios y Público 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Agrop, Pes, Min 2,399.54 2,623.95 2,838.02 3,105.51 3,409.86 3,590.26 3,555.40 3,933.56 4,161.12 4,449.18 4,814.46
Construcción 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Consumo Final No Energético 134.14 157.37 280.66 372.30 183.93 138.07 154.11 241.71 262.97 171.47 297.46
CONSUMO FINAL 14,241.55 15,339.17 16,087.97 17,397.05 18,517.46 19,685.37 20,154.09 22,085.39 23,892.92 24,862.21 27,157.65
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
ANEXO I 197
UPB © 2016
La Figura N° 90 muestra la Evolución de la Producción - Importación - Consumo Final en
Bolivia, desde el año 2003.
Figura N° 90: Bolivia: Producción - Importación - Consumo Final en kbep
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Figura N° 91 muestra la Evolución de la Producción y Consumo de Energía Secundaria en
Bolivia, a partir del año 2003.
Figura N° 91: Bolivia: Evolución de la Producción y Consumo de Energía Secundaria en kbep
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Producción Importación Consumo Final
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Producción Consumo Final
ANEXO I 198
UPB © 2016
La Tabla N° 69 nos muestra la Producción de Energía Secundaria por Energético en Bolivia.
Tabla N° 69: Bolivia: Producción de Energía Secundaria por Energético en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Electricidad 2,742.3
9
2,862.4
4
3,093.2
2
3,343.7
8
3,612.8
2
3,921.2
7
4,108.3
8 4,378.61 4,531.94 4,805.70 5,057.74
GLP 2,417.2
5 2,544.2
3 2,830.0
2 2,416.7
3 2,688.2
7 2,676.8
3 2,641.5
6 2,565.21 2,510.33 2,500.95 2,803.86
Diésel Oil 3,569.7
1
4,502.5
6
4,465.5
2
4,623.3
7
4,895.6
1
5,064.2
9
4,058.8
6 4,041.52 4,281.11 4,597.96 5,200.16
Gasolinas 3,268.0
3
3,710.9
5
3,630.8
3
3,726.9
5
4,302.4
3
5,047.5
9
4,813.2
8 4,937.48 4,971.86 5,415.82 6,157.06
Otros Derivados
6,298.84
6,011.20
6,884.60
7,100.29
6,663.96
5,182.30
4,438.60
5,421.19 4,913.09 4,364.82 5,906.08
Total 18,296.
2
19,631.
3
20,904.
1
21,211.
1
22,163.
1
21,892.
2
20,060.
6
21,344.0
0
21,208.3
4
21,685.2
5
25,124.9
0
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 70 y la Figura N° 92 nos muestran la Producción de Energía Secundaria por
Energético en porcentaje.
Tabla N° 70: Bolivia: Producción de Energía Secundaria por Energético (en Porcentaje)
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Electricidad 15.0% 14.6% 14.8% 15.8% 16.3% 17.9% 20.5% 20.5% 21.4% 22.2% 20.1%
GLP 13.2% 13.0% 13.5% 11.4% 12.1% 12.2% 13.2% 12.0% 11.8% 11.5% 11.2%
Diésel Oil 19.5% 22.9% 21.4% 21.8% 22.1% 23.1% 20.2% 18.9% 20.2% 21.2% 20.7%
Gasolinas 17.9% 18.9% 17.4% 17.6% 19.4% 23.1% 24.0% 23.1% 23.4% 25.0% 24.5%
Otros Derivados 34.4% 30.6% 32.9% 33.5% 30.1% 23.7% 22.1% 25.4% 23.2% 20.1% 23.5%
Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
ANEXO I 199
UPB © 2016
Figura N° 92: Bolivia: Producción de Energía Secundaria por Energético (en %)
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 71 nos muestra el Consumo Energético de Energía Secundaria por Sectores en
Bolivia.
Tabla N° 71: Bolivia: Consumo Energético de Energía Secundaria por Sectores (en kbep)
Sector 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Transporte 6,836.3 7,304.1 7,455.5 8,105.9 8,882.9 9,776.6 10,151.7 11,233.0 12,233.0 12,878.3 14,234.4
Industria 1,055.6 1,176.0 1,244.2 1,357.9 1,434.8 1,582.4 1,611.0 1,642.6 1,696.9 1,769.8 1,880.9
Residencial 3,244.7 3,485.2 3,637.9 3,784.7 3,909.4 3,869.0 3,961.5 4,186.1 4,354.9 4,461.8 4,603.5
Comercial 571.3 592.5 631.7 670.8 696.6 729.0 720.4 848.4 921.1 960.2 1,029.4
Agrop, Pes, Min 2,399.5 2,624.0 2,838.0 3,105.5 3,409.9 3,590.3 3,555.4 3,933.6 4,161.1 4,449.2 4,814.5
Total 14,107.4 15,181.8 15,807.3 17,024.7 18,333.5 19,547.3 20,000.0 21,843.7 23,367.0 24,519.3 26,562.7
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Otros Derivados Gasolinas Electricidad Diesel Oil GLP
ANEXO I 200
UPB © 2016
La Tabla N° 72 y la Figura N° 93 nos muestran el Consumo Energético de Energía Secundaria
por Sectores en porcentaje.
Tabla N° 72: Bolivia: Consumo Energético de Energía Secundaria por Sectores (en porcentaje)
Sector 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Transporte 48.46% 48.11% 47.16% 47.61% 48.45% 50.02% 50.76% 51.42% 52.35% 52.52% 58.05%
Industria 7.48% 7.75% 7.87% 7.98% 7.83% 8.10% 8.05% 7.52% 7.26% 7.22% 7.67%
Residencial 23.00% 22.96% 23.01% 22.23% 21.32% 19.79% 19.81% 19.16% 18.64% 18.20% 18.78%
Comercial 4.05% 3.90% 4.00% 3.94% 3.80% 3.73% 3.60% 3.88% 3.94% 3.92% 4.20%
Agrop, Pes, Min 17.01% 17.28% 17.95% 18.24% 18.60% 18.37% 17.78% 18.01% 17.81% 18.15% 19.64%
Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
Figura N° 93: Bolivia: Consumo Energético de Energía Secundaria por Sectores (en %)
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Transporte Residencial Agrop, Pes, Min Industria Comercial
ANEXO I 201
UPB © 2016
La Tabla N° 73 nos muestra el consumo Energético de Energía Secundaria por Energético en
Bolivia.
Tabla N° 73: Bolivia: Consumo Energético de Energía Secundaria por Energético (en kbep)
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Electricidad 2,345.6 2,460.9 2,649.8 2,840.2 3,067.4 3,391.6 3,542.6 3,787.1 3,921.2 4,097.9 4,313.6
GLP 2,334.5 2,551.4 2,658.6 2,752.5 2,839.2 2,781.9 2,831.8 2,940.4 3,001.3 3,035.2 3,086.6
Diésel Oil 5,401.2 6,020.4 6,439.8 7,070.8 7,588.4 7,742.5 7,501.8 8,382.1 9,090.7 9,743.8 10,669.8
Gasolinas 3,014.0 3,141.3 2,960.7 3,268.0 3,891.1 4,684.7 5,170.1 5,715.7 6,246.9 6,675.7 7,310.0
Otros Derivados 1,012.1 1,007.8 1,098.4 1,093.3 947.5 946.6 953.7 1,018.4 1,106.8 966.8 1,182.6
Total 14,107.4 15,181.8 15,807.3 17,024.7 18,333.5 19,547.3 20,000.0 21,843.7 23,367.0 24,519.3 26,562.7
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Tabla N° 74 y la Figura N° 94 nos muestran el Consumo Energético de Energía Secundaria
por Energético en porcentaje.
Tabla N° 74: Bolivia: Consumo Energético de Energía Secundaria por Energético (en porcentaje)
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Electricidad 16.63% 16.21% 16.76% 16.68% 16.73% 17.35% 17.71% 17.34% 16.78% 16.71% 17.59%
GLP 16.55% 16.81% 16.82% 16.17% 15.49% 14.23% 14.16% 13.46% 12.84% 12.38% 12.59%
Diésel Oil 38.29% 39.66% 40.74% 41.53% 41.39% 39.61% 37.51% 38.37% 38.90% 39.74% 43.52%
Gasolinas 21.36% 20.69% 18.73% 19.20% 21.22% 23.97% 25.85% 26.17% 26.73% 27.23% 29.81%
Otros Derivados 7.17% 6.64% 6.95% 6.42% 5.17% 4.84% 4.77% 4.66% 4.74% 3.94% 4.82%
Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
ANEXO I 202
UPB © 2016
Figura N° 94: Bolivia: Consumo Energético de Energía Secundaria por Energético (en %)
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
Entre algunos indicadores energéticos importantes se tiene: El indicador de Intensidad
Energética relaciona el consumo de energía medido en barriles de petróleo equivalente,
necesario para producir mil unidades del Producto Interno Bruto. Como podemos observar en
el siguiente gráfico, éste ha ido aumentando permanentemente en los últimos años.
(Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Figura N° 95 nos muestra la Intensidad Energética Neta Total desde el año 2003, hasta el
año 2013.
Figura N° 95: Bolivia: Intensidad Energética Neta Total (En BEP/mil Bs. de 1990)
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Diesel Oil Gasolinas Electricidad GLP Otros Derivados
0.92 0.94 0.94 0.97 1.00 1.01 1.02 1.06 1.09 1.10 1.11
-
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
ANEXO I 203
UPB © 2016
Tomando en cuenta la relación entre las exportaciones de energía primaria y la producción de
energía primaria, podemos observar en el siguiente gráfico, que para la gestión 2013, el 66.7%
de toda la energía primaria producida en el país fue exportada a otros países. (Viceministerio de
Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Figura N° 96 nos muestra las Exportaciones de Energía Primaria / Producción de Energía
Primaria desde el año 2003, hasta el año 2013.
Figura N° 96: Bolivia: Exportaciones de Energía Primaria / Producción de Energía Primaria (En porcentaje)
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La oferta total de energía primaria per cápita, también conocida por OTEP per cápita, muestra
la relación de oferta de energía por habitante. Como se puede observar en el siguiente gráfico,
dicha oferta se incrementó de 3,1 barriles por habitante en 2003, a 4.97 barriles por habitante en
2013. (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
La Figura N° 97 nos muestra la Oferta Total de Energía Primaria per Cápita (Bep/Hab)
51.3%
60.5%64.0%
67.4% 67.9% 66.7%61.6% 63.4% 64.0% 64.5% 66.7%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
ANEXO I 204
UPB © 2016
Figura N° 97: Bolivia: Oferta Total de Energía Primaria per Cápita (Bep/Hab)
Fuente: (Viceministerio de Desarrollo Energético, Noviembre, 2014)
3.82 3.83 4.17
4.97
3.93 4.14 3.96
4.17 4.37
4.76 4.97
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
ANEXO I 205
UPB © 2016
La Tabla N° 75 nos muestra la evolución de la Energía Primaria en Chile durante 10 años, a partir del año 2003.
Tabla N° 75: Chile: Energía Primaria en kbep
DETALLE 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Producción 63,731 61,037 68,444 71,322 65,866 69,617 74,215 64,587 66,682 90,859 103,610
Importación 134,079 146,932 140,518 144,316 127,359 114,995 108,179 115,644 134,467 136,973 145,252
OFERTA BRUTA 197,809 207,969 208,962 215,638 193,225 184,611 182,393 180,231 201,149 227,832 248,862
Exportación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4,507
OFERTA TOTAL 197,809 207,969 208,962 215,638 193,225 184,611 182,393 180,231 201,149 227,832 244,355
Var Stock+ (Perd y Cierre) 2,462 4,264 1,679 2,338 6,377 3,657 2,455 1,958 2,262 294 -444
CONSUMO BRUTO 195,347 203,705 207,283 213,300 186,848 180,954 179,939 178,273 198,888 227,537 244,799
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio
de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010)
(Comision Nacional de Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision
Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
La Figura N° 98 muestra la Evolución de la Producción y Consumo de Energía Primaria en Chile, desde el año 2003.
ANEXO I 206
UPB © 2016
Figura N° 98: Chile: Evolución de la Producción y Consumo de Energía Primaria en Teracalorías
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
La Tabla N° 76 nos muestra la Producción de Energía Primaria en Chile.
Tabla N° 76: Chile: Producción de Energía Primaria en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Petróleo Crudo 1,376 1,350 1,263 1,109 971 1,008 1,411 1,638 1,796 2,547 2,776
Gas Natural 14,654 14,173 15,450 14,809 13,903 14,200 16,993 13,121 10,651 8,295 6,501
Carbón 2,909 957 2,046 1,998 922 1,994 2,673 1,721 1,863 2,695 10,992
Hidroelectricidad 15,408 13,475 16,528 19,302 14,134 15,499 16,066 13,600 12,823 12,499 12,238
Eólica 0 0 0 0 0 24 49 202 209 253 344
Leña y Biomasa 29,384 31,083 33,157 34,104 35,935 36,893 36,973 34,243 39,268 64,385 70,525
Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 133 138
Biogás 0 0 0 0 0 0 50 62 72 52 96
Total 63,731 61,037 68,444 71,322 65,866 69,617 74,215 64,587 66,682 90,859 103,610
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Produccion Consumo Bruto
ANEXO I 207
UPB © 2016
La Figura N° 99 nos muestra la evolución de la Producción de Energía Primaria por Producto
en Chile desde el 2003 hasta el 2013.
Figura N° 99: Chile: Producción de Energía Primaria por Producto en kbep
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Produccion Petróleo Crudo Gas Natural
Carbón Hidroelectricidad Eólica
Leña y Biomasa Solar Biogás
ANEXO I 208
UPB © 2016
La Tabla N° 77 nos muestra la importación de Energía Primaria en Chile.
Tabla N° 77: Chile: Importación de Energía Primaria en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Petróleo Crudo 78,368 81,514 80,012 82,794 79,044 78,449 74,710 62,651 66,583 65,657 72,346
Gas Natural 41,051 45,852 42,299 38,683 18,744 5,254 5,958 24,093 26,650 26,377 26,115
Carbón 14,659 19,566 18,207 22,839 29,572 31,291 27,511 28,901 41,234 44,939 46,791
Hidroelectricidad 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Eólica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Leña y Biomasa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Biogás 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total 134,079 146,932 140,518 144,316 127,359 114,995 108,179 115,644 134,467 136,973 145,252
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
ANEXO I 209
UPB © 2016
La Tabla N° 78 nos muestra la exportación de Energía Primaria en Chile, se puede ver que Chile
recién comenzó a exportar energía primaria a partir del 2013.
Tabla N° 78: Chile: Exportación de Energía Primaria en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Petróleo Crudo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Carbón 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4,507
Hidroelectricidad 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Eólica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Leña y Biomasa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Biogás 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4,507
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
ANEXO I 210
UPB © 2016
La Tabla N° 79 nos muestra la Variación de Stock+ de Energía Primaria en Chile.
Tabla N° 79: Chile: Var Stock+ (Perd y Cierre) en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Petróleo Crudo -916 2,319 -200 -332 3,477 -156 -657 2,242 -614 -1,583 1,492
Gas Natural 1,932 1,656 1,285 1,241 1,847 1,577 1,272 1,630 1,118 1,809 -319
Carbón 54 235 372 15 1,033 1,780 1,383 -2,025 1,650 -308 -1,155
Hidroelectricidad 1,392 54 222 1,414 20 455 456 111 108 0 0
Eólica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Leña y Biomasa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 375 -462
Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Biogás 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total 2,462 4,264 1,679 2,338 6,377 3,657 2,455 1,958 2,262 294 -444
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
ANEXO I 211
UPB © 2016
La Tabla N° 80 no muestra el Consumo Energético Bruto de Energía Primaria en Chile.
Tabla N° 80: Chile: Consumo Bruto en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Petróleo Crudo 80,660 80,546 81,474 84,234 76,538 79,612 76,778 62,046 68,993 69,786 73,630
Gas Natural 53,774 58,368 56,463 52,251 30,800 17,877 21,678 35,583 36,184 32,863 32,935
Carbón 17,514 20,287 19,882 24,822 29,461 31,504 28,801 32,647 41,447 47,941 54,431
Hidroelectricidad 14,016 13,421 16,306 17,888 14,114 15,044 15,610 13,490 12,715 12,499 12,238
Eólica 0 0 0 0 0 24 49 202 209 253 344
Leña y Biomasa 29,384 31,083 33,157 34,104 35,935 36,893 36,973 34,243 39,268 64,009 70,987
Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 133 138
Biogás 0 0 0 0 0 0 50 62 72 52 96
Total 195,347 203,705 207,283 213,300 186,848 180,954 179,939 178,273 198,888 227,537 244,799
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
ANEXO I 212
UPB © 2016
La Tabla N° 81 nos muestra la evolución de la Energía Secundaria en Chile durante 10 años, a partir del año 2003.
Tabla N° 81: Chile: Energía Secundaria en kbep
DETALLE 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Producción 222,820 237,279 236,520 247,583 226,765 211,033 211,268 213,339 231,785 194,838 211,150
Importación 17,681 23,701 30,074 32,358 55,763 61,081 52,436 58,240 56,747 129,994 131,419
OFERTA BRUTA 240,501 260,980 266,594 279,941 282,528 272,114 263,705 271,579 288,531 324,831 342,569
Exportación 23,444 21,900 24,347 27,752 16,277 13,511 12,892 7,500 5,858 7,924 12,494
OFERTA TOTAL 217,057 239,079 242,246 252,189 266,250 258,603 250,813 264,079 282,674 316,907 330,075
Var Stock+ (Perd y Cierre) 1,791 7,767 4,743 8,291 6,575 2,461 2,034 7,639 4,755 -1,935 5
CONSUMO FINAL 145,729 161,707 167,296 173,458 181,124 183,903 179,550 183,746 195,700 205,784 213,849
Consumo en Centros de Transformación 69,537 69,606 70,208 70,441 78,552 72,238 69,230 71,851 82,219 113,058 114,274
CONSUMO TOTAL 215,266 231,313 237,503 243,898 259,675 256,142 248,779 255,597 277,919 318,840 330,064
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio
de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010)
(Comision Nacional de Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision
Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
ANEXO I 213
UPB © 2016
La Figura N° 100 muestra la Evolución de la Producción - Importación - Consumo Total en
Chile, desde el año 2003.
Figura N° 100: Chile: Producción - Importación - Consumo Final en Teracalorías
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
La Figura N° 101 muestra la Evolución de la Producción y Consumo de Energía Secundaria en
Chile, a partir del año 2003.
Figura N° 101: Chile: Evolución de la Producción y Consumo de Energía Secundaria en Teracalorías
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Produccion Importacion Consumo Total
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Produccion Consumo Total
ANEXO I 214
UPB © 2016
La Tabla N° 82 nos muestra la Producción de Energía Secundaria por Energético en Chile.
Tabla N° 82: Chile: Producción de Energía Secundaria por Energético en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Derivados de Petróleo 75,807 79,678 77,279 83,848 81,130 76,619 76,065 65,054 65,685 69,885 124,72
9
Petróleo Combustible 13,736 17,370 17,459 20,029 18,508 14,432 13,644 10,604 9,938 9,027 10,793
Diésel 30,373 29,027 27,770 29,209 28,473 29,948 27,047 22,948 24,898 22,498 59,051
Gasolina de Motor (*) 18,290 19,249 18,230 20,043 18,970 18,009 19,741 16,378 17,720 18,137 23,642
Kerosene 702 770 710 461 748 620 489 464 623 801 905
Gas Licuado 4,649 4,729 4,346 4,620 6,819 5,853 6,559 6,435 6,118 5,171 11,572
Gasolina Aviación 89 48 43 56 64 36 51 63 45 25 152
Kerosene Aviación 4,593 5,204 4,594 5,280 4,301 4,092 4,945 4,686 4,517 4,914 7,280
Nafta 1,535 1,437 1,905 1,800 1,830 1,046 994 626 489 501 797
Gas Refinería 1,840 1,845 2,222 2,349 1,416 2,583 2,595 2,850 1,336 1,197 1,202
Coke de Petróleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2,112 3,929
Derivados de uso Industrial
0 0 0 0 0 0 0 0 0 5,503 5,405
Electricidad 29,038 31,752 32,543 34,302 36,280 37,020 37,011 36,867 40,327 43,236 42,701
Carbón (**) 17,514 20,287 19,882 24,822 29,461 31,504 28,801 32,647 41,447 2,695 54,431
Coke Mineral 5,109 3,799 3,769 4,030 4,210 4,973 5,483 3,602 4,521 2,380 2,202
Alquitrán (***) 155 157 149 148 141 137 132 91 128 124 116
Gas Coke 0 0 0 0 0 0 0 0 0 684 717
Gas Alto Horno 1,015 1,219 1,018 1,006 921 901 764 806 1,074 1,329 534
Gas Corriente 1,004 959 969 1,144 1,093 991 889 732 919 162 135
Gas Natural (**) 53,247 57,839 55,934 51,761 30,408 17,748 21,424 35,583 36,184 8,295 32,935
Metanol 10,549 10,506 11,820 12,419 7,186 4,245 3,676 3,651 2,161 1,224 0
Leña y Biomasa 29,384 31,083 33,157 34,104 35,935 36,893 36,973 34,243 39,268 64,385 70,987
Eólica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 253 344
Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 133 138
Biogás 0 0 0 0 0 0 50 62 72 52 96
Total 222,82
0
237,27
9
236,52
0
247,58
3
226,76
5
211,03
3
211,26
8
213,33
9
231,78
5
194,83
8
330,06
4
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
ANEXO I 215
UPB © 2016
La Tabla N° 83 nos muestra la Importación de Energía Secundaria por Energético.
Tabla N° 83: Chile: Importación de Energía Secundaria por Energético en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Derivados de Petróleo 14,943 19,116 25,282 29,435 52,548 58,028 49,481 56,162 54,654 58,404 58,343
Petróleo Combustible 568 0 914 122 790 4,434 3,578 2,780 4,833 2,825 848
Diésel 5,246 9,727 13,653 17,878 35,680 39,518 32,886 38,010 35,084 37,521 39,067
Gasolina de Motor (*) 3,834 3,718 4,720 4,370 5,591 3,464 4,510 5,884 4,918 4,618 4,378
Kerosene 0 6 0 0 0 0 0 0 0 0 65
Gas Licuado 5,167 5,403 5,328 6,324 8,490 7,858 7,085 6,785 6,644 6,588 8,898
Gasolina Aviación 0 0 0 0 0 0 0 3 0 127 115
Kerosene Aviación 128 261 668 741 1,997 2,754 1,395 2,699 2,701 3,607 3,528
Nafta 0 0 0 0 0 0 25 0 474 589 156
Gas Refinería 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Coke de Petróleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,525 1,287
Derivados de uso Industrial 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,004 0
Electricidad 1,209 1,180 1,334 1,417 1,009 716 836 594 454 0 0
Carbón (**) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 44,939 46,791
Coke Mineral 1,529 3,405 3,458 1,506 2,205 2,338 2,120 1,484 1,639 274 171
Alquitrán (***) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Coke 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Alto Horno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Corriente 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Natural (**) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 26,377 26,115
Metanol 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Leña y Biomasa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Eólica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Biogás 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total 17,681 23,701 30,074 32,358 55,763 61,081 52,436 58,240 56,747 129,994 131,419
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
ANEXO I 216
UPB © 2016
La Tabla N° 84 nos muestra la Exportación de Energía Secundaria por Energético.
Tabla N° 84: Chile: Exportación de Energía Secundaria por Energético en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Derivados de Petróleo 12,540 11,204 13,237 15,360 9,241 9,757 9,696 4,326 3,696 6,700 7,192
Petróleo Combustible 2,844 3,654 4,475 5,105 681 0 611 0 530 1,107 1,628
Diésel 2,579 453 1,569 2,802 2,256 4,219 3,727 2,359 2,149 3,153 3,359
Gasolina de Motor (*) 5,484 5,662 5,223 5,928 4,755 4,866 4,866 1,567 1,010 1,958 1,590
Kerosene 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Licuado 1,037 1,435 1,012 1,095 904 437 275 114 2 15 567
Gasolina Aviación 0 0 0 0 0 0 0 0 6 0 0
Kerosene Aviación 45 0 0 0 0 0 0 0 0 0 48
Nafta 552 0 958 430 645 236 218 286 0 0 0
Gas Refinería 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Coke de Petróleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Derivados de uso Industrial 0 0 0 0 0 0 0 0 0 467 0
Electricidad 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Carbón (**) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4,507
Coke Mineral 355 190 203 44 236 63 0 0 0 0 0
Alquitrán (***) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Coke 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Alto Horno 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Corriente 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Natural (**) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Metanol 10,549 10,506 10,908 12,349 6,800 3,691 3,196 3,174 2,161 1,224 795
Leña y Biomasa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Eólica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Biogás 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total 23,444 21,900 24,347 27,752 16,277 13,511 12,892 7,500 5,858 7,924 12,494
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
ANEXO I 217
UPB © 2016
La Tabla N° 85 nos muestra la Variación de Stock de Energía Secundaria por Energético.
Tabla N° 85: Chile: Var Stock+ (Perd y Cierre) de Energía Secundaria por Energético en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Derivados de Petróleo -650 4,908 1,163 6,140 3,439 -1,844 -1,620 4,081 1,631 -6,133 -900
Petróleo Combustible -567 1,395 -550 -1,097 -1,893 -2,083 697 155 -297 -211 -2,094
Diésel -164 2,615 657 3,653 -119 510 -3,400 4,476 -1,180 -3,006 826
Gasolina de Motor (*) -334 254 717 1,695 1,843 -1,946 -744 -1,551 870 -1,235 295
Kerosene -260 -81 -42 -110 4 -12 -481 -770 -355 -6 288
Gas Licuado 132 -178 66 1,218 3,191 1,706 1,512 2,106 1,579 -2,121 -999
Gasolina Aviación 60 13 9 22 32 1 10 6 8 -10 4
Kerosene Aviación 484 863 326 763 390 -4 749 -169 1,424 1,121 1,066
Nafta 0 17 -19 -6 -6 -15 40 -171 -2 -86 321
Gas Refinería 0 11 0 3 -2 -2 -2 0 -416 3 0
Coke de Petróleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -279 -831
Derivados de uso Industrial 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -302 225
Electricidad 1,767 2,502 2,815 3,041 3,046 3,150 3,094 2,151 3,223 2,170 2,537
Carbón (**) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -308 -1,155
Coke Mineral 466 77 11 -788 -132 763 244 589 -262 -202 177
Alquitrán (***) 23 19 27 7 13 10 14 47 0 0 0
Gas Coke 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Alto Horno 204 247 152 199 154 180 130 376 203 337 125
Gas Corriente -19 14 30 22 45 21 14 -81 32 16 1
Gas Natural (**) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,809 -319
Metanol 0 0 545 -329 11 182 157 477 -73 0 0
Leña y Biomasa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 375 -462
Eólica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Biogás 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total 1,791 7,767 4,743 8,291 6,575 2,461 2,034 7,639 4,755 -1,935 5
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
ANEXO I 218
UPB © 2016
La Tabla N° 86 nos muestra el Consumo Final de Energía Secundaria por Energético.
Tabla N° 86: Chile: Consumo Final de Energía Secundaria por Energético en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Derivados de Petróleo 74,763 81,262 85,300 89,893 100,12
4 21,96
4 100,31
9 98,935
105,897
112,797
113,827
Petróleo Combustible 11,310 11,664 13,547 15,370 18,392 2,231 14,062 11,360 13,552 9,287 9,387
Diésel 32,801 35,005 37,413 39,671 43,801 18,89
2 45,118 44,455 51,619 49,280 54,019
Gasolina de Motor (*) 16,973 17,051 17,010 16,789 17,963 0 20,130 22,246 20,758 22,032 23,642
Kerosene 963 857 752 572 744 0 970 1,234 978 808 905
Gas Licuado 8,467 8,856 8,572 8,607 10,767 717 11,183 10,969 10,491 13,752 11,544
Gasolina Aviación 29 34 34 35 33 0 41 61 31 162 152
Kerosene Aviación 4,192 4,603 4,936 5,257 5,908 0 5,591 5,309 5,793 7,399 7,280
Nafta 24 1,420 966 1,376 1,192 0 763 512 966 1,176 797
Gas Refinería 4 1,771 2,071 2,216 1,324 124 2,461 2,789 1,708 1,141 922
Coke de Petróleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,420 1,721
Derivados de uso
Industrial 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6,342 3,458
Electricidad 27,481 30,430 31,062 32,678 34,243 0 34,753 35,310 37,557 41,066 42,701
Carbón (**) 3,313 3,787 3,211 3,234 3,156 28,62
5 1,576 1,804 1,605 1,355 1,000
Coke Mineral 2,020 1,440 1,932 1,917 2,018 4,379 2,945 1,953 3,108 609 141
Alquitrán (***) 132 138 123 142 128 0 118 44 128 124 116
Gas Coke 0 0 0 0 0 0 0 0 0 66 9
Gas Alto Horno 516 972 866 807 767 0 634 430 870 992 534
Gas Corriente 963 945 939 1,122 1,049 0 875 682 887 146 135
Gas Natural (**) 10,261 14,905 14,455 12,797 7,072 13,38
2 5,274 13,008 10,777 11,215 14,719
Metanol 0 0 367 399 375 0 322 0 73 0 0
Leña y Biomasa 26,281 27,828 29,040 30,470 32,190 3,888 32,733 31,582 34,800 37,280 40,534
Eólica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 133 133
Biogás 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total 145,72
9
161,70
7
167,29
6
173,45
8
181,12
4
72,23
8
179,55
0
183,74
6
195,70
0
205,78
4
213,84
9
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
ANEXO I 219
UPB © 2016
La Tabla N° 87 nos muestra el Consumo en Centros de Transformación por Energético.
Tabla N° 87: Chile: Consumo en Centros de Transformación de Energía Secundaria por Energético en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Derivados de Petróleo 4,097 1,421 2,860 1,891 20,874 21,964 17,150 12,178 9,115 14,926 8,960
Petróleo Combustible 719 657 900 774 2,117 2,231 1,853 1,869 986 1,669 1,406
Diésel 403 679 1,784 961 18,215 18,892 14,488 9,668 7,395 10,593 5,038
Gasolina de Motor (*) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Kerosene 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Licuado 180 21 25 24 447 717 674 580 690 115 29
Gasolina Aviación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Kerosene Aviación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Nafta 960 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Refinería 1,836 62 152 131 94 124 136 61 44 53 280
Coke de Petróleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2,496 2,208
Derivados de uso Industrial 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Electricidad 999 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Carbón (**) 14,201 16,500 16,671 21,588 26,305 28,625 27,226 30,844 39,842 46,587 53,430
Coke Mineral 3,798 5,496 5,081 4,364 4,292 4,379 4,415 2,545 3,314 2,247 2,061
Alquitrán (***) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Coke 0 0 0 0 0 0 0 0 0 617 708
Gas Alto Horno 296 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Corriente 59 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas Natural (**) 42,985 42,935 41,479 38,964 23,336 13,382 16,150 22,597 25,407 21,648 18,216
Metanol 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Leña y Biomasa 3,102 3,256 4,117 3,634 3,745 3,888 4,240 3,625 4,468 26,729 30,453
Eólica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 253 344
Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5
Biogás 0 0 0 0 0 0 50 62 72 52 96
Total 69,537 69,606 70,208 70,441 78,552 72,238 69,230 71,851 82,219 113,058 114,274
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
ANEXO I 220
UPB © 2016
La Tabla N° 88 nos muestra el Consumo Total de Energía Secundaria por Energético, en Chile.
Tabla N° 88: Chile: Consumo Total de Energía Secundaria por Energético en kbep
Energético 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Derivados de Petróleo 78,859 82,682 88,160 91,784 120,99
8 126,73
3 117,46
9 111,11
3 115,01
2 127,72
1 124,72
9
Petróleo Combustible 12,028 12,322 14,447 16,144 20,510 20,950 15,915 13,229 14,538 10,957 10,793
Diésel 33,204 35,685 39,196 40,632 62,016 64,737 59,606 54,123 59,014 59,871 59,051
Gasolina de Motor (*) 16,973 17,051 17,010 16,789 17,963 18,553 20,130 22,246 20,758 22,032 23,642
Kerosene 963 857 752 572 744 632 970 1,234 978 808 905
Gas Licuado 8,647 8,877 8,596 8,632 11,214 11,568 11,857 11,549 11,181 13,866 11,572
Gasolina Aviación 29 34 34 35 33 34 41 61 31 162 152
Kerosene Aviación 4,192 4,603 4,936 5,258 5,908 6,850 5,591 5,309 5,793 7,399 7,280
Nafta 983 1,420 966 1,376 1,192 825 763 512 966 1,176 797
Gas Refinería 1,840 1,834 2,222 2,346 1,419 2,585 2,597 2,850 1,752 1,194 1,202
Coke de Petróleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3,916 3,929
Derivados de uso Industrial
0 0 0 0 0 0 0 0 0 6,342 5,405
Electricidad 28,480 30,430 31,062 32,678 34,243 34,585 34,753 35,310 37,557 41,066 42,701
Carbón (**) 17,514 20,287 19,882 24,822 29,461 31,504 28,801 32,647 41,447 47,941 54,431
Coke Mineral 5,818 6,936 7,013 6,281 6,310 6,486 7,359 4,497 6,423 2,856 2,202
Alquitrán (***) 132 138 123 142 128 127 118 44 128 124 116
Gas Coke 0 0 0 0 0 0 0 0 0 684 717
Gas Alto Horno 811 972 866 807 767 721 634 430 870 992 534
Gas Corriente 1,022 945 939 1,122 1,049 971 875 682 887 146 135
Gas Natural (**) 53,247 57,839 55,934 51,761 30,408 17,748 21,424 35,604 36,184 32,863 32,935
Metanol 0 0 367 399 375 372 322 0 73 0 0
Leña y Biomasa 29,384 31,083 33,157 34,104 35,935 36,893 36,973 35,207 39,268 64,009 70,987
Eólica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 253 344
Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 133 138
Biogás 0 0 0 0 0 0 50 62 72 52 96
Total 215,26
6
231,31
3
237,50
3
243,89
8
259,67
5
256,14
2
248,77
9
255,59
7
277,91
9
318,84
0
330,06
4
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013) (División de Prospectiva y Politica Energetica del
Ministerio de Energía, 2012) (Ministerio de Energía, 2011) (Ministerio de Energía, 2010) (Comision Nacional de
Energía, 2008) (Comision Nacional de Energía, 2007) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de
Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2006) (Comision Nacional de Energía, 2004)
ANEXO I 221
UPB © 2016
Tomando en cuenta la relación entre las importaciones y el consumo total de energía, podemos
observar en el siguiente gráfico, que para la gestión 2013, el 64.8% de toda la energía consumida
en el país fue importada de otros países.
La Figura N° 102 nos muestra las Importaciones / Consumo Total de Energía desde el año 2003,
hasta el año 2013.
Figura N° 102: Chile: Importaciones Netas / Consumo Total (En porcentaje)
Fuente: (Elaborado por la División de Prospectiva y Politica Energética del Ministerio de Energía, 2014) (División de
Prospectiva y Politica Energetica del Ministerio de Energía, 2013)
La Tabla N° 89 nos muestra la Tabla de Conversión de unidades energéticas. El valor de (E + x
= 10 elevado a x).
68.3%
75.1%70.3% 71.0%
75.9%71.9%
67.9%
75.9% 75.6%
67.0% 64.8%
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
ANEXO I 222
UPB © 2016
Tabla N° 89: Tabla de Conversión Unidades Energéticas Internacionales (OLADE)
Bep Tep Tcal Tjoule 10E+3
BTU MWh
Kg
GLP
M3 Gas
Natural
Pie3 Gas
Natural
Bep 1.00E+
00 0.1378
1.39E-03
5.81E-03
5.52E+03
1.61E+00
1.31E+02
1.67E+02 5.92E+03
Tep 7.21E+
00
1.00E+
00
1.00E-
02
4.18E-
02
3.98E+0
4
1.16E+
01
9.44E+
02 1.20E+03 4.26E+04
Tcal 7.21E+
02
1.00E+
02
1.00E+
00
4.18E+
00
3.98E+0
6
1.16E+
03
9.44E+
04 1.20E+05 4.26E+06
Tjoule 1.72E+
02 2.39E+
01 2.39E-
01 1.00E+
00 9.52E+0
5 2.78E+
02 2.26E+
04 2.88E+04 1.02E+06
103 BTU 1.80E-
04
2.51E-
05
2.50E-
07
1.05E-
06
1.00E+0
0
2.90E-
04
2.37E-
02 3.03E-02 1.07E+00
MWh 6.20E-
01
8.60E-
02
8.60E-
04
3.60E-
03
3.42E+0
3
1.00E+
00
8.12E+
01 1.04E+02 3.67E+03
Kg GLP 7.63E-
03 1.06E-
03 1.06E-
05 4.43E-
05 4.22E+0
1 1.23E-
02 1.00E+
00 1.28E+00 4.51E+01
M3 Gas
Natural
5.98E-
03
8.30E-
04
8.30E-
06
3.47E-
05
3.30E+0
1
9.65E-
03
7.84E-
01 1.00E+00 3.54E+01
Pie3 Gas
Natural
1.70E-
04
2.35E-
05
2.35E-
07
9.81E-
07 9.34E-01
2.72E-
04
2.21E-
02 2.83E-02 1.00E+00
La Tabla N° 90 nos muestra las equivalencias internacionales de acuerdo a OLADE.
Tabla N° 90: Tabla de Equivalencias Internacionales (OLADE)
Equivalencia
1 Bbl GLP 0,670 Bep
1 Bbl GLP 0,15893 m3
1 m3 GLP 552,4 Kg
1 Pie3 0,028317 m3
La Tabla N° 91 nos muestra los múltiplos energéticos utilizados.
Tabla N° 91: Tabla de Múltiplos
Símbolo Prefijo Factor
K Kilo 1.00E+03
M Mega 1.00E+06
G Giga 1.00E+09
T Tera 1.00E+12
P Peta 1.00E+15
ANEXO I 223
UPB © 2016
La Tabla N° 92 nos muestra la Tabla de Abreviaturas Energéticas Utilizadas.
Tabla N° 92: Tabla de Abreviaturas
Equivalencia Símbolo
Barril Equivalente de Petróleo Bep
Tonelada Equivalente de Petróleo Tep
Barriles Bbl
Metros Cúbicos m3
Teracalorías Tcal
Toneladas Métricas Ton
GigaWatts GW
TeraWatts-hora TWh
GigaWatts-hora GWh
KiloWatts-hora KWh
MegaWatts-hora MWh
ANEXO I 224
UPB © 2016
La Tabla N° 93 muestra la evolución del PIB en US$ a precios actuales, para Bolivia y Chile respectivamente.
Tabla N° 93: PIB (US$ a precios actuales)
País 2003
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bolivia 8,082,396,5
26.00
8,773,451,
738.90
9,549,122,26
3.80
11,451,869,1
64.70
13,120,183,1
56.70
16,674,324,6
34.20
17,339,992,1
65.20
19,649,631,3
08.20
23,948,541,1
56.10
27,035,110,1
30.20
30,601,157,7
42.40
34,175,832,1
27.40
Chile 77,840,186,
384.80
100,630,70
7,851.90
124,404,150,
138.20
154,671,012,
210.60
173,081,277,
147.80
179,626,674,
542.40
171,956,955,
710.30
217,538,271,
334.70
250,832,362,
663.60
265,231,582,
107.30
276,673,695,
234.30
258,061,522,
886.50
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
La Tabla N° 94 muestra el crecimiento del PIB en porcentaje anual, tanto para Bolivia y Chile.
Tabla N° 94: Crecimiento del PIB (% Anual)
País 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Promedio
Bolivia 2.70% 4.20% 4.40% 4.80% 4.60% 6.10% 3.40% 4.10% 5.20% 5.20% 6.80% 5.40% 4.74%
Chile 4.00% 6.00% 5.60% 4.40% 5.20% 3.30% -1.00% 5.80% 5.80% 5.50% 4.20% 1.90% 4.23%
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
En la Tabla N° 95 se puede observar el PIB per cápita en US$ a precios actuales, para Bolivia y Chile.
Tabla N° 95: PIB per cápita (US$ a precios actuales)
País 2003
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bolivia 896.4 954.9 1,020.80 1,203.30 1,355.90 1,695.60 1,735.10 1,934.70 2,319.60 2,575.70 2,867.60 3,150.50
Chile 4,866.30 6,224.00 7,614.50 9,371.40 10,383.50 10,672.30 10,120.00 12,683.90 14,491.90 15,186.60 15,702.50 14,520.00
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
ANEXO I 225
UPB © 2016
En la Tabla N° 96 se puede observar el Consumo de Energía Eléctrica per cápita en kWh, en
Chile y Bolivia, a partir del año 2003.
Tabla N° 96: Consumo de Energía Eléctrica (kWh per cápita)
País 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bolivia 431 441 470 500 532 521 540 606 621 646 .. .
Chile 2,871 3,035 3,066 3,193 3,312 3,314 3,276 3,290 3,568 3,793 .. ..
Fuente: (El Banco Mundial, 2015)
ANEXO I 226
UPB © 2016
La Tabla N° 97 nos muestra una comparación de la evolución de Demanda Real de Energía Eléctrica entre Bolivia y Chile, a partir
del año 2003.
Tabla N° 97: Demanda Real de Energía Eléctrica por años (GWh)
Demanda Real (GWh) 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bolivia SIN 3,603.80 3,771.03 3,994.32 3,959.58 4,686.40 5,137.99 5,396.99 5,814.02 6,301.85 6,604.33 7,012.82 7,477.66
Chile SIC 32,076.00 34,602.40 35,929.20 38,231.10 39,963.70 39,580.30 39,400.80 41,061.70 43,804.30 46,281.50 47,777.60 48,977.07
Chile SING 10,480.20 11,240.40 11,559.60 12,029.40 12,674.30 13,219.20 13,656.00 13,792.00 14,263.00 14,832.00 15,414.00 15,740.00
Chile SIC y SING 42,556.20 45,842.80 47,488.80 50,260.50 52,638.00 52,799.50 53,056.80 54,853.70 58,067.30 61,113.50 63,191.60 64,717.07
Fuente: (CNDC (Comité Nacional de Despacho de Carga), 2015) (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
Seguidamente la Tabla N° 98 nos muestra una comparación de la evolución de Potencia Real Máxima Demandada entre Bolivia y
Chile, desde el año 2003.
Tabla N° 98: Potencia Real Demandada por años (MW)
Potencia Real (MW) 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bolivia SIN 684.06 704.81 759.13 762.10 895.43 898.69 939.43 1,009.39 1,067.40 1,109.05 1,201.84 1,298.19
Chile SIC 5,162.00 5,430.80 5,763.90 6,059.00 6,313.40 6,147.10 6,139.10 6,482.10 6,881.40 6,991.90 7,283.11 7,547.30
Chile SING 1,416.00 1,566.60 1,566.20 1,676.00 1,790.40 1,897.00 1,816.00 1,900.00 2,161.80 2,167.40 2,243.30 2,372.20
Chile SIC y SING 6,578.00 6,997.40 7,330.10 7,735.00 8,103.80 8,044.10 7,955.10 8,382.10 9,043.20 9,159.30 9,526.41 9,919.50
Fuente: (CNDC (Comité Nacional de Despacho de Carga), 2015) (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
ANEXO I 227
UPB © 2016
En la Tabla N° 99 podemos observar el crecimiento, evolución de la Potencia Instalada en ambas naciones, a partir del año 2003.
Tabla N° 99: Potencia Instalada por años (MW)
Potencia Instalada MW 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bolivia SIN 1,077.00 1,144.80 1,144.80 1,183.40 1,276.50 1,285.10 1,285.10 1,389.90 1,446.30 1,610.61 1,656.83 1,959.78
Chile SIC 6,996.20 7,867.35 8,288.30 8,632.00 9,118.20 9,385.75 11,147.22 12,076.34 12,365.09 13,354.91 13,826.38 14,822.10
Chile SING 3,640.70 3,595.79 3,595.80 3,595.80 3,601.86 3,601.86 3,698.66 3,574.88 3,963.77 3,755.82 3,759.45 3,875.20
Chile SIC y SING 10,636.90 11,463.14 11,884.10 12,227.80 12,720.06 12,987.61 14,845.88 15,651.22 16,328.86 17,110.73 17,585.83 18,697.30
Fuente: (AE (Autoridad de Fiscalizacion y Control Social de Electricidad), 2015) (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
ANEXO I 228
UPB © 2016
La Tabla N° 100 nos muestra la matriz del SIN para generación de Energía Eléctrica en MW.
Tabla N° 100: Matriz Eléctrica Boliviana Correspondiente al SIN (MW)
Empresa Centrales Nº Unidades Capacidad Efectiva
(MW)
Hidroeléctricas
HIDROBOL Sistema Hidroeléctrico Taquesi 4 89.27
SYNERGIA Central Hidroeléctrica Kanata 1 7.54
CORANI Sistema Hidroeléctrico Corani 9 148.7
ERESA Sistema Hidroeléctrico Yura 7 19.04
COBEE
Sistema Hidroeléctrico Miguillas 9 21.11
Sistema Hidroeléctrico Zongo 21 177.5
SDB Central Hidroeléctrica Quehata 2 1.97
Eólicas
CORANI Sistema Eólico Qollpana 2 3
Termoeléctricas
EGSA
Térmica Guaracachi 8 322.1
Térmica Santa Cruz 2 38.43
Térmica Unagro (Biomasa) 1 6.5
Térmica Aranjuez - TG 1 17.09
Térmica Aranjuez - DF 3 7.56
Térmica Aranjuez - MG 7 10.73
Térmica Karachipampa 1 13.38
VALLE HERMOSO
Térmica Valle Hermoso 4 68.49
Térmica Valle Hermoso * 4 39.16
Térmica Carrasco 2 101.9
Térmica Carrasco ** 1 22.15
Térmica El Alto *** 1 46.19
COBEE Térmica Kenko 2 17.78
CEC BULO BULO Térmica Bulo Bulo 3 130.6
GUABIRA ENERGIA Térmica Guabirá (Biomasa) 1 21
ENDE ANDINA
Térmica Entre Ríos 4 98.06
Térmica del Sur 4 158.7
ENDE GENERACION Térmica Moxos (D.S. 934) **** 20 26.72
Fuente: (CNDC (Comité Nacional de Despacho de Carga), 2014)
ANEXO I 229
UPB © 2016
La Tabla N° 101 nos muestra la matriz correspondiente al SIC para generación de Energía
Eléctrica en MW.
Tabla N° 101: Matriz Eléctrica Chilena Correspondiente al SIC (MW)
Tipo De
Central
Potencia Neta
Total [MW]
Potencia Neta
Total [%]
Número
Centrales
Térmica
Carbón 1,608.6 10.4% 8
Gas Natural 1,779.8 11.6% 12
Petróleo Diésel 3,277.2 21.3% 93
Petcoke 63.0 0.4% 1
Carbón - Petcoke 561.9 3.6% 4
Propano 14.3 0.1% 1
Biomasa 33.0 0.2% 1
Biomasa-Petróleo N°6 82.0 0.5% 3
Hidráulica
Hidráulica Pasada 2,129.2 13.8% 59
Hidráulica Embalse 4,033.6 26.2% 13
Mini Hidráulica Pasada 0.0 0.0% 0
ERNC
Mini Hidráulica Pasada 247.3 1.6% 64
Biomasa 291.5 1.9% 18
Biomasa-Petróleo N°6 6.0 0.0% 1
Biogás 44.4 0.3% 8
Eólica 801.0 5.2% 16
Solar 436.5 2.8% 16
Otros 0.0% 2
Fuente: (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
La Tabla N° 102 nos muestra la nuestra la matriz correspondiente al SIC, para generación de
Energía Eléctrica en MW, clasificada por propietario.
ANEXO I 230
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Tabla N° 102: Matriz Eléctrica Chilena por Propietario Correspondiente al SIC (MW)
Propietario Potencia Neta
Total [MW]
ENDESA 4,535.6
AES GENER S.A. 1,497.8
E. ELÉCTRICA PEHUENCHE S.A. 700.0
SOC. ELÉCTRICA SANTIAGO S.A. 461.9
DUKE ENERGY 338.7
ENLASA 282.6
ELÉCTRICA VENTANAS 249.0
EMPRESA ELÉCTRICA CAMPICHE S.A. 249.0
E.E. PANGUIPULLI S.A 217.9
ARAUCO BIOENERGÍA 192.3
OTROS 6,684.8
Fuente: (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
La Tabla N° 103 nos muestra la matriz correspondiente al SING para generación de Energía
Eléctrica en MW.
Tabla N° 103: Matriz Eléctrica Chilena Correspondiente al SING (MW)
Tipo De
Central
Potencia Neta *
Total [MW]
Potencia Neta
Total [%]
Número
Centrales
Térmica
Carbón 1,932.7 49.0% 13
Gas Natural 1,441.2 36.6% 5
Petróleo Diésel 184.0 4.7% 21
Fuel Oil Nro. 6 171.0 4.3% 3
Cogeneración 17.5 0.4% 1
Hidráulica
Hidráulica Pasada 10.1 0.3% 1
ERNC
Mini Hidroeléctrica Pasada 5.0 0.1% 4
Eólica 88.9 2.3% 1
Solar 91.2 2.3% 3
Otros 0.0 0.0% 0
Fuente: (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
ANEXO I 231
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La Tabla N° 104 nos muestra la nuestra la matriz correspondiente al SING, para generación de
Energía Eléctrica en MW, clasificada por propietario.
Tabla N° 104: Matriz Eléctrica Chilena por Propietario Correspondiente al SING (MW)
Propietario Potencia Neta
Total [MW]
E-CL 1,618.2
GASATACAMA 767.8
ANGAMOS 488.3
AES GENER 259.3
CELTA 172.2
HORNITOS 153.9
ANDINA 152.6
NORACID 89.5
VALLE DE LOS VIENTOS 88.9
GENERACIÓN SOLAR SPA. 67.7
OTROS 83.2
Fuente: (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
ANEXO I 232
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La Tabla N° 105 nos muestra los precios referenciales en Nodos en $us/MWh, tanto para Bolivia como Chile.
Tabla N° 105: Precios Referenciales en Nodos (Bolivia y Chile) ($us/MWh)
País 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bolivia SIN 19.96 10.68 10.68 9.07 8.20 14.36 15.46 15.65 16.20 17.46 18.21 18.93 18.67 16.29 17.98
Chile SIC 50.60 52.97 48.37 49.21 60.03 74.89 86.56 113.64 140.74 111.22 118.31 127.11 121.98 113.91 105.58
Chile SING 59.89 57.60 56.16 51.13 58.00 61.30 76.07 105.07 155.27 138.44 117.97 115.46 103.48 92.60 86.25
Chile SIC y SING 55.25 55.29 52.27 50.17 59.02 68.09 81.32 109.35 148.01 124.83 118.14 121.28 112.73 103.25 95.91
Fuente: (CNDC (Comité Nacional de Despacho de Carga), 2015) (CNE (Comisión Nacional de Energía), 2015)
ANEXO II 233
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ANEXO II
INSTITUCIONALIDAD Y MARCO REGULATORIO
ANEXO II 234
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• Ministerio de Hidrocarburos y Energía
Las actuales atribuciones del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, quedan establecidas en el
D.S. Nº 29894, las mismas que se presenta a continuación:
1. Proponer y dirigir la Política Energética del País, promover su desarrollo integral,
sustentable y equitativo y garantizar la soberanía energética.
2. Evaluar y controlar el cumplimiento de la Política Energética del País.
3. Normar en el marco de su competencia, la ejecución de la Política Energética del País.
4. Planificar el desarrollo integral del sector energético y desarrollar estrategias para el
cumplimiento de la Política Energética del País, en coordinación con las distintas
entidades del sector y el Ministerio de Planificación del Desarrollo.
5. Establecer las políticas de precios para el mercado interno y las políticas de exportación
de excedentes de hidrocarburos y energía eléctrica.
6. Supervisar, controlar y fiscalizar la exploración, producción, transporte, almacenaje,
comercialización, refinación, industrialización, distribución de gas natural por redes, así
como el uso y destino de los hidrocarburos y sus productos derivados.
7. Definir y ejecutar políticas de promoción de áreas de exploración de hidrocarburos.
8. Elaborar las políticas y estrategias para asegurar el acceso universal y equitativo a los
servicios de electricidad y gas domiciliario.
9. Diseñar, implementar y supervisar la política de generación, transmisión y distribución
de energía eléctrica, en atención a la soberanía e independencia energética ya que el
desarrollo de la cadena productiva energética es facultad privativa del Estado
Plurinacional.
10. Supervisar y fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales y normas en materia
energética.
11. Promover, formular y aplicar las estrategias del desarrollo e integración energética
regional y del país.
12. Negociar tratados internacionales para el sector energético en coordinación con el
ministerio de Relaciones Exteriores.
13. Suscribir convenios a nivel país en materia energética.
ANEXO II 235
UPB © 2016
14. Proponer la creación de empresas o entidades, autárquicas, descentralizadas o
desconcentradas, para el cumplimiento de la Política Energética del País, en el marco de
la Constitución Política del Estado.
15. Supervisar, controlar y fiscalizar a las empresas e instituciones bajo su tuición y
dependencia.
16. Establecer políticas y estrategias, que garanticen el abastecimiento de gas natural,
combustibles líquidos y energía eléctrica para el consumo interno.
17. Proponer proyectos de expansión del sector hidrocarburífero y de energía eléctrica, a
través del aprovechamiento de los recursos naturales renovables, y no renovables,
respetando el medio ambiente.
18. Velar por la correcta aplicación del marco regulatorio vigente, en el sector de
hidrocarburos y eléctrico en toda la cadena productiva energética.
19. Formular políticas para implementar el desarrollo y la promoción en la investigación y
uso de nuevas formas de producción de energías alternativas, respetando el medio
ambiente.
20. Coordinar con los gobiernos autonómicos departamentales, municipales, regionales y
autonomías indígena originaria campesina, para la implementación y desarrollo de las
políticas energéticas en el marco de las competencias concurrentes y compartidas.
21. Efectuar el seguimiento al sistema de información energética.
22. Formular, controlar, fiscalizar, la política y normativa socio-ambiental del sector de
hidrocarburos y energía.
• Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas
Las atribuciones del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas, en el marco de las
competencias asignadas al nivel central por la Constitución Política del Estado, son las
siguientes:
1. Definir, formular y evaluar políticas para el sector eléctrico de acuerdo a los criterios de
universalidad, responsabilidad, accesibilidad, continuidad, calidad, eficiencia, eficacia,
tarifas equitativas y cobertura necesaria.
ANEXO II 236
UPB © 2016
2. Definir políticas que promuevan la participación de las empresas públicas. mixtas,
instituciones sin fines de lucro, cooperativas, empresas privadas y empresas
comunitarias y sociales, evitando el control y la exclusividad de las empresas privadas
en las actividades de producción, transmisión, comercialización y distribución del
servicio de electricidad.
3. Proponer políticas orientadas a lograr el acceso universal y equitativo al servicio básico
de electricidad.
4. Formular políticas, programas y proyectos para la electrificación de todo el país.
5. Definir las directrices para la elaboración de la planificación del desarrollo del sector
eléctrico en el mediano y largo plazo.
6. Coordinar con los gobiernos autónomos departamentales, municipales, regionales y
autonomías indígena originaria campesina, la implementación y desarrollo de proyectos
eléctricos en el marco de las competencias concurrentes y compartidas.
7. Incentivar la incorporación de nuevas tecnologías de electrificación tendientes al
aprovechamiento sustentable de los recursos renovables.
8. Proponer políticas para el desarrollo de tecnologías de energías alternativas, eólica,
fotovoltaica y otras en coordinación con las universidades Públicas del país.
9. Velar por la correcta aplicación en la normativa de regulación, fiscalización y control
del sector y la industria eléctrica.
10. Establecer metas de corto, mediano y largo plazo de cobertura con el servicio de
electricidad en todo el país.
11. Establecer políticas tendientes a lograr información fidedigna sobre las características
dc los servicios que brinda la industria eléctrica.
12. Proponer normas que precautelen la calidad del servicio básico de electricidad.
13. Promover mecanismos que permitan el acceso a la información oportuna y fidedigna a
los usuarios sobre el servicio eléctrico.
14. Proponer mecanismos y normas de asesoramiento y defensa del usuario.
La estructura jerárquica del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas, es la
siguiente:
ANEXO II 237
UPB © 2016
1. Dirección General de Electricidad
2. Dirección General de Energías Alternativas
• Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad
Las competencias de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad, son las
siguientes:
1. Otorgar, modificar y renovar títulos habilitantes y disponer de caducidad o revocatoria
de los mismos. Para el efecto, u en lo sucesivo, se entenderá por título habilitante a la
autorización o derecho otorgado para la prestación o realización de actividades en el
sector de electricidad.
2. Regular, controlar, supervisar, fiscalizar y vigilar la prestación de los servicios y
actividades por parte de las entidades y operadores bajo su jurisdicción reguladora y el
cumplimiento de sus obligaciones legales y contractuales.
3. Implementar los aspectos relativos a la regulación, control, fiscalización y supervisión
del sector de electricidad en el marco de la Constitución Política del Estado (CPE).
4. Fijar, aprobar y publicar precios, tarifas, derechos u otros de acuerdo a la normativa
vigente, garantizando su correcta aplicación y asegurando que la información
sustentadora esté disponible y sea pública.
5. Intervenir las empresas y entidades bajo su jurisdicción reguladora y designar a los
interventores con facultades administrativas, cuando concurran causales que pongan en
riesgo la continuidad y normal suministro del servicio de electricidad.
6. Promover la eficiencia en las actividades del sector eléctrico e investigar y sancionar
posibles conductas monopólicas, oligopólicas, anticompetitivas y discriminatorias en las
empresas y entidades que operan en dicho sector, cuando se consideren contrarias al
interés público.
7. Imponer servidumbres administrativas necesarias para la prestación de los servicios de
electricidad.
8. Requerir la intervención de la fuerza pública en situaciones de riesgo en la provisión de
los servicios de electricidad.
ANEXO II 238
UPB © 2016
9. Aplicar sanciones y medidas correctivas en los casos que corresponda.
10. Conocer y procesar las consultas, denuncias y reclamaciones presentadas por personas
naturales y jurídicas, en relación a las actividades bajo su jurisdicción.
11. Atender, resolver, intervenir y mediar en controversias y conflictos entre operadores y
entre éstos y la sociedad, relacionados a la prestación del servicio.
12. Proponer al Ministro normas de carácter técnico y dictaminar sobre normativa relativa a
su sector, en el ámbito de su competencia.
Requerir a las personas naturales o jurídicas y otros entes relacionados al sector de electricidad,
información, datos y otros que considere necesarios para el cumplimiento de sus funciones y
publicar estadísticas sobre las actividades de los sectores.
• Marco Regulatorio
Los principios de la ley eléctrica de eficiencia, transparencia, calidad, continuidad, adaptabilidad
y neutralidad:
1. El principio de eficiencia obliga a la correcta y óptima asignación y utilización de los
recursos en el suministro de electricidad a costo mínimo.
2. El principio de transparencia exige que las autoridades públicas responsables de los
procesos regulatorios establecidos en la Ley No. 1600 (Ley del Sistema de Regulación
Sectorial) de fecha 28 de octubre de 1994 y la presente ley, los conduzcan de manera
pública, asegurando el acceso a la información sobre los mismos a toda autoridad
competente y personas que demuestren interés y que dichas autoridades públicas rindan
cuenta de su gestión en la forma establecida por las normas legales aplicables incluyen
la Ley No. 1178 (Ley del Sistema de Administración, Fiscalización y Control
Gubernamental) de fecha 20 de julio de 1990 y sus reglamentos.
3. El principio de calidad obliga a observar los requisitos técnicos que establezcan los
reglamentos.
4. El principio de continuidad significa que el suministro debe ser prestado sin
interrupciones a no ser las programadas por razones técnicas debidamente justificadas,
ANEXO II 239
UPB © 2016
las que resultaren de fuerza mayor o de las sanciones impuestas al consumidor por
incumplimiento de sus obligaciones o uso fraudulento de la electricidad.
5. El principio de adaptabilidad promueve la incorporación de tecnología y sistemas de
administración modernos, que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del
servicio.
6. El principio de neutralidad exige un tratamiento imparcial a todas las Empresas
Eléctricas y a todos los consumidores.
• Decreto de Refundación D.S. 29644
1. Establecer la naturaleza jurídica de la Empresa Nacional de Electricidad - ENDE, como
una empresa pública nacional estratégica y corporativa, con una estructura central y
nuevas empresas de su propiedad.
2. ENDE cuenta con autonomía de gestión técnica, administrativa, financiera y legal para
el cumplimiento de sus objetivos.
3. ENDE operará y administrará empresas eléctricas de generación, transmisión y/o
distribución, en forma directa, asociada con terceros o mediante su participación
accionaria en sociedades anónimas, sociedades de economía mixta y otras dispuestas por
Ley.
4. Las acciones del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Ministerio de Hacienda y
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos - YPFB en la Empresa Nacional de
Electricidad S.A., se constituyen en patrimonio propio de la Empresa Nacional de
Electricidad - ENDE, a partir de la aprobación del presente Decreto Supremo.
5. Los trabajadores de la ENDE se encuentran bajo el régimen y aplicación de la Ley
General del Trabajo, su reglamento y disposiciones conexas y complementarias.
6. Sobre la base de los activos y pasivos que tiene la Empresa Nacional de Electricidad S.A.
en los sistemas aislados de Trinidad y Cobija, se constituye la empresa pública “ENDE
Sistemas Aislados”, subsidiaria de ENDE, con patrimonio propio, autonomía de gestión
técnica, administrativa, financiera y legal.
ANEXO II 240
UPB © 2016
7. En el marco de las políticas definidas por el Gobierno Nacional para el Sector, se
encomienda al Directorio de ENDE la constitución de las siguientes empresas, como
sociedades de economía mixta, de acuerdo al Código de Comercio y la normativa legal
aplicable:
7.1. ENDE Generación, sobre la base de los activos y recursos propios y provenientes
de financiamientos el Proyecto de Laguna Colorada, proyectos hidroeléctricos y
otros, así como de su participación accionaria en la empresa ENDE ANDINA
S.A.M. La Empresa ENDE Generación podrá asimilar otras empresas de generación
eléctrica de distinta naturaleza.
7.2. ENDE Transmisión, sobre la base de los activos y pasivos asociados al Proyecto
Línea de Transmisión Eléctrica Caranavi-Trinidad, del Proyecto Interconexión de
Tarija al Sistema Interconectado Nacional - SIN. La empresa ENDE Transmisión
operará estas líneas de alta tensión, podrá asimilar cualquier otra línea eléctrica o
empresa de transmisión que se encuentran en operación y deberá asumir todo
proyecto futuro de Transmisión en el país.
7.3. ENDE Distribución, sobre la base de su participación accionaria en la Empresa de
Distribución Eléctrica Larecaja S.A.M. - EDEL S.A.M., en Servicios Eléctricos
Potosí S.A. - SEPSA y en la Compañía Eléctrica Sucre S.A. - CESSA, podrá
participar en la ejecución de programas y/o proyectos.
8. En el marco del Artículo 54 de las Normas Básicas del Sistema de Administración de
Bienes y Servicios aprobado mediante D.S. 29190 de 11 de julio de 2007, se califica a
la Empresa Nacional de Electricidad - ENDE, como Empresa Pública Nacional
Estratégica.
• Programación de la operación y despacho de carga en el mercado
1. Precios de referencia de combustibles
Son calculados semestralmente por el CNDC, y son definidos con base al costo de oportunidad
tomando en cuenta los costos que implican su transporte y almacenamiento hasta la central
generadora, según sea el caso. El procedimiento de cálculo de precios de referencia de
combustibles se realizará con base a una Norma Operativa redactada por el CNDC.
ANEXO II 241
UPB © 2016
2. Consumo específico de referencia
Para cada central térmica, será definida para cada unidad generadora en función de las
temperaturas y condiciones medias por el CNDC.
3. Costo medio de referencia de una unidad generadora
Los costos medios de referencia para cada unidad generadora serán calculados con base a los
precios de referencia, los consumos específicos de referencia, consumos propios y pérdidas de
transformación. Toda la información para tal efecto podrá ser auditada por el CNDC o la SDE,
en cualquier momento.
4. Costo medio de operación y mantenimiento
Los costos representativos de operación y mantenimiento asociados a los costos variables y no
relacionados con los combustibles serán calculados a partir de valores definidos por ley como
valores iniciales en USD/MWh.
5. Programación efectuada por el CNDC
El CNDC realiza programaciones de la operación de mediano plazo, estacional, semanal y diaria.
La programación de mediano plazo se realiza con un horizonte de 48 meses, se lleva a cabo dos
veces por año, y tiene por objetivo definir un escenario para la programación semanal. La
programación estacional se efectúa mensualmente con una resolución semanal, cubre la estación
en curso considerando dos estaciones por año. La programación semanal, se lleva acabo
semanalmente y con uno resolución horaria, cubre la semana siguiente. La programación diaria
o predespacho, cubre el día siguiente y es llevada a cabo con una resolución horaria.
Según el Artículo 29 del ROME, cada ejercicio de programación debe realizarse:
5.1. Utilizando modelos de optimización para cualquiera de los horizontes de
programación: largo, mediano y corto plazo
ANEXO II 242
UPB © 2016
5.2. La función objetivo de los modelos será minimizar el costo de operación de
generación y los de falla; dentro de restricciones vigentes y condiciones de
desempeño mínimo.
5.3. El modelo de optimización permitirá calcular el valor del agua embalsada que
optimice el costo futuro de reemplazo probable, denominado valor del agua del
embalse.
6. Programación de MEDIANO PLAZO
Para su realización se requiere de la siguiente información:
6.1. Proyección de demanda de energía y potencia con curvas estimadas de carga por
parte de distribuidores y consumidores no regulados.
6.2. Requerimientos de mantenimiento por parte de todos los generadores, ya sean estos
hidráulicos o térmicos.
6.3. Para las centrales térmicas: costo de combustible, disponibilidad de combustibles,
poder calorífico inferior, capacidad efectiva en función de la temperatura, consumos
específicos para rendimientos de 50%, 75% y 100% de su capacidad efectiva, en
función de la temperatura del medio.
6.4. Las centrales hidráulicas deberán facilitar series históricas de caudales.
6.5. Las empresas transmisoras deberán facilitar sus requerimientos de mantenimiento y
previsiones de ingresos para las nuevas instalaciones.
Con base a la información facilitada por los agentes, se podrán procesar
6.6. La proyección de la demanda más representativa futura.
6.7. El parque generador disponible y el sistema de transmisión.
6.8. El programa de mantenimiento de las unidades de generación y de las instalaciones
de transmisión.
Resultados de la programación de mediano plazo:
6.9. Se definen las cantidades de energía hidráulica disponible por semana, la red de
transporte y las condiciones de desempeño mínimo.
ANEXO II 243
UPB © 2016
6.10. Luego de simular cada una de las series hidrológicas, el CNDC obtendrá los
valores promedios semanales de energías servidas, energías no servidas y costos
marginales.
6.11. Costos marginales esperados de energía, estos serán determinados por el CNDC
para los bloques horarios establecidos.
6.12. Desarrollo del contenido del Informe de la Programación de Mediano Plazo: Que
el indispensable para el informe preliminar de precios de nodos. El informe
contendrá:
6.12.1. Proyección de demanda y potencia del SIN.
6.12.2. Programa de obras de generación y transmisión.
6.12.3. Costos de combustibles, de racionamiento y variables de operación.
6.12.4. Contratos de importación y exportación de energía.
6.12.5. Disponibilidad y programación de mantenimiento.
6.12.6. Precios de combustibles de las unidades generadoras.
6.12.7. Previsión de la generación térmica por unidad y por central. Previsión de
la generación hidráulica por unidad y por central, además de la evolución de
los embalses.
6.12.8. Previsión de la energía no servida del MEM y por áreas, previsión de
generación forzada y costos asociados.
6.12.9. Previsión de la evolución del precio de la energía por semana con
resolución horaria.
6.12.10. La potencia firme de centrales térmicas e hidráulicas.
6.12.11. Reserva fría requerida para cada área.
7. Programación ESTACIONAL
En ella el CNDC contrastará mensualmente los datos con lo previsto en la Programación de
Mediano Plazo, pudiendo modificar la planificación para meses futuros.
8. Riesgo de déficit por CONTINGENCIAS
ANEXO II 244
UPB © 2016
El CNDC definirá para cada mes estados característicos de la oferta y de la demanda; y una
configuración de la red de transporte. Con base a estos estados estimará el riesgo de déficit y las
acciones a seguir.
9. Programación SEMANAL
Antes de las 10 a.m. de cada día el CNDC requerirá de los agentes:
9.1. Demanda de potencia y energía con desagregación horaria, por parte de los
distribuidores y consumidores no regulados.
9.2. Previsión de la oferta indicando: requerimiento de mantenimientos, potencia
disponible prevista, cantidad de combustible y/o agua disponibles, sus restricciones,
modificación de sus costos variables, por parte de los generadores.
9.3. Mantenimientos preventivos, indisponibilidades forzadas y programadas; y
limitaciones de transmisión, por parte de los transmisores.
Utilizando como función de costo de cada embalse optimizado, obtenido del Informe de
Mediano Plazo, y con la información proporcionada por los agentes del MEM, junto con los
ajustes de la programación estacional, se determinará:
9.4. Proyección de demanda horaria de energía para la siguiente semana
9.5. Proyección de la operación de la semana siguiente. El modelo semanal realizará la
optimización secuencial de las centrales hidráulicas con la función objetivo de
minimizar el costo de producción, de racionamiento y determinará para cada
embalse optimizado el valor del agua. Además el despacho deberá tomar en cuenta
los compromisos de exportación e importación establecidos por contrato, y ofertas
spot de exportación/importación.
9.6. Programación del mantenimiento preventivo semanal.
Antes de las 15:00 del último día hábil de cada semana el CNDC presentará un informe de la
programación semanal para la semana siguiente a los agentes nacionales y extranjero.
10. Programación DIARIA
ANEXO II 245
UPB © 2016
También llamada predespacho, tiene por objetivo la programación integrada de la operación del
mercado, con el in de satisfacer la demanda total al costo mínimo y cumpliendo las condiciones
de desempeño mínimo.
Antes de las 10:00 a.m. de cada día los agentes del MEM deberán facilitar al CNDC la
información necesaria para el despacho del día siguiente, la información para los fines de
semana y feriados serán enviadas el último día hábil que les precede.
La realización de la programación diaria involucra los siguientes aspectos:
10.1. Su realización es diaria y haciendo una estimación de los restantes días de la
semana
10.2. El despacho de las unidades generadoras:
10.2.1. Considera la oferta hidráulica no regulada con un valor del agua igual a
cero, la energía hidráulica regulada con su valor de agua, y la oferta térmica
siguiendo aspecto técnico – económicos.
10.2.2. La oferta hidráulica no regulada tendrá preferencia en el despacho. La
oferta hidráulica regulada será colocada de modo que responda al mínimo costo
de producción.
10.2.3. Las unidades despachadas deben contar con una reserva no menor a la
prevista siguiendo el criterio de desempeño mínimo, salvo casos particulares.
10.2.4. EL DESPACHO ECONÓMICO determinará cada hora la oferta
hidrotérmica, teniendo en cuenta la oferta hidráulica, las restricciones
operativas por el uso del agua, los precios medios de producción de las unidades
térmicas en cada hora, las restricciones de transmisión y los requerimientos de
calidad y seguridad de área determinados en las condiciones de desempeño
mínimo vigentes.
10.2.5. La programación diaria identificará la generación forzada como aquella
que resulta prevista generando obligada por restricciones, que en condiciones
normales sin restricción no sería considerada en el despacho económico.
ANEXO II 246
UPB © 2016
10.3. Informe de la programación diaria. Este deberá ser entregado cada día antes de
las 15:00 horas de cada día, en el que se informará:
10.3.1. Los precios de generación de sus unidades generadoras para determinar
los costos marginales de corto plazo.
10.3.2. El programa de carga horario a realizar por cada unidad generadora,
identificando unidades forzadas y reservas frías.
10.3.3. Su participación de la reserva rotante, regulación de frecuencia, control
de tensión y reactivo.
10.3.4. La programación de restricciones de suministro en caso de surgir la
imposibilidad de satisfacer la demanda. Esto también se les participará a los
distribuidores y consumidores no regulados.
10.3.5. El costo marginal horario de la Energía previsto.
10.4. Restricciones de suministro. Las restricciones del consumo, por parte de los
generadores surge a raíz de la diferencia entre los compromisos de entrega y su:
generación propia, la contratada de otros generadores y la que pueda facilitarle el
mercado spot. En condiciones de déficit el spot deberá ser racionado.
10.5. Redespacho. Cuando las hipótesis bajo las cuales se realizó el predespacho
cambien significativamente, el CNDC deberá realizar un redespacho para adecuar
el sistema y garantizar la operación económica del mismo.
10.6. Intercambios spot con países interconectados. Para ello los Agentes
interconectados deberán presentar bajo los mismos plazos que los agentes
Bolivianos, ofertas spot de importación o exportación (compra/venta).
10.7. Reclamaciones al despacho. Los agentes del mercado tienen dos días para
cuestionar el despacho programado por CNDC si logran demostrar una operación
de menor costo. En caso de no dar curso a dicho reclamo, el agente puede apelar a
la SDE, cuyo fallo es resolutivo; no existiendo instancia ulterior.
10.8. Resultados de la operación. Antes de las 18:00 horas de cada día el CNDC deberá
informar a todos los agentes que realizan transacciones en el mercado spot el
resultado operativo del o los días anteriores, según corresponda, en que se incluirán:
10.8.1. Precios de energía en los nodos de cada agente.
ANEXO II 247
UPB © 2016
10.8.2. Precio de la energía comercializada en cada nodo y para cada agente, en
el spot, y discriminada por bloque horario.
10.8.3. Las unidades de generación forzada, la energía producida y el costo
asociado.
10.8.4. Las unidades de reserva fría, la energía suministrada y el costo asociado.
10.8.5. Los agentes tendrán 2 días para objetar algunas de estas determinaciones,
con la correspondiente justificación.
11. Transacción de ENERGÍA REACTIVA
El CNDC elaborará un sistema de precios para las transacciones de energía reactiva, en función
de los costos de inversión evitados y será presentado cada cuatro años, previa aprobación de la
SDE.
Los distribuidores y consumidores no regulados deberán regular el factor de potencia, con el
objetivo de cubrir los requerimientos mínimos de operación.
Los transmisores deberán instalar los equipos de compensación de reactivos necesarios para
mantener los niveles de tensión adecuados en la red de transporte.
• Potencia Firme
1. Oferta Hidráulica en Año Seco
La oferta hidráulica de potencia firme se realiza en función de la potencia que se puede
garantizar en los meses de hidrología baja, mayo a octubre. Para una condición de año seco se
asignará como potencia firme hidráulica aquella que garantice un 95% de probabilidad de
excedencia. Este valor podrá ser modificado en función de los requerimientos entre un 90% y
98%.
2. Oferta de Potencia Firme de Unidades Hidráulicas
Se calcula de la siguiente manera:
2.1. La energía firme hidráulica ofertada se divide en energía regulable o no regulable
ANEXO II 248
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2.2. Ubicación de la energía no regulable en la curva de duración para el semestre mayo-
octubre, desde la base a la punta.
2.3. La energía regulable es ubicada siguiendo el criterio del óptimo económico, en la
curva de duración.
2.4. La potencia no cubierta por las centrales hidráulicas en la curva de duración, se
denomina POTENCIA FIRME TÉRMICA TOTAL, y es distribuida entre las
centrales térmicas.
3. Potencia Firme de Unidades Generadoras Térmicas
Es función de la temperatura máxima probable. Se determina simulando un despacho económico
multinodal que considere: la oferta de potencia firme por unidad, la oferta de potencia firme
total calculada y la demanda de punta del sistema.
4. Periodicidad del Cálculo de la Potencia Firme
El cálculo de la potencia firme se realiza cada 6 meses tomando en cuenta la potencia de punta
estimada para cada período.
5. Reserva Fría
Cuando en un área la potencia firme no sea suficiente para cubrir toda la demanda por
indisponibilidad, el CNDC asignará potencia de reserva fría a una o más unidades térmicas no
remuneradas por potencia firme para garantizar el suministro de esa área:
5.1. La potencia será asignada en la programación de mediano plazo y se reliquidará
coincidentemente con la reliquidación de potencia firme.
5.2. Cada unidad asignada con reserva fría debe estar disponible cuando el CNDC lo
requiera.
• Costos Marginales
1. Costos Marginales por Nodo
Los costos marginales de corto plazo de energía por nodo son resultado del producto del costo
marginal de corto plazo de la energía del SIN por el factor de pérdida de energía del nodo.
ANEXO II 249
UPB © 2016
Los costos marginales de corto plazo de potencia por nodo son resultado del producto del costo
marginal de corto plazo de la potencia del SIN por el factor de pérdida de potencia del nodo.
El costo marginal de corto plazo de energía para el SIN será calculado cada hora, siguiendo el
criterio de la distribución óptima de la energía hidráulica.
De existir limitaciones entre dos áreas del sistema de transmisión troncal, se calculará el costo
marginal para cada subsistema.
2. Determinación de los Factores de Pérdida de Energía
El CNDC calculará para cada nodo y basado en el modelo de despacho utilizado, un factor de
pérdidas de energía (FPEnh) para cada nodo, mide la relación entre el precio marginal del nodo
y el precio marginal del nodo donde inyecta la unidad generadora marginal. Mide las pérdidas
marginales entre el nodo y el nodo de la unidad marginal del SIN.
3. Factor de Pérdidas de Potencia
El factor de pérdida de potencia de un nodo mide las pérdidas marginales de transporte en un
despacho típico para la situación de máxima demanda, en condición de hidrología seca, entre
dicho nodo y el nodo más conveniente para incrementar la capacidad de generación de punta.
Este nodo será el mismo que será tomado en consideración para el cálculo del precio básico de
potencia.
• Transacciones en el Mercado SPOT
1. Remuneración a los generadores
Los generadores son remunerados por energía y por potencia (potencia firme, potencia fría y
potencia de punta)
2. Remuneración por energía
Al finalizar el mes el CNDC calculará para cada generador la energía inyectada al STI cada hora,
al correspondiente costo marginal de energía horario en el nodo de inyección. Para generadores
ANEXO II 250
UPB © 2016
cumpliendo con reserva fría y unidades forzadas, la remuneración será al costo variable de cada
unidad.
3. Cálculo de remuneración mensual por potencia
Se realiza al finalizar el mes. El pago correspondiente a las centrales hidráulicas se efectúa
mediante el pago por potencia firme menos un descuento por indisponibilidad forzada y
programada. El pago a las centrales térmicas se realiza mediante un pago por potencia firme
menos descuentos por indisponibilidad programada. Al valor resultante se le aplicarán
descuentos por indisponibilidad forzada.
Las centrales sirviendo con reserva fría son remuneradas por potencia fría menos un descuento
por indisponibilidad.
Las unidades sin potencia firme ni potencia fría asignada, son remuneradas en función de la
potencia de punta correspondiente que es estimada como la potencia media de punta, y eso no
es más que la energía generada dividida entre las horas del bloque alto del mes.
Compras de energía por distribuidores y consumidores no regulados en el spot
Los distribuidores y consumidores no regulados compran del spot la energía que no logran
cubrir con contratos, al costo marginal de energía horario en el nodo de retiro.
Cualquier restricción que active la solicitación de generación, que lleve a un sobrecosto, será
cubierta por los agentes involucrados en función de su porcentaje de participación de la demanda.
4. Compras de potencia de punta por distribuidores y consumidores no regulados en
el mercado spot
Los distribuidores y consumidores no regulados compran del spot la potencia de punta no
abastecida por contratos.
La potencia firme adquirida por estos en el spot será suministrada por los generadores con su
potencia firme excedentaria. El monto a pagar deberá incluir los peajes de transmisión.
ANEXO II 251
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5. Compras de energía por generadores en el mercado spot
Un generador con contratos de suministro es considerado como comprador en el mercado spot,
de la energía comprometida, al costo marginal de energía horario en el nodo correspondiente.
6. Compras de potencia de punta por generadores en el mercado spot
Un generador con contratos de suministro es considerado como comprador en el mercado spot,
de la potencia de punta comprometida en cada nodo, al precio de nodo de potencia de punta.
• Normativa Boliviana de Regulación Para la Exportación de Energía Eléctrica
La Tabla N° 106 muestra la Distribución de Competencias, en base a la Constitución Política
del Estado.
Tabla N° 106: Nueva Constitución Política del Estado - Distribución de Competencias (Bolivia)
Tercera Parte Estructura y Organización Territorial de Estado
Título I Organización Territorial del Estado
Capítulo Octavo Distribución de Competencias
Artículo 298
I. Son competencias privativas del nivel central del Estado:
1. Sistema financiero.
2. Política monetaria, Banco Central, sistema monetario, y la política cambiaria.
3. Sistema de pesas y medidas, así como la determinación de la hora oficial.
4. Régimen aduanero.
5. Comercio Exterior.
6. Seguridad del Estado, Defensa, Fuerzas Armadas y Policía boliviana.
7. Armas de fuego y explosivos.
8. Política exterior.
9. Nacionalidad, ciudadanía, extranjería, derecho de asilo y refugio.
10. Control de fronteras en relación a la seguridad del Estado.
11. Regulación y políticas migratorias.
12. Creación, control y administración de las empresas públicas estratégicas del nivel central del Estado.
13. Administración del patrimonio del Estado Plurinacional y de las entidades públicas del nivel central
del Estado.
14. Control del espacio y tránsito aéreo, en todo el territorio nacional. Construcción, mantenimiento y
administración de aeropuertos internacionales y de tráfico interdepartamental.
15. Registro Civil.
16. Censos oficiales.
17. Política general sobre tierras y territorio, y su titulación.
18. Hidrocarburos.
ANEXO II 252
UPB © 2016
(Continuación)
19. Creación de impuestos nacionales, tasas y contribuciones especiales de dominio tributario del nivel
central del Estado.
20. Política general de Biodiversidad y Medio Ambiente.
21. Codificación sustantiva y adjetiva en materia civil, familiar, penal, tributaria, laboral, comercial,
minería y electoral.
22. Política económica y planificación nacional
II. Son competencias exclusivas del nivel central del Estado:
23. Régimen electoral nacional para la elección de autoridades nacionales y subnacionales, y consultas
nacionales.
24. Régimen general de las comunicaciones y las telecomunicaciones.
25. Servicio postal.
26. Recursos naturales estratégicos, que comprenden minerales, espectro electromagnético, recursos
genéticos y biogenéticos y las fuentes de agua.
27. Régimen general de recursos hídricos y sus servicios.
28. Régimen general de biodiversidad y medio ambiente.
29. Política Forestal y régimen general de suelos, recursos forestales y bosques.
30. Política de generación, producción, control, transmisión y distribución de energía en el sistema
interconectado.
31. Planificación, diseño, construcción, conservación y administración de carreteras de la Red
Fundamental.
32. Construcción, mantenimiento y administración de líneas férreas y ferrocarriles de la Red
Fundamental.
33. Obras públicas de infraestructura de interés del nivel central del Estado
34. Elaboración y aprobación de planos y mapas cartográficos oficiales; geodesia.
35. Elaboración y aprobación de estadísticas oficiales.
36. Otorgación de personalidad jurídica a organizaciones sociales que desarrollen Actividades en más de
un Departamento.
37. Otorgación y registro de personalidad jurídica a Organizaciones No Gubernamentales, Fundaciones
y entidades civiles sin fines de lucro que desarrollen actividades en más de un Departamento.
38. Régimen de Seguridad Social.
39. Políticas del sistema de educación y salud
40. Sistema de Derechos Reales en obligatoria coordinación con el registro técnico municipal.
41. Áreas protegidas bajo responsabilidad del nivel central del Estado.
42. Reservas fiscales respecto a recursos naturales.
43. Sanidad e inocuidad agropecuaria.
44. Control de la administración agraria y catastro rural.
45. Política fiscal
46. Administración de Justicia
47. Promoción de la cultura y conservación del patrimonio cultural, histórico, artístico, monumental,
arquitectónico, arqueológico, paleontológico, científico, tangible e intangible de interés del nivel
central del Estado.
48. Expropiación de inmuebles por razones de utilidad y necesidad pública, conforme al procedimiento
establecido por Ley.
ANEXO II 253
UPB © 2016
(Continuación)
49. Centros de información y documentación, archivos, bibliotecas, museos, hemerotecas y otros de
interés del nivel central del Estado.
50. Empresas públicas del nivel central del Estado.
51. Asentamientos humanos rurales
52. Políticas de servicios básicos
53. Políticas y régimen laborales
54. Transporte, terrestre, aéreo, fluvial y otros cuando alcance a más de un departamento.
55. Políticas de planificación territorial y ordenamiento territorial
56. Deuda pública interna y externa
57. Políticas generales de desarrollo productivo
58. Políticas generales de vivienda
59. Políticas generales de turismo
60. Régimen de la tierra. La ley determinará las facultades a ser transferidas o delegadas a las autonomías.
Fuente: (Asamblea Constituyente, Honorable Consejo Nacional, 2009)
En la Tabla N° 107 se observa la Función del Estado en la Economía, en base a la Constitución
Política del Estado.
Tabla N° 107: Nueva Constitución Política del Estado - Función del Estado en la Economía (Bolivia)
Cuarta Parte Estructura y Organización Económica del Estado
Título I Organización Económica del Estado
Capítulo Segundo Función del Estado en la Economía
Artículo 316
La función del Estado en la economía consiste en:
1. Conducir el proceso de planificación económica y social, con participación y consulta ciudadana.
La ley establecerá un sistema de planificación integral estatal, que incorporará a todas las entidades
territoriales.
2. Dirigir la economía y regular, conforme con los principios establecidos en esta Constitución, los
procesos de producción, distribución, y comercialización de bienes y servicios.
3. Ejercer la dirección y el control de los sectores estratégicos de la economía
4. Participar directamente en la economía mediante el incentivo y la producción de bienes y servicios
económicos y sociales para promover la equidad económica y social, e impulsar el desarrollo,
evitando el control oligopólico de la economía.
5. Promover la integración de las diferentes formas económicas de producción, con el objeto de lograr
el desarrollo económico y social.
6. Promover prioritariamente la industrialización de los recursos naturales renovables y no renovables,
en el marco del respeto y protección del medio ambiente, para garantizar la generación de empleo
y de insumos económicos y sociales para la población.
7. Promover políticas de distribución equitativa de la riqueza y de los recursos económicos del país,
con el objeto de evitar la desigualdad, la exclusión social y económica, y erradicar la pobreza en sus
múltiples dimensiones.
ANEXO II 254
UPB © 2016
(Continuación)
8. Determinar el monopolio estatal de las actividades productivas y comerciales que se consideren
imprescindibles en caso de necesidad pública.
9. Formular periódicamente, con participación y consulta ciudadana, el plan general de desarrollo,
cuya ejecución es obligatoria para todas las formas de organización económica.
10. Gestionar recursos económicos para la investigación, la asistencia técnica y la transferencia de
tecnologías para promover actividades productivas y de industrialización.
11. Regular la actividad aeronáutica en el espacio aéreo del país.
Fuente: (Asamblea Constituyente, Honorable Consejo Nacional, 2009)
La Tabla N° 108 muestra las Políticas Económicas para el proyecto realizado, en base a la
Constitución Política del Estado.
Tabla N° 108: Nueva Constitución Política del Estado - Políticas Económicas (Bolivia)
Cuarta Parte Estructura y Organización Económica del Estado
Título I Organización Económica del Estado
Capítulo Tercero Políticas Económicas
Artículo 318
I. El Estado determinará una política productiva industrial y comercial que garantice una oferta de bienes y
servicios suficientes para cubrir de forma adecuada las necesidades básicas internas, y para fortalecer la
capacidad exportadora.
II. El Estado reconoce y priorizará el apoyo a la organización de estructuras asociativas de micro, pequeñas
y medianas empresas productoras, urbanas y rurales.
III. El Estado fortalecerá la infraestructura productiva, manufactura e industrial y los servicios básicos para el
sector productivo.
IV. El Estado priorizará la promoción del desarrollo productivo rural como fundamento de las políticas de
desarrollo del país.
V. El Estado promoverá y apoyará la exportación de bienes con valor agregado y los servicios.
Fuente: (Asamblea Constituyente, Honorable Consejo Nacional, 2009)
La Tabla N° 109 muestra lo referente al sector energético eléctrico, en base a la Constitución
Política del Estado.
Tabla N° 109: Nueva Constitución Política del Estado - Energía (Bolivia)
Cuarta Parte Estructura y Organización Económica del Estado
Título II Medio Ambiente, Recursos Naturales, Tierra y Territorio
Capítulo Sexto Energía
Artículo 378
I. Las diferentes formas de energía y sus fuentes constituyen un recurso estratégico, su acceso es un derecho
fundamental y esencial para el desarrollo integral y social del país, y se regirá por los principios de eficiencia,
continuidad, adaptabilidad y preservación del medio ambiente.
II. Es facultad privativa del Estado el desarrollo de la cadena productiva energética en las etapas de generación,
transporte y distribución, a través de empresas públicas, mixtas, instituciones sin fines de lucro, cooperativas,
ANEXO II 255
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(Continuación)
empresas privadas, y empresas comunitarias y sociales, con participación y control social. La cadena
productiva energética no podrá estar sujeta exclusivamente a intereses privados ni podrá concesionarse.
La participación privada será regulada por la ley.
Artículo 379
I. El Estado desarrollará y promoverá la investigación y el uso de nuevas formas de producción de energías
alternativas, compatibles con la conservación del ambiente.
II. El Estado garantizará la generación de energía para el consumo interno; la exportación de los excedentes de
energía debe prever las reservas necesarias para el país.
Fuente: (Asamblea Constituyente, Honorable Consejo Nacional, 2009)
La Tabla N° 110 nos muestra el detalle completo que existe en la Ley de Electricidad Vigente.
Tabla N° 110: Ley N° 1604 de Electricidad (Bolivia)
Título I Disposiciones Generales
Artículo 9 (Exportaciones, Importaciones de Electricidad
e Interconexiones Internacionales)
Las exportaciones e importaciones de electricidad y las interconexiones
internacionales se efectuarán de acuerdo a las políticas establecidas por el
Poder Ejecutivo y las disposiciones de la presente ley.
Fuente: (Sánchez de Lozada, 21 de Diciembre de 1994)
La Tabla N° 111 nos muestra el detalle completo del Decreto Supremo Nº 29644, con relación
al proyecto.
Tabla N° 111: Decreto Supremo Nº 29644 (Bolivia)
Decreto Supremo Nº 29644 del 16 Julio de 2008
Artículo 1
(Objeto)
El presente Decreto Supremo tiene por objeto establecer la naturaleza jurídica de la Empresa Nacional de
Electricidad – ENDE, como una empresa pública nacional estratégica y corporativa, con una estructura central y
nuevas empresas de su propiedad.
Artículo 3
(Rol Estratégico de
la Empresa Nacional
de Electricidad –
ENDE)
I. ENDE en representación del Estado Boliviano, tiene como objetivo principal y rol estratégico, la
participación en toda la cadena productiva de la industria eléctrica, así como en actividades de
importación y exportación de electricidad en forma sostenible, con criterios de promoción del
desarrollo social y económico del País, basado en la equidad y la justicia social, primacía del interés
nacional, eficiencia económica y administrativa, priorizando el uso de recursos renovables y energías
alternativas.
II. ENDE, operará y administrará empresas eléctricas de generación, transmisión y/o distribución, en
forma directa, asociada con terceros o mediante su participación accionaria en sociedades anónimas,
sociedades de economía mixta y otras dispuestas por Ley.
III. Toda exportación de electricidad será realizada por la ENDE, por sí misma o asociada con terceros,
sean públicos o privados, nacionales o extranjeros.
Fuente: (Morales Ayma, 16 de Julio de 2008)
La Tabla N° 112 nos muestra el detalle general de la Agenda Patriótica del Bicentenario.
ANEXO II 256
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Tabla N° 112: Ley Nº 650 (Bolivia)
Ley Nº 650 del 15 de Enero de 2015
Artículo 1
Los trece pilares de la Bolivia Digna y Soberana:
1. Erradicación de la extrema pobreza.
2. Socialización y universalización de los servicios básicos con soberanía para Vivir Bien.
3. Salud, educación y deporte para la formación de un ser humano integral.
4. Soberanía científica y tecnológica con identidad propia.
5. Soberanía comunitaria financiera, sin servilismo al capitalismo financiero.
6. Soberanía productiva con diversificación y desarrollo integral, sin la dictadura del mercado capitalista.
7. Soberanía sobre nuestros recursos naturales con nacionalización, industrialización y comercialización, en
armonía y equilibrio con la Madre Tierra.
8. Soberanía alimentaria a través de la construcción del saber alimentarse para Vivir Bien.
9. Soberanía ambiental con desarrollo integral, respetando los derechos de la Madre Tierra.
10. Integración complementaria de los pueblos con soberanía.
11. Soberanía y transparencia en la gestión pública bajo los principios del no robar, no mentir y no ser flojo.
12. Disfrute y felicidad plena de nuestras fiestas, de nuestra música, nuestros ríos, nuestra Amazonía, nuestras
montañas, nuestros nevados, nuestro aire limpio y de nuestros sueños.
13. Reencuentro soberano con nuestra alegría, felicidad, prosperidad y nuestro mar.
Fuente: (Morales Ayma, 15 de Enero de 2015)
La Tabla N° 113 nos muestra el Decreto Supremo Nº 2399, referente a las Interconexiones
Internacionales de Electricidad
Tabla N° 113: Decreto Supremo Nº 2399 (Bolivia)
Decreto Supremo Nº 2399 del 10 de Julio de 2015
Artículo 1
(Objeto)
El presente Decreto Supremo tiene por objeto normar las actividades de la industria eléctrica, respecto
al intercambio internacional de electricidad, su operación y transacciones comerciales, así como las
Interconexiones internacionales de electricidad.
Artículo 2
(Intercambio
Internacional de
Electricidad)
I. El intercambio internacional de electricidad, consiste en la transacción de excedentes de electricidad
que realiza la Empresa Nacional de Electricidad – ENDE, con sistemas eléctricos de otros países, tales
como: exportación, importación, transmisión y tránsito.
II. Para el intercambio internacional de electricidad, se consideran los siguientes tipos de excedentes:
a. Excedentes de energía del sistema nacional: Es la energía del Sistema Interconectado Nacional o
de un Sistema Aislado, destinada al intercambio internacional de electricidad, una vez cubierta la
demanda local;
b. Excedentes de energía de proyectos dedicados: Es la energía proveniente de plantas de generación
desarrolladas con el propósito de producir electricidad orientada al intercambio internacional de
electricidad.
III. ENDE en representación del Estado, es la única facultada para realizar las actividades de Intercambio
Internacional de Electricidad. Los contratos de intercambio internacional de electricidad, deberán ser
aprobados conforme lo establece la Constitución Política del Estado.
ANEXO II 257
UPB © 2016
Artículo 3
(Transacciones
Comerciales
Internacionales)
(Continuación)
Se reconocen las siguientes transacciones comerciales para el intercambio internacional de electricidad, que
podrán ser realizadas en forma independiente o conjunta:
a. Transacciones de electricidad de oportunidad: Es el intercambio internacional de electricidad que
se realiza de manera ocasional y sujeto a disponibilidad, cuyas condiciones técnicas y económicas
estarán establecidas en el contrato o instrumento equivalente;
b. Transacciones de electricidad en firme: Es el intercambio internacional de electricidad con
garantía de suministro de una cantidad física durante un periodo determinado, bajo condiciones
técnicas y económicas que estarán establecidas en el contrato.
Artículo 4
(Condiciones Para
Los Intercambios
Internacionales De
Electricidad)
Para los intercambios internacionales de electricidad, se deberá prever en todo momento las reservas necesarias
para el consumo interno, debiendo asegurarse el normal abastecimiento de electricidad en el país en condiciones
convenientes.
Artículo 5
(Transmisión Para
Los Intercambios
Internacionales De
Electricidad)
I. La transmisión dedicada a los intercambios internacionales de electricidad, será desarrollada por
ENDE, por sí misma, a través de sus filiales o subsidiarias o asociada a terceros.
II. La construcción, operación y remuneración de las instalaciones de transmisión dedicada a los
intercambios internacionales de electricidad, estarán sujetos a acuerdo de partes y disposiciones
reglamentarias vigentes.
III. La operación y remuneración de las instalaciones de transmisión no dedicada a los intercambios
internacionales de electricidad, se sujetarán a las disposiciones reglamentarias vigentes.
Artículo 6
(Operaciones
Internacionales De
Electricidad)
Las condiciones de operación, coordinación, despacho, transacciones y otras complementarias emergentes del
presente Decreto Supremo, serán reglamentadas por el Ente Regulador y mediante norma operativa según
corresponda.
Artículo 7
(Precios Y Cargos)
I. Los lineamientos de los precios y cargos para la valoración de las operaciones de intercambio
internacional de electricidad, serán propuestos por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía para su
aprobación mediante Decreto Supremo.
II. Los precios y cargos señalados en el Parágrafo precedente, serán negociados por el Ministerio de
Hidrocarburos y Energía conjuntamente con ENDE, mismos que se incluirán en los contratos o
instrumentos equivalentes a ser suscritos por dicha empresa.
III. Los intercambios internacionales de electricidad, serán considerados como una demanda o como
generación de electricidad local, según corresponda y no deberán incidir negativamente en los precios
de suministro del mercado interno, ni tampoco afectar la remuneración en el parque de generación
local.
Disposición
Adicional Única
Los contratos de los Generadores establecen compromisos de suministrar energía y potencia a Distribuidores y a
otros Generadores a cambio de una remuneración resultante de la aplicación de precios libremente acordados. Un
Generador podrá comprometer en contratos, la venta de la suma de su Potencia Firme, de la contratada con otros
Generadores y de la que adquiera en el Mercado Spot. Se entiende como Potencia Firme propia de un Generador
a la suma de las potencias firmes de sus Unidades Generadoras, calculadas éstas de acuerdo a lo establecido en el
Artículo 6 del presente Reglamento. Los contratos de los Generadores deberán ser registrados ante el Ente
Regulador
Fuente: (Garcia Linera, 10 de Junio de 2015)
ANEXO II 258
UPB © 2016
• La Ley General de Servicios Eléctricos; Ley Corta 1 y Ley Corta 2
1. La Ley 19940 (LC1)
La LC1 establece el libre acceso por parte de generadores y distribuidores al sistema de
transmisión existente, previo acuerdo de pagos por el uso del sistema, pago regulado por el
estado. Con la instauración de dicha Ley se pretendió eliminar las posibles prácticas
discriminatorias entre operadores del sistema, principalmente por parte del operador del sistema
de transmisión; tendiente a evitar beneficiar de manera parcializada a grupos determinados de
generación o distribución por sobre el resto. Con tales atributos: libre acceso al sistema de
transmisión y ambiente propicio para la libre competencia, se brindan las condiciones para la
creación del mercado eléctrico.
2. La Ley 20018 (LC2)
La LC2 se encarga de generar contratos de suministro entre generadores y distribuidores con el
objetivo de asegurar el servicio eléctrico a los clientes regulados. Las distribuidoras quedan
obligadas a licitar el total de sus consumos por plazos determinados, dichas licitaciones deben
ser de libre acceso, públicas, no discriminatorias y transparentes. A modo de comentario, se
puede agregar, que esta ley fue motivo de controversia, y su existencia fue fuertemente
cuestionada; además generó ambiente de debate en torno a la intervención del estado.
• Normativa Chilena de Regulación Para la Exportación de Energía Eléctrica
La Tabla N° 114 muestra los artículos 32 y 35 de la Constitución Política del Estado Chileno.
Tabla N° 114: Constitución Política del Estado (Chile)
Constitución Política de La República
Capítulo Cuarto Gobierno
Artículo 32
Son atribuciones especiales del Presidente de la República:
1. Concurrir a la formación de las leyes con arreglo a la Constitución, sancionarlas y promulgarlas;
2. Pedir, indicando los motivos, que se cite a sesión a cualquiera de las ramas del Congreso Nacional.
En tal caso, la sesión deberá celebrarse a la brevedad posible;
3. Dictar, previa delegación de facultades del Congreso, decretos con fuerza de ley sobre las materias
que señala la Constitución;
4. Convocar a plebiscito en los casos del artículo
ANEXO II 259
UPB © 2016
(Continuación)
5. Declarar los estados de excepción constitucional en los casos y formas que se señalan en esta
Constitución;
6. Ejercer la potestad reglamentaria en todas aquellas materias que no sean propias del dominio legal,
sin perjuicio de la facultad de dictar los demás reglamentos, decretos e instrucciones que crea
convenientes para la ejecución de las leyes;
7. Nombrar y remover a su voluntad a los ministros de Estado, subsecretarios, intendentes y
gobernadores;
8. Designar a los embajadores y ministros diplomáticos, y a los representantes ante organismos
internacionales. Tanto estos funcionarios como los señalados en el N°. 7º precedente, serán de la
confianza exclusiva del Presidente de la República y se mantendrán en sus puestos mientras cuenten
con ella;
9. Nombrar al Contralor General de la República con acuerdo del Senado;
10. Nombrar y remover a los funcionarios que la ley denomina como de su exclusiva confianza y proveer
los demás empleos civiles en conformidad a la ley. La remoción de los demás funcionarios se hará
de acuerdo a las disposiciones que ésta determine;
11. Conceder jubilaciones, retiros, montepíos y pensiones de gracia, con arreglo a las leyes;
12. Nombrar a los magistrados y fiscales judiciales de las Cortes de Apelaciones y a los jueces letrados,
a proposición de la Corte Suprema y de las Cortes de Apelaciones, respectivamente; al miembro del
Tribunal Constitucional que le corresponde designar; y a los magistrados y fiscales judiciales de la
Corte Suprema y al Fiscal Nacional, a proposición de dicha Corte y con acuerdo del Senado, todo
ello conforme a lo prescrito en esta Constitución;
13. Velar por la conducta ministerial de los jueces y demás empleados del Poder Judicial y requerir, con
tal objeto, a la Corte Suprema para que, si procede, declare su mal comportamiento, o al ministerio
público, para que reclame medidas disciplinarias del tribunal competente, o para que, si hubiere
mérito bastante, entable la correspondiente acusación;
14. Otorgar indultos particulares en los casos y formas que determine la ley. El indulto será improcedente
en tanto no se haya dictado sentencia ejecutoriada en el respectivo proceso. Los funcionarios acusados
por la Cámara de Diputados y condenados por el Senado, sólo pueden ser indultados por el Congreso;
15. Conducir las relaciones políticas con las potencias extranjeras y organismos internacionales, y llevar
a cabo las negociaciones; concluir, firmar y ratificar los tratados que estime convenientes para los
intereses del país, los que deberán ser sometidos a la aprobación del Congreso conforme a lo prescrito
en el artículo 54 N°. 1º. Las discusiones y deliberaciones sobre estos objetos serán secretas si el
Presidente de la República así lo exigiere;
16. Designar y remover a los Comandantes en Jefe del Ejército, de la Armada, de la Fuerza Aérea y al
General Director de Carabineros en conformidad al artículo 104, y disponer los nombramientos,
ascensos y retiros de los Oficiales de las Fuerzas Armadas y de Carabineros en la forma que señala
el artículo
17. Disponer de las fuerzas de aire, mar y tierra, organizarlas y distribuirlas de acuerdo con las
necesidades de la seguridad nacional;
18. Asumir, en caso de guerra, la jefatura suprema de las Fuerzas Armadas;
19. Declarar la guerra, previa autorización por ley, debiendo dejar constancia de haber oído al Consejo
de Seguridad Nacional,
ANEXO II 260
UPB © 2016
(Continuación)
20. Cuidar de la recaudación de las rentas públicas y decretar su inversión con arreglo a la ley. El
Presidente de la República, con la firma de todos los Ministros de Estado, podrá decretar pagos no
autorizados por la ley, para atender necesidades impostergables derivadas de calamidades públicas,
de agresión exterior, de conmoción interna, de grave daño o peligro para la seguridad nacional o del
agotamiento de los recursos destinados a mantener servicios que no puedan paralizarse sin serio
perjuicio para el país. El total de los giros que se hagan con estos objetos no podrá exceder anualmente
del dos por ciento (2%) del monto de los gastos que autorice la Ley de Presupuestos. Se podrá
contratar empleados con cargo a esta misma Ley, pero sin que el ítem respectivo pueda ser
incrementado ni disminuido mediante traspasos. Los Ministros de Estado o funcionarios que
autoricen o den curso a gastos que contravengan lo dispuesto en este número serán responsables
solidaria y personalmente de su reintegro, y culpables del delito de malversación de caudales públicos.
Artículo 35
Los reglamentos y decretos del Presidente de la República deberán firmarse por el Ministro respectivo y no serán
obedecidos sin este esencial requisito.
Los decretos e instrucciones podrán expedirse con la sola firma del Ministro respectivo, por orden del Presidente de
la República, en conformidad a las normas que al efecto establezca la ley.
Fuente: (Gobierno de Chile, Texto actualizado a marzo de 2014)
La Tabla N° 115 nos muestra los artículos más importantes del Decreto Ley 2224, todos ellos
relacionados con el proyecto.
Tabla N° 115: Decreto Ley 2224 (Chile)
Decreto Ley 2224 del 8 de Junio de 1978
Título I Del Ministerio de Energía
Artículo 1 El Ministerio de Energía es el órgano superior de colaboración del Presidente de la República en las funciones de
gobierno y administración del sector energía.
Artículo 3
Para los efectos de la competencia que sobre la materia corresponde al Ministerio de Energía, el sector de energía
comprende a todas las actividades de estudio, exploración, explotación, generación, transmisión, transporte,
almacenamiento, distribución, consumo, uso eficiente, importación y exportación, y cualquiera otra que concierna a
la electricidad, carbón, gas, petróleo y derivados, energía nuclear, geotérmica y solar, y demás fuentes energéticas.
Título II De la Comisión Nacional de Energía
Artículo 6
La Comisión Nacional de Energía será una persona jurídica de derecho público, funcionalmente descentralizada, con
patrimonio propio y plena capacidad para adquirir y ejercer derechos y contraer obligaciones, que se relacionará con
el Presidente de la República por intermedio del Ministerio de Energía. Su domicilio será la ciudad de Santiago, sin
perjuicio de los domicilios especiales que pudiera establecer.
La Comisión será un organismo técnico encargado de analizar precios, tarifas y normas técnicas a las que deben ceñirse
las empresas de producción, generación, transporte y distribución de energía, con el objeto de disponer de un servicio
suficiente, seguro y de calidad, compatible con la operación más económica.
Fuente: (Ministerio de Minería, 1978)
ANEXO II 261
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La Tabla N° 116 nos muestra el Decreto con Fuerza de Ley y sus Artículos más importantes
relacionados al proyecto en cuestión.
Tabla N° 116: Decreto con Fuerza de Ley 4; Decreto con Fuerza de Ley 4/20018 (Chile)
Decreto con Fuerza de Ley 4; Decreto con Fuerza de Ley 4/20018 del 5 de Febrero de 2007
Artículo 1 La producción, el transporte, la distribución, el régimen de concesiones y tarifas de la energía eléctrica y las funciones del
Estado relacionadas con estas materias se regirán por la presente ley.
Título IV De la Explotación de los Servicios Eléctricos y del Suministro
Artículo 137
Los concesionarios de cualquier naturaleza están obligados a llevar a cabo la interconexión de sus instalaciones cuando
con informe de la Comisión se determine mediante decreto supremo del Ministerio de Energía.
La operación de las instalaciones eléctricas que operen interconectadas entre sí, deberá coordinarse con el fin de:
1. Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico;
2. Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico,
3. Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión troncal y de subtransmisión, en conformidad a
esta ley.
Esta coordinación deberá efectuarse a través de un CDEC, de acuerdo a las normas técnicas que determine la Comisión y
la reglamentación pertinente.
Dispuesta la interconexión según lo establecido en el inciso 1° de este artículo y en caso de falta de acuerdo entre los
concesionarios sobre la forma de realizar la interconexión y de efectuar el transporte o transferencia de la energía, la
Comisión oirá a los concesionarios y entregará una recomendación al Ministerio de Energía quien resolverá al respecto.
La operación de aquellas centrales y sistemas de transmisión que no habiéndose establecido mediante concesión, operen
en sincronismo con un sistema eléctrico, deberá ceñirse a las normas y reglamentos de coordinación de la operación que
se mencionan en este artículo.
Artículo 138
Para los efectos del cumplimiento de las funciones del CDEC, todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote,
a cualquier título, centrales generadoras, líneas de transporte, instalaciones de distribución y demás instalaciones señaladas
en el primer párrafo de la letra b) del artículo 225º, que se interconecten al sistema, estará obligado a sujetarse a la
coordinación del sistema y a proporcionar la información necesaria y pertinente que el referido Centro de Despacho le
solicite para mantener la seguridad global del sistema, optimizar la operación y garantizar el acceso abierto a los sistemas
de transmisión troncal y de subtransmisión, en conformidad a esta ley.
Cada integrante del CDEC, separadamente, será responsable por el cumplimiento de las obligaciones que emanen de la
ley o el reglamento. Las demás entidades que, de conformidad a la ley y el reglamento, deban sujetar la operación de sus
instalaciones a la coordinación del Centro, responderán de igual modo por el cumplimiento de las instrucciones y
programaciones que éste establezca.
Título V De las Tarifas (Capítulo I – Generalidades)
Artículo 149
Los suministros de energía eléctrica no indicados en el artículo 147° no estarán afectos a ninguna de las regulaciones que
se establecen en este Título.
Las transferencias de energía entre empresas eléctricas, que posean medios de generación operados en sincronismo con
un sistema eléctrico y que resulten de la aplicación de la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 137°,
serán valorizadas de acuerdo a los costos marginales instantáneos del sistema eléctrico.
Estos costos serán calculados por el organismo de coordinación de la operación o CDEC.
ANEXO II 262
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(Continuación)
Por su parte, las transferencias de potencia entre empresas que poseen medios de generación operados en sincronismo con
un sistema eléctrico y que resulten de la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 137º, serán valorizadas
al precio de nudo de la potencia calculado conforme a lo establecido en el artículo 162º. Estas transferencias deberán
realizarse en función de la capacidad de generación compatible con la suficiencia y los compromisos de demanda de punta
existentes, conforme se determine en el reglamento. Para estos efectos se establecerán balances por sistemas o por
subsistemas conforme los subsistemas que se identificaren en los correspondientes informes técnicos de precio de nudo
según se establece en el artículo 162º, numeral 3.
Todo propietario de medios de generación sincronizados al sistema eléctrico tendrá derecho a vender la energía que evacue
al sistema al costo marginal instantáneo, así como sus excedentes de potencia al precio de nudo de la potencia calculado
conforme a lo establecido en el artículo 162 debiendo participar en las transferencias a que se refieren los incisos segundo
y tercero de este artículo. El reglamento establecerá los procedimientos para la determinación de estos precios cuando los
medios de generación señalados se conecten directamente a instalaciones del sistema troncal, de subtransmisión o de
distribución, así como los mecanismos de estabilización de precios aplicables a la energía inyectada por medios de
generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema eléctrico no superen los 9.000 kilowatts y la forma en
la que se realizará el despacho y la coordinación de estas centrales por el CDEC respectivo.
Los concesionarios de servicio público de distribución de electricidad, así como aquellas empresas que posean líneas de
distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público, deberán permitir la conexión a sus
instalaciones de distribución correspondientes de los medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables
al sistema eléctrico no superen los 9.000 kilowatts, sin perjuicio del cumplimiento de las exigencias de seguridad y calidad
de servicio vigentes. Las obras adicionales que sean necesarias para permitir la inyección de dichos excedentes de potencia
deberán ser ejecutadas por los propietarios de los sistemas de distribución correspondientes y sus costos serán de cargo de
los propietarios de los medios de generación indicados, conforme a las modalidades que establezca el reglamento. Para el
cálculo de estos costos se considerarán tanto los costos adicionales en las zonas adyacentes a los puntos de inyección,
como los ahorros de costos en el resto de la red de distribución, conforme a los procedimientos que para ello establezca el
reglamento. El valor de estas instalaciones adicionales no se considerará parte del valor nuevo de reemplazo de la empresa
distribuidora correspondiente.
No se aplicarán las disposiciones del presente inciso a aquellas instalaciones de generación que cumplan con las
condiciones y características indicadas en el artículo 149 bis, en cuyo caso deberán regirse por las disposiciones
establecidas en él.
Artículo 150
Todo propietario de instalaciones eléctricas que operen interconectadas entre sí, sean éstos empresas generadoras,
transmisoras, distribuidoras o clientes no sometidos a regulación de precios, deberá prestar en el respectivo sistema
eléctrico los servicios complementarios de que disponga, que permitan realizar la coordinación de la operación a que se
refiere el artículo 137º, conforme a las normas de seguridad y calidad de servicio en dicho sistema.
Las exigencias de seguridad y calidad de servicio para cada sistema serán establecidas en la norma técnica que al efecto
dicte la Comisión.
El organismo de coordinación de la operación o CDEC deberá establecer los requisitos técnicos mínimos que deberá
cumplir toda instalación que se interconecte al sistema eléctrico, o que sea modificada por toda instalación que se
interconecte al sistema eléctrico, o que sea modificada por su propietario, sean éstos empresas generadoras, transmisoras,
distribuidoras o clientes no sometidos a regulación de precios, y que sean exigibles conforme a la normativa vigente, en
términos de su aporte a los objetivos de seguridad y calidad de servicio. Las exigencias correspondientes deberán contar
con informe favorable de la Comisión antes de su puesta en vigencia.
ANEXO II 263
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(Continuación)
El CDEC respectivo deberá definir, administrar y operar los servicios complementarios necesarios para garantizar la
operación del sistema, sujetándose a las exigencias de seguridad y calidad de servicio establecidas en la normativa vigente
y minimizando el costo de operación del respectivo sistema eléctrico.
Los propietarios de las instalaciones interconectadas entre sí deberán declarar los costos en que incurren por la prestación
de los respectivos servicios complementarios con su debida justificación, conforme lo determine el reglamento. Las
prestaciones de servicios complementarios serán valorizadas por el CDEC correspondiente. El reglamento establecerá el
sistema de precios de los servicios complementarios que, considerando las características de los mismos, sea compatible
con los precios de energía y potencia que esta ley establece.
Las remuneraciones de las instalaciones pertenecientes a un sistema de transmisión troncal o a un sistema de
subtransmisión que sean percibidas por concepto de servicios complementarios, no serán incluidas en el cálculo y pago
de los peajes de transmisión y de subtransmisión a que se refieren a los artículos 102º y 109º, respectivamente.
Título VIII Disposiciones Varias
Artículo 220 La energía eléctrica producida en instalaciones concedidas en conformidad a la presente ley, no podrá ser exportada sin
previa autorización otorgada por decreto supremo del Ministerio de Energía, con informe de la Superintendencia.
Fuente: (2007)
La Tabla N° 117 nos muestra la Ley 18410 y sus dos primeros artículos.
Tabla N° 117: Ley 18410 (Chile)
Ley 18410 del 22 de Mayo de 1985
Título I Naturaleza, Objetivos y Funciones
Artículo 1 Créase la Superintendencia de Electricidad y Combustibles como un servicio funcionalmente descentralizado, que se
relacionará con el Gobierno por intermedio del Ministerio de Energía, en adelante el Ministerio.
Artículo 2
El objeto de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles será fiscalizar y supervigilar el cumplimiento de las
disposiciones legales y reglamentarias, y normas técnicas sobre generación, producción, almacenamiento, transporte y
distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad, para verificar que la calidad de los servicios que se presten a los
usuarios sea la señalada en dichas disposiciones y normas técnicas, y que las antes citadas operaciones y el uso de los
recursos energéticos no constituyan peligro para las personas o cosas.
Fuente: (Ministerio de Economía, 1985)
ANEXO II 264
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La Tabla N° 118 nos muestra la relación de la norma 20780 con la ley N° 4, respecto al proyecto
estudiado.
Tabla N° 118: Ley 20780 (Chile)
Ley 20780 del 29 de Septiembre de 2014
Proyecto de ley
Artículo 8
Establécese un impuesto anual a beneficio fiscal que gravará las emisiones al aire de material particulado (MP), óxidos de
nitrógeno (NOx), dióxido de azufre (SO2) y dióxido de carbono (CO2), producidas por establecimientos cuyas fuentes
fijas, conformadas por calderas o turbinas, individualmente o en su conjunto sumen, una potencia térmica mayor o igual
a 50 MWt (megavatios térmicos), considerando el límite superior del valor energético del combustible.
Para los efectos de lo dispuesto en el inciso segundo del artículo 149 del decreto con fuerza de ley N° 4, de 2006, del
Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, ley General de Servicios Eléctricos, el impuesto que establece el
presente artículo no deberá ser considerado en la determinación del costo marginal instantáneo de energía, cuando éste
afecte a la unidad de generación marginal del sistema. No obstante, para las unidades cuyo costo total unitario, siendo éste
el costo variable considerado en el despacho, adicionado el valor unitario del impuesto, sea mayor o igual al costo
marginal, la diferencia entre la valorización de sus inyecciones a costo marginal y a dicho costo total unitario, deberá ser
pagado por todas las empresas eléctricas que efectúen retiros de energía del sistema, a prorrata de sus retiros, debiendo el
Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) respectivo, adoptar todas las medidas pertinentes para realizar la
reliquidación correspondiente. El Servicio de Impuestos Internos enviará en el mes de abril de cada año al CDEC
respectivo y a la Comisión Nacional de Energía, un informe con el cálculo del impuesto por cada fuente emisora. La
Comisión Nacional de Energía, mediante resolución exenta, establecerá las disposiciones de carácter técnico que sean
necesarias para la adecuada implementación del mecanismo señalado en este inciso.
Fuente: (Ministerio de Hacienda, 2014)
La Tabla N° 119 contiene los dos primeros artículos del Decreto 291.
Tabla N° 119: Decreto 291 (Chile)
Decreto 291 del 4 de Agosto de 2008
Título I Disposiciones Generales
Artículo 1 Cada sistema eléctrico con capacidad instalada igual o superior a 200 MW, coordinará su operación a través de un Centro
de Despacho Económico de Carga, en adelante, 'CDEC'.
Artículo 2
De acuerdo al literal b) del artículo 225º del Decreto con Fuerza de Ley Nº 4 del Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción, de 2006, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley Nº 1 de
Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, y sus modificaciones posteriores, en adelante, la 'Ley', el CDEC
es un organismo previsto en la ley encargado de determinar la operación del conjunto de instalaciones de un sistema
eléctrico, incluyendo las centrales eléctricas generadoras; líneas de transmisión a nivel troncal, subtransmisión y
adicionales; subestaciones eléctricas, incluidas las subestaciones primarias de distribución y barras de consumo de
usuarios no sometidos a regulación de precios abastecidos directamente desde instalaciones de un sistema de transmisión;
interconectadas entre sí, que permite generar, transportar y distribuir energía eléctrica de un sistema eléctrico, de modo
que el costo del abastecimiento eléctrico del sistema sea el mínimo posible, compatible con una confiabilidad prefijada.
Fuente: (Ministerio de Economía, Fomento y Reconstruccion; Subsecretaria de Economía, Fomento y Reconstrucción,
2008)
ANEXO II 265
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La Tabla N° 120 contiene los dos primeros artículos del Decreto 233.
Tabla N° 120: Decreto 233 (Chile)
Decreto 233 del 20 de Diciembre de 2004
Título I Disposiciones Generales
Artículo 1
Mediante el presente reglamento, se regula el mecanismo de financiamiento por parte de las empresas generadoras,
transmisoras, concesionarias de servicio público de distribución y usuarios no sometidos a fijación de precios de cada
sistema eléctrico interconectado, del Estudio de Transmisión Troncal, en adelante, indistintamente, el "Estudio", en cuya
virtud se determinan las tarifas y demás condiciones de funcionamiento de los Sistemas de Transmisión Troncal de cada
sistema de transmisión o de transporte de energía eléctrica.
Artículo 2
El Sistema de Transmisión Troncal de cada sistema de transmisión o transporte de energía eléctrica estará constituido por
las líneas y subestaciones eléctricas que sean económicamente eficientes y necesarias para posibilitar el abastecimiento
de la totalidad de la demanda de tal sistema eléctrico, bajo los diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones
de generación, incluyendo situaciones de contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad
establecidas en la ley, los reglamentos y las normas técnicas correspondientes.
Fuente: (Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, Subsecretaria de Economía, Fomento y Reconstrucción,
2004)
La Tabla N° 121 muestra el primer artículos del Decreto 181.
Tabla N° 121: Decreto 181 (Chile)
Decreto 181 del 16 de Septiembre de 2004
Título I Del Panel De Expertos
Párrafo 1 De la naturaleza y funciones
Artículo 1
El Panel de Expertos es un órgano creado por ley, con competencia acotada, integrado por profesionales expertos, cuya
función es pronunciarse, mediante dictámenes de efecto vinculante, sobre aquellas discrepancias y conflictos que se
susciten con motivo de la aplicación de la legislación eléctrica que le deben ser sometidas conforme a la Ley, y sobre las
demás que dos o más empresas del sector eléctrico, de común acuerdo, sometan a su decisión.
Fuente: (Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, Subsecretaria de Economía, Fomento y Reconstrucción,
2004)
ANEXO II 266
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La Tabla N° 122 muestra los tres primeros artículos del Decreto 130.
Tabla N° 122: Decreto 130 (Chile)
Decreto 130 del 31 de Diciembre de 2012
Capítulo 1 Disposiciones generales
Artículo 1
El presente reglamento establece las disposiciones aplicables a los servicios complementarios, entendiéndose por éstos
los recursos técnicos presentes en las instalaciones de generación, transmisión, distribución y de clientes no sometidos a
regulación de precios con que deberá contar cada sistema eléctrico para la coordinación de la operación del sistema en los
términos dispuestos en el artículo 137º de la Ley.
Artículo 2
Las disposiciones del presente reglamento serán aplicables a los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o a quienes
exploten, a cualquier título, las instalaciones eléctricas que operen interconectadas entre sí, sean éstos empresas
generadoras, transmisoras, distribuidoras o clientes no sometidos a regulación de precios, quienes deberán prestar en el
respectivo sistema eléctrico los servicios complementarios de que dispongan, que permitan realizar la coordinación de la
operación a que se refiere el artículo 137º de la Ley, conforme a las normas de seguridad y calidad de servicio vigentes y
aplicables endicho sistema.
Artículo 3 Las disposiciones del presente reglamento serán aplicables a los sistemas eléctricos con capacidad instalada de generación
igual o superior a 200 MW.
Fuente: (Ministerio de Energía, 2012)
La Tabla N° 123 nos muestra el Decreto 7, referente al Permiso de Exportar Energía Eléctrica.
Tabla N° 123: Decreto 7 (Chile)
Decreto 7 del 19 de Junio de 2015
Título I Disposiciones Generales
Artículo 1
El presente decreto supremo establece las condiciones y disposiciones aplicables a la exportación de energía eléctrica
desde el Sistema Interconectado del Norte Grande por parte de la Solicitante, hacia la República Argentina a través de la
línea de transmisión eléctrica denominada Andes – Salta 345 kV.
Artículo 2
Las exigencias de seguridad y calidad de servicio a las que deberá sujetarse la planificación y la operación de la
exportación de energía, así como las centrales destinadas a la exportación de energía serán las que establezcan la
reglamentación correspondiente y la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.
Artículo 3
A los efectos de la aplicación de las disposiciones establecidas en el presente decreto supremo, se entenderá por:
a. CDEC: Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande; b. Centro de Despacho y Control o CDC: Centro al que se refiere el Título VI del DS Nº 291;
c. Comisión: Comisión Nacional de Energía;
d. Costo Marginal: Costo en que se incurre para suministrar una unidad adicional de producto para un nivel dado de producción. Alternativamente, dado un nivel de producción, es el costo que se evita al dejar de
producir la última unidad.
e. DO: Dirección de Operación del CDEC; f. DP: Dirección de Peajes del CDEC;
g. DPD: Dirección de Planificación y Desarrollo del CDEC;
h. Empresa Generadora: Empresa eléctrica que inyecta energía y potencia con plantas de generación propias o contratadas que se encuentren interconectadas entre sí en un sistema eléctrico;
i. Ley: Ley General de Servicios Eléctricos, decreto con fuerza de ley Nº 4 del Ministerio de Economía,
Fomento y Reconstrucción, de 2006, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del decreto con fuerza de ley Nº 1 del Ministerio de Minería, de 1982;
j. Línea de Interconexión: Línea de transmisión eléctrica Andes - Salta 345 kV que interconecta al SING
con el SADI; k. Ministerio: Ministerio de Energía;
ANEXO II 267
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(Continuación)
l. NTSyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, dictada por la Comisión Nacional de
Energía en virtud del artículo 150º de la ley;
m. Punto de Frontera: Nodo o barra del sistema eléctrico en el cual se efectúa la exportación de energía. Este nodo se determina de manera tal que, a lo largo de la Línea de Interconexión, entre el Punto de Frontera
y el límite territorial de Chile no existen subestaciones eléctricas, consumos o retiros para el suministro
de clientes libres o regulados o centrales de generación eléctrica. n. SADI: Sistema eléctrico argentino;
o. SING: Sistema Interconectado del Norte Grande;
p. Superintendencia: Superintendencia de Electricidad y Combustibles;
Artículo 4
Corresponderá al CDEC programar, supervisar y coordinar en todo momento la exportación de energía, a los efectos de
cumplir con la normativa vigente, en particular lo señalado en el DS Nº 291 en cuanto a preservar la seguridad instantánea
de suministro y cumplir con las exigencias de seguridad y calidad de servicio.
Título II Determinación y valorización de la energía de exportación
Artículo 5
La energía de exportación será de oportunidad, es decir, provendrá sólo de los excedentes de energía disponibles en las
centrales generadoras interconectadas al SING. En razón de lo anterior, la exportación de energía tendrá un carácter
interrumpible, es decir, la DO del CDEC deberá suspenderla cuando no se cuenten con excedentes de energía en el sistema
eléctrico
Artículo 6
La energía de exportación será producida en las unidades de generación que cuenten con excedentes de energía, según lo
que determine el CDEC, y que se encuentren habilitadas para la exportación. Las unidades de generación se encontrarán
habilitadas para la exportación cuando se cumplan copulativamente las siguientes condiciones:
i. No estar considerada su generación para el suministro instantáneo de la demanda eléctrica del sistema eléctrico.
Es decir, de no existir exportación de energía, la unidad de generación no figuraría en el despacho del sistema,
ya sea por suficiencia eléctrica, prestación de regulación primaria de frecuencia, condiciones especiales de
operación, mínimos técnicos o control de voltaje, entre otros.
ii. No encontrarse, por cualquier causa u origen, en trabajos de mantenimiento programado o de curso forzoso.
iii. La Empresa Generadora propietaria u operadora de la unidad de generación haya suscrito con la Solicitante un
acuerdo comercial para que esta última comercialice su producción de energía en el extranjero. Para estos
efectos, la Solicitante deberá informar al CDEC, con copia a la Superintendencia, las unidades de generación
con las cuales posee acuerdos suscritos.
La comunicación a que se refiere el numeral iii. deberá ser efectuada con, al menos, 45 días corridos de anticipación y
deberá contener, al menos: vigencia del acuerdo, identificación de la o las unidades de generación disponibles para
exportación y carta de aceptación de la Empresa Generadora.
Artículo 7
Los excedentes de energía disponibles para exportación serán determinados por el CDEC según lo siguiente:
i. La DO del CDEC efectuará la planificación y programación de corto, mediano y largo plazo a que se refiere
el Título VII del DS Nº 291 sin considerar la exportación de energía eléctrica, es decir, un flujo de exportación
a la República Argentina nulo.
ii. La DO deberá determinar los excedentes de energía factibles de exportar:
a. Considerando sólo a las unidades de generación habilitadas para exportación, según lo señalado en el artículo 6.- del presente decreto supremo;
b. Verificando el cumplimiento en todo momento de las condiciones de suministro, seguridad y calidad de
servicio del sistema eléctrico, según la normativa vigente; c. Verificando que no se activen restricciones y límites de las instalaciones de generación y transmisión del
sistema eléctrico.
Artículo 8
En base a los excedentes de energía disponibles para exportación determinados por el CDEC, la Solicitante deberá
informar a la DO las cantidades máximas de energía eléctrica a exportar por cada unidad de generación habilitada para la
exportación, el orden de prioridad de las unidades y el bloque máximo a exportar medido en el Punto de Frontera.
ANEXO II 268
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(Continuación)
Las cantidades informadas por la Solicitante serán referenciales, quedando sujetas al programa de operación de corto plazo
y a la operación en tiempo real.
El programa de operación de corto plazo que elabore la DO incorporará el despacho de las centrales habilitadas para
exportación según las cantidades máximas y prioridades informadas para las unidades de generación hasta completar en
el Punto de Frontera el bloque de energía informado por la Solicitante, según lo dispuesto en el inciso anterior.
Con todo, las transferencias instantáneas de energía a través de la Línea de Interconexión no deberán superar los límites
que determine la DO para dar cumplimiento a las condiciones de suministro, seguridad y calidad de servicio del sistema
eléctrico dispuestos en la normativa vigente.
Artículo 9
Serán excluidas de la determinación de los Costos Marginales las centrales que efectivamente estén participando en la
exportación de energía eléctrica, según lo señalado en los artículos anteriores. Así, el Costo Marginal deberá ser
determinado de acuerdo al costo variable de operación de las restantes centrales que se encuentren operando en el sistema,
conforme lo dispuesto en el artículo 46º del DS Nº 291.
Sin perjuicio de lo anterior y de lo que acuerde la Solicitante con los propietarios de las unidades de generación, las
centrales que se encuentren operando para la exportación de energía, deberán ser retribuidas económicamente por la
Solicitante en sus costos variables de operación no cubiertos por el Costo Marginal.
La determinación del pago de los costos no cubiertos deberá ser consistente con lo dispuesto para el pago de la prestación
de servicios complementarios.
Artículo 10
La DO no deberá considerar la interconexión de los sistemas SING y SADI para determinar los recursos disponibles a los
efectos del "Informe de Definición y Programación de Servicios Complementarios" a que se refiere el artículo 6º del DS
Nº 130.
Sin embargo, la Solicitante deberá pagar por los servicios complementarios que correspondan por los retiros de energía
efectuados desde el Punto de Frontera, así como también por las inyecciones efectuadas para efectos de la exportación por
las unidades generadoras habilitadas.
Artículo 11
La Solicitante deberá pagar la valorización de los retiros de energía efectuados desde el Punto de Frontera para su
exportación, de acuerdo a los costos marginales instantáneos del sistema eléctrico, en la proporción que se determine
según la normativa vigente. Asimismo, deberá pagar por aquellos retiros todos los cargos que la normativa vigente asigne
a los retiros de energía, sin perjuicio de lo establecido en los artículos siguientes, y cubrir todos los mayores costos de
transmisión que se generen para el SING en razón de sus exportaciones de energía.
Artículo 12
La Solicitante deberá efectuar los pagos por uso de los sistemas de transmisión troncal y subtransmisión, en conformidad
a la normativa vigente.
Los estudios de transmisión troncal a que se refiere el artículo 84º de la ley, así como las revisiones anuales que se
desarrollen conforme al artículo 99º de la ley, no deberán incorporar en los planes de expansión del sistema de transmisión
troncal obras nuevas o ampliaciones que se justifiquen en la exportación de energía a que se refiere el presente decreto.
Artículo 13
Los retiros de energía efectuados desde el Punto de Frontera para su exportación no serán considerados para la
determinación de la Demanda de Punta del SING. En consecuencia, estos retiros de energía no serán incorporados en las
transferencias de potencia a que se refiere el inciso cuarto del artículo 149º de la ley.
Artículo 14
Los retiros de energía efectuados desde el Punto de Frontera para su exportación deberán ser considerados en el cálculo
de las prorratas de:
i. Asignación de los certificados emitidos producto de la inyección de energía licitada y efectivamente inyectada
a que se refiere el inciso tercero del artículo 150º ter de la ley, así como también en la asignación de diferencias
y pagos a que se refieren los incisos decimoctavo y decimonoveno del mismo artículo;
ANEXO II 269
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(Continuación)
ii. Asignación de la diferencia entre la valorización de las inyecciones al costo variable total, incluido el impuesto
a las emisiones, y la valorización de las inyecciones a costo marginal a que se refiere el artículo 8º de la ley Nº
20.780.
Artículo 15
Las instalaciones ubicadas dentro del territorio nacional que conforman la Línea de Interconexión deberán ser
consideradas para la determinación de los pagos para el financiamiento del Panel de Expertos y del Estudio de Transmisión
Troncal, conforme lo dispuesto en los DS Nº 181 y DS Nº 233.
Artículo 16
Por los retiros de energía desde el sistema eléctrico efectuados para exportación, la Solicitante no deberá acreditar el
cumplimiento de la obligación a que se refiere el artículo 150 bis de la ley, y no deberán ser considerados por la Comisión
al momento de determinar el bloque a licitar a que se refiere el quinto inciso del artículo 150º ter de la ley.
Título III Operación en tiempo real
Artículo 17
La exportación de energía eléctrica no podrá, bajo ninguna condición, poner en riesgo la seguridad del sistema eléctrico,
para lo cual la DO del CDEC podrá, en cualquier momento, suspender la operación de exportación de energía eléctrica si
es amenazada la seguridad del sistema eléctrico de cualquier manera o circunstancia
Artículo 18
La operación en tiempo real la hará el CDEC por medio de la DO y el CDC, los que deberán verificar en todo momento
que no se deteriore la calidad y seguridad del sistema eléctrico y no se supere la energía de exportación determinada en el
programa de operación de corto plazo. Cuando estas condiciones no se cumplan, el CDEC deberá adoptar las medidas que
correspondan para llevar al sistema eléctrico a un estado de cumplimiento, pudiendo para ello limitar o suspender la
exportación de energía si fuese necesario.
Asimismo, se deberá limitar o reducir la exportación de energía eléctrica cuando, producto de ella, se activen límites y
restricciones técnicas en las instalaciones de generación y transmisión del sistema eléctrico.
Artículo 19
La exportación de energía eléctrica no se podrá llevar a cabo mientras se encuentre vigente un decreto de Racionamiento
para el SING, dictado en conformidad a lo establecido en el artículo 163º de la ley, salvo que el propio decreto de
Racionamiento lo contemple y autorice expresamente.
Asimismo, la exportación de energía eléctrica no se podrá llevar a cabo mientras se encuentre vigente un plan de seguridad
de abastecimiento para el SING, requerido por el Ministerio de la manera que prescribe el artículo 170º de la ley, a menos
que dicho plan lo contemple y autorice expresamente.
Artículo 20
El CDEC deberá limitar o suspender la exportación de energía cuando el estado del sistema eléctrico presente desviaciones
respecto de lo previsto en la programación de corto plazo y sea necesario destinar energía de las unidades de generación
usadas para la exportación al suministro eléctrico local. En este caso, la Solicitante podrá solicitar al CDEC mantener la
exportación en base a excedentes de energía de unidades de generación de menor prioridad, según lo informado por la
Solicitante para los efectos del artículo 8º anterior, siempre conforme a lo dispuesto en el Título II del presente decreto
supremo.
Artículo 21
El CDEC deberá efectuar las coordinaciones necesarias con el organismo encargado de la operación del sistema eléctrico
argentino, a los efectos de preservar la seguridad del servicio en el SING.
A los efectos de lo anterior, la Solicitante deberá entregar, a solicitud del CDEC, en los formatos, protocolos y plazos que
éste determine, los antecedentes técnicos, señales y variables de control y medidas tanto de la Línea de Interconexión
como del SADI que sean necesarios. El CDEC deberá limitar o suspender la exportación de energía cuando su solicitud
no sea atendida oportunamente por la Solicitante, o tenga dudas respecto de la exactitud de lo entregado.
Artículo 22
La Solicitante deberá habilitar los sistemas de comunicación, protección, control y medida que le solicite el CDEC a los
efectos de impedir que fallas eléctricas y contingencias en la Línea de Interconexión o en el SADI se propaguen o afecten
al SING.
Fuente: (Ministerio de Energía, 2015)
ANEXO III 270
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ANEXO III
METODOS Y RESULTADOS DE LOS PRONÓSTICOS
ANEXO III 271
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• Métodos de Pronóstico de Demanda de Energía Eléctrica
La Tabla N° 124 nos muestra las características más importantes del Pronóstico para la
Demanda de Energía Eléctrica.
Tabla N° 124: Características del Pronóstico
Detalle Característica
Horizonte de Tiempo Corto plazo Mediano plazo
Largo plazo
Tipo de demanda eléctrica Energía (Wh)
Potencia (W)
Técnicas matemáticas
Estadísticas
Inteligencia artificial Microáreas
La Tabla N° 125 nos muestra las funciones estadísticas más utilizadas en la realización de
pronósticos de demanda de energía eléctrica.
Tabla N° 125: Funciones Estadísticas
Regresión
Regresión Simple Lineal
No Lineal
Regresión Múltiple Lineal
No Lineal
Econométrico (Regresión Lineal Multivariable, Utilizando Variables Econométricas)
Series de Tiempo Descomposición
AR, MA, ARMA, ARIMA
Promedios Móviles
Suaviza miento Exponencial
Simple
Holt
Winter
Distribución de Probabilidad
1. Según su Horizonte de Tiempo.
El pronóstico de demanda de energía eléctrica según su horizonte de tiempo se clasifica en corto,
mediano y largo plazo, se dispone de esta manera de acuerdo a su aplicación en la operación de
las unidades de generación y el despacho económico, planeación del uso de energéticos y
programación del mantenimiento de redes entre otras (Gönen, 1986).
1.1.Pronóstico a Corto Plazo.
Previsión de carga futura en tiempo real para la hora siguiente y con un horizonte de hasta una
semana; el pronóstico se basa en los datos históricos de demanda diaria y factores climáticos.
Este tipo de pronóstico es requerido por los encargados de planificar la operación diaria de
ANEXO III 272
UPB © 2016
unidades de generación. Estos pronósticos consisten en proporcionar la demanda de energía
eléctrica del sistema sobre un intervalo de horas, días y la semana. El comportamiento del
consumo de la electricidad se ve afectado por diversos factores en este tipo de pronóstico las
variaciones de las condiciones meteorológicas, tarifas y hábitos de consumo son las más
influyentes, cabe decir que la relación entre la demanda y la temperatura es más estrecha que
las demás; por lo que la carga máxima diaria ocurre normalmente alrededor de la temperatura
máxima o mínima dependiendo si la energía se requiere para refrescar o calentar. Con lo que se
puede decir que la curva diaria de la demanda sigue normalmente el perfil de temperatura diaria
(Gönen, 1986).
1.2.Pronóstico a Mediano Plazo
Corresponde al pronóstico mensual con un horizonte de hasta un año, se establece a partir de la
demanda histórica de electricidad y la predicción de algunas variables explicativas como el
crecimiento de la economía, variaciones en el clima, períodos vacacionales adición de nuevas
cargas y los patrones de demanda de clientes no regulados. Con el pronóstico de la demanda de
energía eléctrica a mediano plazo, también se pronostican los energéticos que son necesarios
para mantener la demanda futura, además de proporcionar elementos para llevar a cabo
programas de mantenimiento de redes y equipos, planear el consumo de combustible requerido
por las diversas unidades y coordinación adecuada de los recursos hidráulicos de las centrales
generadoras (Gönen, 1986).
1.3.Pronóstico a Largo Plazo.
Abarca un horizonte de uno hasta diez años; la predicción de la demanda en el largo plazo es
usada para la planeación y expansión de la generación y de la transmisión. El pronóstico de la
demanda a largo plazo es de gran importancia para la planeación de la creación de nuevas plantas
de generación, líneas de transmisión subestaciones, redes de distribución, además del consumo
de combustibles que se tendrá a largo plazo y de la valoración de los costos de producción de la
energía eléctrica. Este estudio es clave para llevar a cabo la interconexión con otros sistemas de
potencia (Gönen, 1986).
ANEXO III 273
UPB © 2016
Este pronóstico está influenciado por muchos más factores aparte de las condiciones
meteorológicas. En este horizonte es importante la inclusión del comportamiento del PIB,
crecimiento demográfico, planes municipales, industriales y desarrollo comunitario así como la
utilización de terrenos.
• Criterios de Validación de Métodos de Pronóstico
Existen varios criterios para validar un método de pronóstico respecto de otros, incluyendo la
aplicabilidad y los requerimientos.
1. Error Estándar Múltiple de la Estimación
Es una medida de dispersión de la estimación se hace más precisa conforme el grado de
dispersión alrededor del plano de regresión se hace más pequeño. Para medirla se utiliza la
siguiente formula (Anderson, et al., 2008).
𝑆𝑒 = √∑ (𝑌𝑡 − 𝑌)
2𝑛𝑡=1
(𝑛 − 𝑘 − 1) ( 1 )
Donde:
𝑌𝑡 = 𝐸𝑠 𝑒𝑙 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑜𝑏𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑌 𝑒𝑛 𝑙𝑜𝑠 𝑑𝑎𝑡𝑜𝑠
𝑡 = 𝐸𝑠 𝑒𝑙 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑜𝑏𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑌 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑒𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑔𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛
𝑛 = 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑑𝑎𝑡𝑜𝑠
𝑘 = 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠 𝑖𝑛𝑑𝑒𝑝𝑒𝑛𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑋
2. Error Residual
Se define error residual como la diferencia entre el valor del pronosticado y lo que realmente
ocurrió en dicho período. A partir del concepto que la demanda tiene un componente aleatorio,
todos los pronósticos contienen con certeza algún error (Anderson, et al., 2008).
ANEXO III 274
UPB © 2016
𝑒𝑖 = 𝑌𝑡 − 𝑡 ( 2 )
Donde:
𝑌𝑡 = 𝐿𝑎 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑢 𝑜𝑏𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜 𝑡
𝑡 = 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑛𝑜𝑠𝑡𝑖𝑐𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜 𝑡
3. MAD (Mean Absolute Desviation – Desviación Media Absoluta)
Es una medida del error global del pronóstico para un modelo, esta se calcula al sumar los
valores absolutos de los errores individuales del pronóstico, y dividiéndolos entre el número de
periodos, esta información resulta de gran utilidad cuando se desea medir el error de pronóstico
en las mismas unidades de la serie original. (Anderson, et al., 2008)
𝑀𝐴𝐷 =∑ |𝑌𝑡 − 𝑡|𝑛
𝑡=1
𝑛 ( 3 )
Donde:
𝑌𝑡 = 𝐿𝑎 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑢 𝑜𝑏𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜 𝑡
𝑡 = 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑛𝑜𝑠𝑡𝑖𝑐𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜 𝑡
𝑛 = 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜𝑠
4. RMSE (Root Mean Square Error – Raíz del Error Medio Cuadrático)
Es una medida de desempeño cuantitativa utilizada comúnmente para evaluar métodos de
pronóstico de demanda. En este contexto RMSE consiste en la raíz cuadrada de la sumatoria de
los errores cuadráticos. RMSE amplifica y penaliza con mayor fuerza aquellos errores de mayor
magnitud. (GEO Tutoriales, 2015)
ANEXO III 275
UPB © 2016
𝑅𝑀𝑆𝐸 = √∑ (𝑌𝑡𝑛
𝑡=1 − 𝑡)2
𝑛 ( 4 )
Donde:
𝑌𝑡 = 𝐿𝑎 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑢 𝑜𝑏𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜 𝑡
𝑡 = 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑛𝑜𝑠𝑡𝑖𝑐𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜 𝑡
𝑛 = 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜𝑠
5. MAPE (Mean Absolute Percentage Error- Porcentaje de Error Medio Absoluto)
En ocasiones, resulta más útil calcular los errores de pronóstico en términos de porcentaje y no
en cantidades. El Porcentaje de Error Medio Absoluto (PEMA) se calcula encontrando el error
absoluto en cada período, dividiendo éste entre el valor real observado para ese período y
después promediando estos errores absolutos de porcentaje. Este enfoque es útil cuando el
tamaño o magnitud de la variable de pronóstico es importante en la evaluación de la precisión
del pronóstico. El PEMA proporciona una indicación de qué tan grandes son los errores de
pronóstico comparados con los valores reales de la serie. También se puede utilizar el PEMA
para comparar la precisión de la misma u otra técnica sobre dos series completamente diferentes.
(Anderson, et al., 2008)
𝑀𝐴𝑃𝐸 =∑ 𝑛
𝑡=1
|𝑌𝑡 − 𝑡|𝑌𝑡
𝑛 ( 5 )
Donde:
𝑌𝑡 = 𝐿𝑎 𝑑𝑒𝑎𝑑𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑢 𝑜𝑏𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜 𝑡
𝑡 = 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑛𝑜𝑠𝑡𝑖𝑐𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜 𝑡
ANEXO III 276
UPB © 2016
𝑛 = 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜𝑠
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos con el Software Crystal Ball,
referente a la proyección de la Potencia Eléctrica Demanda en (MW).
La Tabla N° 126 y la Tabla N° 127 nos muestran el Resumen y la Serie del Informe de Crystal
Ball respectivamente.
Tabla N° 126: Resumen para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para Bolivia (MW)
Resumen:
Atributos de datos:
Número de serie 2
Los datos están en años
Prefs ejecución:
Periodos en previsión 11
Introducir valores que faltan Activado
Ajustar valores atípicos Activado
Métodos utilizados Métodos no estacionales
Métodos de ARIMA
Técnica de previsión Previsión estándar
Medida de error RMSE
Tabla N° 127: Serie de Predictor para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para Bolivia (MW)
Serie: Bolivia
Resumen:
Mejor método ARIMA(5,1,2)
Medida de error (RMSE) 21.93
ANEXO III 277
UPB © 2016
Resultados de previsión: (Continuación)
Fecha Inferior: 2.5% Previsión Superior: 97.5%
2015 1,309.69 1,352.69 1,395.68
2016 1,371.48 1,427.36 1,483.25
2017 1,438.49 1,531.30 1,624.11
2018 1,464.55 1,592.85 1,721.16
2019 1,476.34 1,651.82 1,827.30
2020 1,536.66 1,748.45 1,960.23
2021 1,556.20 1,824.22 2,092.24
2022 1,554.37 1,871.28 2,188.20
2023 1,583.94 1,955.81 2,327.68
2024 1,615.62 2,040.52 2,465.43
2025 1,598.13 2,088.36 2,578.59
Datos históricos:
Estadísticas Datos históricos
Valores de datos 12
Mínimo 684.06
Media 944.13
Máximo 1,298.19
Desviación estándar 198.90
Ljung-Box 2.66 (Sin tendencia)
Estacionalidad No estacional (Detección automática)
Valores filtrados 0
Estadísticas de ARIMA:
ARIMA Estadísticas
Transformación Lambda 1.00
BIC 7.70
AIC 7.45
AICc 10.84
Se utiliza para selección de modelo: RMSE
Coeficientes de modelo de ARIMA:
Variable Coeficiente Error estándar
AR(1) -0.2548 0.3240
AR(2) 0.2073 0.2019
AR(3) 0.5998 0.0240
AR(4) 0.7263 0.1956
AR(5) -0.3246 0.3174
MA(1) -0.0852 0.2644
MA(2) -0.6426 0.2036
ANEXO III 278
UPB © 2016
(Continuación)
Precisión de previsión:
Método Rango RMSE
ARIMA(5,1,2) Mejor 21.93
Promedio móvil doble 2.º 25.15
Suavizado exponencial doble 3.º 41.42
Método MAD MAPE
ARIMA(5,1,2) 17.05 1.75%
Promedio móvil doble 20.71 1.84%
Suavizado exponencial doble 33.51 3.62%
Método U de Theil Durbin-Watson
ARIMA(5,1,2) 0.2954 1.82
Promedio móvil doble 0.3755 0.7531
Suavizado exponencial doble 0.6729 2.07
** - Advertencia: Durbin-Watson < 1.0
Parámetros de método:
Método Parámetro Valor
ARIMA(5,1,2) --- ---
Promedio móvil doble Orden 3
Suavizado exponencial doble Alfa 0.5397
Beta 0.9990
ANEXO III 279
UPB © 2016
La Tabla N° 129 nos muestra los Métodos para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para Bolivia.
Tabla N° 128: Tabla de Métodos para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para Bolivia (MW)
Series Bolivia
Elementos de tabla
Métodos Rango RMSE MAD MAPE U de Theil Durbin-Watson Transformación Lambda BIC AIC AICc Alfa Beta Orden
ARIMA(5,1,2) (Mejor método) 1 21.93 17.05 1.75% 0.2954 1.8222 1.00 7.70 7.45 10.84
Promedio móvil doble 2 25.15 20.71 1.84% 0.3755 0.7531 3
Promedio móvil simple 4 67.91 55.83 5.58% 1.00 0.8471 1
Suavizado exponencial doble 3 41.42 33.51 3.62% 0.6729 2.0711 0.5397 0.9990
Suavizado exponencial simple 5 67.94 55.88 5.58% 1.0004 0.8451 0.9990
ANEXO III 280
UPB © 2016
La Tabla N° 129 nos muestra los Resultados para el Pronóstico de la Demanda de Potencia
Eléctrica para Bolivia.
Tabla N° 129: Tabla de Resultados para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para Bolivia (MW)
Series Bolivia
Datos
Fecha Datos históricos Inferior: 2.5% Ajuste y previsión Superior: 97.5% Residuales
2003 684.06
2004 704.81 696.93 7.87
2005 759.13 747.11 12.02
2006 762.10 753.05 9.05
2007 895.43 881.66 13.76
2008 898.69 884.36 14.33
2009 939.43 970.06 (30.63)
2010 1,009.39 1,000.82 8.57
2011 1,067.40 1,078.88 (11.48)
2012 1,109.05 1,055.19 53.86
2013 1,201.84 1,178.18 23.66
2014 1,298.19 1,295.84 2.35
2015 1,309.69 1,352.69 1,395.68
2016 1,371.48 1,427.36 1,483.25
2017 1,438.49 1,531.30 1,624.11
2018 1,464.55 1,592.85 1,721.16
2019 1,476.34 1,651.82 1,827.30
2020 1,536.66 1,748.45 1,960.23
2021 1,556.20 1,824.22 2,092.24
2022 1,554.37 1,871.28 2,188.20
2023 1,583.94 1,955.81 2,327.68
2024 1,615.62 2,040.52 2,465.43
2025 1,598.13 2,088.36 2,578.59
ANEXO III 281
UPB © 2016
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos con el Software Crystal Ball,
referentes a la proyección de la Energía Eléctrica Demanda en (GWh).
La Tabla N° 130 y la Tabla N° 131 nos muestran el Resumen y la Serie del Informe de Crystal
Ball respectivamente.
Tabla N° 130: Resumen para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para Bolivia (GWh) Resumen:
Atributos de datos:
Número de serie 2
Los datos están en periodos
Prefs ejecución:
Periodos en previsión 11
Introducir valores que faltan Activado
Ajustar valores atípicos Activado
Métodos utilizados Métodos no estacionales
Métodos de ARIMA
Técnica de previsión Previsión estándar
Medida de error RMSE
Tabla N° 131: Serie de Predictor para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para Bolivia (GWh)
Serie: Bolivia
Resumen:
Mejor método ARIMA(6,1,5)
Medida de error (RMSE) 120.51
ANEXO III 282
UPB © 2016
Resultados de previsión: (Continuación)
Fecha Inferior: 2.5% Previsión Superior: 97.5%
2015 7,498.26 7,734.45 7,970.64
2016 7,807.80 8,238.67 8,669.53
2017 7,964.58 8,599.61 9,234.65
2018 7,976.05 8,818.51 9,660.98
2019 7,962.86 9,124.88 10,286.90
2020 8,080.94 9,533.77 10,986.60
2021 7,934.20 9,751.88 11,569.57
2022 7,985.16 10,200.19 12,415.22
2023 8,014.79 10,635.47 13,256.16
2024 7,917.77 10,921.06 13,924.35
2025 7,773.45 11,212.04 14,650.62
Datos históricos:
Estadísticas Datos históricos
Valores de datos 12
Mínimo 3,603.80
Media 5,313.40
Máximo 7,477.66
Desviación estándar 1,340.68
Ljung-Box 3.63 (Sin tendencia)
Estacionalidad No estacional
Valores filtrados 0
Estadísticas de ARIMA:
ARIMA Estadísticas
Transformación Lambda 1.00
BIC 11.98
AIC 11.58
AICc -12.42
Se utiliza para selección de modelo: RMSE
ANEXO III 283
UPB © 2016
Coeficientes de modelo de ARIMA: (Continuación)
Variable Coeficiente Error estándar
AR(1) 0.4734 0.0560
AR(2) 0.1657 0.0621
AR(3) 0.0105 0.0447
AR(4) -0.1901 0.0442
AR(5) -0.3767 0.0500
AR(6) 0.8957 0.0524
MA(1) -0.0523 0.2496
MA(2) -0.0348 0.1637
MA(3) -0.0584 0.1195
MA(4) -0.9802 0.1714
MA(5) -0.2197 0.2792
Precisión de previsión:
Método Rango RMSE
ARIMA(6,1,5) Mejor 120.51
Promedio móvil doble 1.º 97.74
Suavizado exponencial doble 3.º 219.14
* - Mejor método reemplazado
Método MAD MAPE
ARIMA(6,1,5) 92.99 1.69%
Promedio móvil doble 75.51 1.20%
Suavizado exponencial doble 172.24 3.58%
Método U de Theil Durbin-Watson
ARIMA(6,1,5) 0.2846 2.20
Promedio móvil doble 0.2518 1.10
Suavizado exponencial doble 0.6405 1.81
Parámetros de método:
Método Parámetro Valor
ARIMA(6,1,5) --- ---
Promedio móvil doble Orden 4
Suavizado exponencial doble Alfa 0.5578
Beta 0.9990
ANEXO III 284
UPB © 2016
La Tabla N° 132 nos muestra los Métodos para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para Bolivia.
Tabla N° 132: Tabla de Métodos para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para Bolivia (GWh)
Series Bolivia
Elementos de tabla
Métodos Rango RMSE MAD MAPE U de Theil Durbin-Watson Transformación Lambda BIC AIC AICc Alfa Beta Orden
ARIMA(6,1,5) (Mejor método) 2 120.51 92.99 1.69% 0.2846 2.1954 1.00 11.98 11.58 -12.42
Promedio móvil doble 1 97.74 75.51 1.20% 0.2518 1.0985 4
Promedio móvil simple 4 400.53 358.49 6.50% 1.00 0.4768 1
Suavizado exponencial doble 3 219.14 172.24 3.58% 0.6405 1.8121 0.5578 0.9990
Suavizado exponencial simple 5 400.80 358.75 6.51% 1.0005 0.4756 0.9990
ANEXO III 285
UPB © 2016
La Tabla N° 133 nos muestra los Resultados para el Pronóstico de la Demanda de Energía
Eléctrica para Bolivia.
Tabla N° 133: Tabla de Resultados para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para Bolivia (GWh)
Series Bolivia
Datos
Fecha Datos históricos Inferior: 2.5% Ajuste y previsión Superior: 97.5% Residuales
2003 3,603.80
2004 3,771.03 3,758.81 12.22
2005 3,994.32 3,992.62 1.70
2006 3,959.58 3,863.79 95.79
2007 4,686.40 4,518.00 168.40
2008 5,137.99 4,968.03 169.97
2009 5,396.99 5,482.86 (85.86)
2010 5,814.02 5,779.89 34.13
2011 6,301.85 6,328.85 (27.00)
2012 6,604.33 6,412.24 192.08
2013 7,012.82 7,228.72 (215.90)
2014 7,477.66 7,497.53 (19.87)
2015 7,498.26 7,734.45 7,970.64
2016 7,807.80 8,238.67 8,669.53
2017 7,964.58 8,599.61 9,234.65
2018 7,976.05 8,818.51 9,660.98
2019 7,962.86 9,124.88 10,286.90
2020 8,080.94 9,533.77 10,986.60
2021 7,934.20 9,751.88 11,569.57
2022 7,985.16 10,200.19 12,415.22
2023 8,014.79 10,635.47 13,256.16
2024 7,917.77 10,921.06 13,924.35
2025 7,773.45 11,212.04 14,650.62
ANEXO III 286
UPB © 2016
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos con el Software Crystal Ball,
referentes a la proyección de la Potencia Eléctrica Instalada en (MW).
La Tabla N° 134 y la Tabla N° 135 nos muestran el Resumen y la Serie del Informe de Crystal
Ball respectivamente.
Tabla N° 134: Resumen para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para Bolivia (MW)
Resumen:
Atributos de datos:
Número de serie 2
Los datos están en años
Prefs ejecución:
Periodos en previsión 11
Introducir valores que faltan Activado
Ajustar valores atípicos Activado
Métodos utilizados Métodos no estacionales
Métodos de ARIMA
Técnica de previsión Previsión estándar
Medida de error RMSE
Tabla N° 135: Serie de Predictor para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para Bolivia (MW)
Serie: Bolivia
Resumen:
Mejor método ARIMA(3,1,5)
Medida de error (RMSE) 54.68
ANEXO III 287
UPB © 2016
Resultados de previsión: (Continuación)
Fecha Inferior: 2.5% Previsión Superior: 97.5%
2015 1,971.24 2,078.42 2,185.60
2016 2,087.57 2,246.55 2,405.52
2017 2,166.89 2,422.93 2,678.97
2018 2,251.04 2,618.87 2,986.69
2019 2,259.26 2,757.37 3,255.47
2020 2,269.97 2,895.77 3,521.56
2021 2,330.91 3,086.61 3,842.30
2022 2,350.97 3,254.09 4,157.21
2023 2,317.82 3,376.54 4,435.25
2024 2,324.27 3,535.80 4,747.34
2025 2,348.71 3,721.37 5,094.02
Datos históricos:
Estadísticas Datos históricos
Valores de datos 12
Mínimo 1,077.00
Media 1,371.68
Máximo 1,959.78
Desviación estándar 259.27
Ljung-Box 9.50 (Sin tendencia)
Estacionalidad No estacional (Detección automática)
Valores filtrados 0
Estadísticas de ARIMA:
ARIMA Estadísticas
Transformación Lambda 1.00
BIC 9.75
AIC 9.46
AICc 16.00
Se utiliza para selección de modelo: RMSE
Coeficientes de modelo de ARIMA:
Variable Coeficiente Error estándar
AR(1) 0.6059 0.0358
AR(2) -0.5870 0.0443
AR(3) 0.9610 0.0342
MA(1) 0.5104 0.3263
MA(2) -1.31 0.1731
MA(3) 0.7845 0.4512
MA(4) -0.6760 0.1590
MA(5) 0.4047 0.2547
ANEXO III 288
UPB © 2016
Precisión de previsión: (Continuación)
Método Rango RMSE
ARIMA(3,1,5) Mejor 54.68
Suavizado exponencial doble 2.º 75.82
Promedio móvil doble 3.º 81.35
Método MAD MAPE
ARIMA(3,1,5) 36.27 2.33%
Suavizado exponencial doble 59.04 3.96%
Promedio móvil doble 68.53 4.56%
Método U de Theil Durbin-Watson
ARIMA(3,1,5) 0.4773 1.95
Suavizado exponencial doble 0.6744 1.65
Promedio móvil doble 0.6794 1.94
Parámetros de método:
Método Parámetro Valor
ARIMA(3,1,5) --- ---
Suavizado exponencial doble Alfa 0.5459
Beta 0.9990
Promedio móvil doble Orden 2
ANEXO III 289
UPB © 2016
La Tabla N° 136 nos muestra los Métodos para el Pronóstico de a Potencia Eléctrica Instalada para Bolivia.
Tabla N° 136: Tabla de Métodos para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para Bolivia (MW)
Series Bolivia
Elementos de tabla
Métodos Rango RMSE MAD MAPE U de Theil Durbin-Watson Transformación Lambda BIC AIC AICc Alfa Beta Orden
ARIMA(3,1,5) (Mejor método) 1 54.68 36.27 2.33% 0.4773 1.9517 1.00 9.75 9.46 16.00
Promedio móvil doble 3 81.35 68.53 4.56% 0.6794 1.9383 2
Promedio móvil simple 4 116.74 80.25 5.19% 1.00 0.8078 1
Suavizado exponencial doble 2 75.82 59.04 3.96% 0.6744 1.6549 0.5459 0.9990
Suavizado exponencial simple 5 116.77 80.31 5.19% 1.0003 0.8065 0.9990
ANEXO III 290
UPB © 2016
La Tabla N° 137 nos muestra los Resultados para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada
para Bolivia.
Tabla N° 137: Tabla de Resultados para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para Bolivia (MW)
Series Bolivia
Datos
Fecha Datos históricos Inferior: 2.5% Ajuste y previsión Superior: 97.5% Residuales
2003 1,077.00
2004 1,144.80 1,154.47 (9.67)
2005 1,144.80 1,145.39 (0.59)
2006 1,183.40 1,184.60 (1.20)
2007 1,276.50 1,254.55 21.95
2008 1,285.10 1,301.46 (16.36)
2009 1,285.10 1,314.23 (29.13)
2010 1,389.90 1,345.23 44.67
2011 1,446.30 1,428.97 17.33
2012 1,610.61 1,471.37 139.23
2013 1,656.83 1,681.22 (24.39)
2014 1,959.78 1,865.30 94.47
2015 1,971.24 2,078.42 2,185.60
2016 2,087.57 2,246.55 2,405.52
2017 2,166.89 2,422.93 2,678.97
2018 2,251.04 2,618.87 2,986.69
2019 2,259.26 2,757.37 3,255.47
2020 2,269.97 2,895.77 3,521.56
2021 2,330.91 3,086.61 3,842.30
2022 2,350.97 3,254.09 4,157.21
2023 2,317.82 3,376.54 4,435.25
2024 2,324.27 3,535.80 4,747.34
2025 2,348.71 3,721.37 5,094.02
ANEXO III 291
UPB © 2016
Para determinar los excedentes de generación de los proyectos hidroeléctricos de gran
envergadura, se realizó simulaciones de cada uno de ellos en base a información disponible para
los escenarios. (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
Mediante simulación se determinó la energía que podría ser aprovechada por el sistema
desplazando generación térmica, excepto aquella necesaria por restricciones de transmisión. Por
diferencia se determinó los excedentes de energía mensual para los proyectos de gran
envergadura. La generación térmica desplazada también se constituye en excedentes que pueden
ser destinados a la exportación. (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
El resultado de la simulación es un despacho económico que toma en cuenta todo el parque
generador existente (termoeléctrico e hidroeléctrico) y los nuevos proyectos de gran
envergadura, estos últimos desplazan a casi todo el parque termoeléctrico y una pequeña parte
del parque hidroeléctrico existente. Es importante señalar que los cuatro escenarios cuentan con
la reserva rotante requerida, establecida en la normativa vigente y una reserva por
indisponibilidad. (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
La Tabla N° 138 nos muestra los 4 Escenarios de las Simulaciones realizadas en el Plan Eléctrico
2025 para determinar los excedentes de generación.
ANEXO III 292
UPB © 2016
Tabla N° 138: Escenario de la Simulación de Excedentes de Energía y Potencia Escenario Característica
Escenario I:
Cachuela
Esperanza y
Complejo
Hidroeléctrico
Río Grande
Los excedentes de la generación hidroeléctrica tienen una fuerte variación durante el año, debido a la estacionalidad del
período seco y lluvioso, mientras que los excedentes de generación termoeléctrica varían principalmente con el número de
días de cada mes. El valor máximo de energía alcanza a 2.503 GWh en el mes de enero y el mínimo a 1.434 GWh en el
mes de septiembre, resultado de la suma de excedentes de generación hidroeléctrica y termoeléctrica. La energía anual
excedente es de 23.070 GWh.
En el caso de la potencia media, se tiene un excedente con un valor máximo de 3.364 MW en el mes de enero (período
lluvioso) que corresponde a 1.399 MW de potencia termoeléctrica y 1.965 MW de potencia hidroeléctrica. En el período
seco esta generación alcanza a 1.992 MW, resultado de la suma de 1.363 MW de potencia termoeléctrica y 629 MW de
potencia hidroeléctrica.
Escenario II:
Cachuela
Esperanza y El
Bala
De manera similar al caso anterior, el valor máximo de excedentes es igual a 2.167 GWh, en el mes de enero y el mínimo
de 1.458 GWh en el mes de septiembre, resultado de la suma de excedentes de generación hidroeléctrica y termoeléctrica.
La generación promedio anual es de 22.007 GWh. Los excedentes en el período seco son similares, debido al alto factor
de planta del proyecto El Bala, a pesar de tener menor potencia respecto al Escenario I.
Para la potencia media, se tiene un excedente máximo de 2.947 MW en el mes de febrero que corresponde a 1.403 MW de
potencia termoeléctrica y 1.544 MW de potencia hidroeléctrica. En el período seco esta generación alcanza a 2.026 MW,
resultado de la suma de 1.382 MW de potencia termoeléctrica y 644 MW de potencia hidroeléctrica.
Escenario III:
Cachuela
Esperanza - El
Bala – Jatun
Pampa y
Seripona
(Complejo Río
Grande)
En la simulación del tercer escenario se consideraron los siguientes proyectos: Cachuela Esperanza, El Bala, además de los
proyectos Jatun Pampa (130 MW) y Seripona (420 MW) que forman parte del Complejo Hidroeléctrico del Río Grande;
haciendo un total de 3.220 MW. Para este escenario el valor máximo de energía alcanza a 2.492 GWh, en el mes de enero
y el mínimo a 1.579 GWh en el mes de septiembre. La generación promedio anual de excedentes es igual a 24.547 GWh.
Para el caso de la potencia media, se tiene un excedente máximo de 3.350 MW en el mes de enero, que corresponde a 1.398
MW de disponibilidad de generación termoeléctrica y 1.952 MW de disponibilidad de generación hidroeléctrica. En el
período seco esta generación alcanza a 2.193 MW, resultado de la suma de 1.384 MW de disponibilidad de generación
termoeléctrica y 809 MW de disponibilidad de generación hidroeléctrica.
Escenario IV:
Complejo
Hidroeléctrico
Río Grande
El Complejo Hidroeléctrico Río Grande comprende los siguientes proyectos: Jatun Pampa (130 MW), Seripona (420 MW),
Cañahuecal (500 MW), Las Juntas (172 MW); Ocampo (320 MW), Peña Blanca (520 MW); La Pesca (740 MW) y Pirapó
(80 MW). El valor máximo de energía excedente es 1.760 GWh en el mes de marzo y el valor mínimo es de 1.069 GWh
en el mes de septiembre, resultado de la suma de excedentes de generación hidroeléctrica y termoeléctrica. La energía
promedio anual de excedentes es de 17.405 GWh. La diferencia de excedentes de energía entre el periodo seco y el periodo
lluvioso es proporcionalmente mayor respecto a los otros escenarios, debido al bajo factor de planta de las centrales que
componen el Complejo Hidroeléctrico del Río Grande. En el caso de la potencia media, el valor máximo de potencia
excedente es de 2.463 MW en el mes de febrero (periodo lluvioso), que corresponde a 1.369 MW de disponibilidad
termoeléctrica y 1.094 MW de hidroeléctrica. En el periodo seco el valor mínimo es de 1.485 MW que corresponde al mes
de septiembre, resultado de la suma de 1.246 MW de disponibilidad termoeléctrica y 239 MW de hidroeléctrica.
Los excedentes de generación en todas las alternativas han sido calculados respecto a la demanda del año 2025; esto quiere
decir que disminuirán gradualmente a partir del año 2026 debido al incremento de la demanda del mercado interno.
Los resultados de cada uno de los escenarios muestran que existe un gran potencial de generación hidroeléctrica que puede
ser aprovechado en el abastecimiento de la demanda creciente del mercado interno, producto de la industrialización del
país. Los excedentes de esta generación más la energía desplazada por los mismos, podrán ser destinados a la exportación
de electricidad a países vecinos.
Fuente: (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
ANEXO III 293
UPB © 2016
La Figura N° 103 nos muestra los resultados referentes a los Excedentes de Energía, obtenidos en las simulaciones realizadas en el
Plan Eléctrico 2025.
Figura N° 103: Excedentes de Energía por Escenario (GWh)
Fuente: (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
ANEXO III 294
UPB © 2016
La Figura N° 104 nos muestra los resultados referentes a los Excedentes de Potencia, obtenidos en las simulaciones realizadas en el
Plan Eléctrico 2025.
Figura N° 104: Excedentes de Potencia Media por Escenario (MW)
Fuente: (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2015)
ANEXO III 295
UPB © 2016
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos con el Software Crystal Ball,
referentes a la proyección de la Potencia Eléctrica Demanda en (MW).
La Tabla N° 139 y la Tabla N° 140 nos muestran el Resumen y la Serie del Informe de Crystal
Ball, respectivamente.
Tabla N° 139: Resumen para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para Chile (MW)
Resumen:
Atributos de datos:
Número de serie 2
Los datos están en años
Prefs ejecución:
Periodos en previsión 11
Introducir valores que faltan Activado
Ajustar valores atípicos Activado
Métodos utilizados Métodos no estacionales
Métodos de ARIMA
Técnica de previsión Previsión estándar
Medida de error RMSE
Tabla N° 140: Serie de Predictor para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para Chile (MW)
Serie: Chile
Resumen:
Mejor método ARIMA(8,1,4)
Medida de error (RMSE) 89.58
ANEXO III 296
UPB © 2016
Resultados de previsión: (Continuación)
Fecha Inferior: 2.5% Previsión Superior: 97.5%
2015 9,764.11 9,939.67 10,115.24
2016 9,499.59 9,776.98 10,054.38
2017 10,038.90 10,355.04 10,671.18
2018 10,568.15 10,906.72 11,245.29
2019 10,630.36 11,044.67 11,458.99
2020 10,792.82 11,266.10 11,739.39
2021 11,094.37 11,638.81 12,183.25
2022 10,949.06 11,618.73 12,288.40
2023 10,730.75 11,531.25 12,331.75
2024 11,246.57 12,118.83 12,991.08
2025 11,661.93 12,600.30 13,538.67
Datos históricos:
Estadísticas Datos históricos
Valores de datos 12
Mínimo 6,578.00
Media 8,231.17
Máximo 9,919.50
Desviación estándar 1,023.03
Ljung-Box 9.86 (Sin tendencia)
Estacionalidad No estacional (Detección automática)
Valores filtrados 0
Estadísticas de ARIMA:
ARIMA Estadísticas
Transformación Lambda 1.00
BIC 11.61
AIC 11.17
AICc -3.01
Se utiliza para selección de modelo: RMSE
ANEXO III 297
UPB © 2016
(Continuación)
Coeficientes de modelo de ARIMA:
Variable Coeficiente Error estándar
AR(1) -0.0185 0.5227
AR(2) 0.1899 0.1988
AR(3) -0.3497 0.1545
AR(4) 0.3948 0.2089
AR(5) -0.2255 0.2485
AR(6) 0.2329 0.2306
AR(7) 0.8730 0.1639
AR(8) -0.1886 0.6052
MA(1) -0.2417 0.3200
MA(2) 0.5453 0.2657
MA(3) -0.1271 0.1957
MA(4) -0.4183 0.0010
Precisión de previsión:
Método Rango RMSE
ARIMA(8,1,4) Mejor 89.58
Suavizado exponencial doble 2.º 279.63
Promedio móvil doble 3.º 294.10
Método MAD MAPE
ARIMA(8,1,4) 72.54 0.86%
Suavizado exponencial doble 253.62 3.12%
Promedio móvil doble 258.05 2.83%
Método U de Theil Durbin-Watson
ARIMA(8,1,4) 0.2336 1.81
Suavizado exponencial doble 0.7729 1.39
Promedio móvil doble 0.6792 1.09
Parámetros de método:
Método Parámetro Valor
ARIMA(8,1,4) --- ---
Suavizado exponencial doble Alfa 0.9990
Beta 0.2818
Promedio móvil doble Orden 4
ANEXO III 298
UPB © 2016
La Tabla N° 141 nos muestra los Métodos para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para Chile.
Tabla N° 141: Tabla de Métodos para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para Chile (MW)
Series Chile
Elementos de tabla
Métodos Rango RMSE MAD MAPE U de Theil Durbin-Watson Transformación Lambda BIC AIC AICc Alfa Beta Orden
ARIMA(8,1,4) (Mejor método) 1 89.58 72.54 0.86% 0.2336 1.8069 1.00 11.61 11.17 -3.01
Promedio móvil doble 3 294.10 258.05 2.83% 0.6792 1.0891 4
Promedio móvil simple 4 371.75 330.81 3.97% 1.00 0.5791 1
Suavizado exponencial doble 2 279.63 253.62 3.12% 0.7729 1.391 0.9990 0.2818
Suavizado exponencial simple 5 371.97 331.02 3.97% 1.0006 0.5781 0.9990
ANEXO III 299
UPB © 2016
La Tabla N° 142 nos muestra los Resultados para el Pronóstico de la Demanda de Potencia
Eléctrica para Chile.
Tabla N° 142: Tabla de Resultados para el Pronóstico de la Demanda de Potencia Eléctrica para Chile (MW)
Series Chile
Datos
Fecha Datos históricos Inferior: 2.5% Ajuste y previsión Superior: 97.5% Residuales
2003 6,578.00
2004 6,997.40 6,970.77 26.63
2005 7,330.10 7,264.75 65.35
2006 7,735.00 7,660.37 74.63
2007 8,103.80 8,023.37 80.43
2008 8,044.10 8,033.48 10.62
2009 7,955.10 7,969.31 (14.21)
2010 8,382.10 8,196.36 185.74
2011 9,043.20 8,932.01 111.19
2012 9,159.30 9,270.33 (111.03)
2013 9,526.41 9,418.54 107.87
2014 9,919.50 9,909.28 10.22
2015 9,764.11 9,939.67 10,115.24
2016 9,499.59 9,776.98 10,054.38
2017 10,038.90 10,355.04 10,671.18
2018 10,568.15 10,906.72 11,245.29
2019 10,630.36 11,044.67 11,458.99
2020 10,792.82 11,266.10 11,739.39
2021 11,094.37 11,638.81 12,183.25
2022 10,949.06 11,618.73 12,288.40
2023 10,730.75 11,531.25 12,331.75
2024 11,246.57 12,118.83 12,991.08
2025 11,661.93 12,600.30 13,538.67
ANEXO III 300
UPB © 2016
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos con el Software Crystal Ball,
referentes a la proyección de la Energía Eléctrica Demanda en (GWh).
La Tabla N° 143 y la Tabla N° 144 nos muestran el Resumen y la Serie del Informe de Crystal
Ball respectivamente.
Tabla N° 143: Resumen para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para Chile (GWh) Resumen:
Atributos de datos:
Número de serie 2
Los datos están en periodos
Prefs ejecución:
Periodos en previsión 11
Introducir valores que faltan Activado
Ajustar valores atípicos Activado
Métodos utilizados Métodos no estacionales
Métodos de ARIMA
Técnica de previsión Previsión estándar
Medida de error RMSE
Tabla N° 144: Serie de Predictor para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para Chile (GWh)
Serie: Chile
Resumen:
Mejor método ARIMA(3,1,4)
Medida de error (RMSE) 598.33
ANEXO III 301
UPB © 2016
Resultados de previsión: (Continuación)
Fecha Inferior: 2.5% Previsión Superior: 97.5%
2015 64,331.30 65,503.99 66,676.68
2016 63,262.43 66,684.52 70,106.61
2017 63,167.01 68,418.13 73,669.25
2018 62,621.91 69,482.43 76,342.95
2019 61,825.33 70,662.74 79,500.14
2020 61,313.12 72,085.65 82,858.19
2021 60,355.92 73,041.02 85,726.12
2022 59,353.22 74,157.54 88,961.87
2023 58,447.10 75,336.15 92,225.20
2024 57,214.24 76,211.45 95,208.65
2025 56,013.52 77,231.80 98,450.08
Datos históricos:
Estadísticas Datos históricos
Valores de datos 12
Mínimo 42,556.20
Media 53,882.15
Máximo 64,717.07
Desviación estándar 6,909.24
Ljung-Box 19.14 (Sin tendencia)
Estacionalidad No estacional (Detección automática)
Valores filtrados 0
Estadísticas de ARIMA:
ARIMA Estadísticas
Transformación Lambda 1.00
BIC 14.31
AIC 14.06
AICc 17.45
Se utiliza para selección de modelo: RMSE
ANEXO III 302
UPB © 2016
Coeficientes de modelo de ARIMA: (Continuación)
Variable Coeficiente Error estándar
AR(1) -0.0508 0.1868
AR(2) 0.2226 0.2004
AR(3) 0.7187 0.1704
MA(1) -1.79 0.1051
MA(2) -0.5208 0.2067
MA(3) 0.7046 0.1829
MA(4) 0.3932 0.0588
Precisión de previsión:
Método Rango RMSE
ARIMA(3,1,4) Mejor 598.33
Suavizado exponencial doble 2.º 1,481.91
Promedio móvil doble 3.º 1,556.93
Método MAD MAPE
ARIMA(3,1,4) 505.67 0.93%
Suavizado exponencial doble 1,173.67 2.22%
Promedio móvil doble 1,342.56 2.37%
Método U de Theil Durbin-Watson
ARIMA(3,1,4) 0.2516 1.43
Suavizado exponencial doble 0.6947 1.18
Promedio móvil doble 0.7050 1.27
Parámetros de método:
Método Parámetro Valor
ARIMA(3,1,4) --- ---
Suavizado exponencial doble Alfa 0.9990
Beta 0.5252
Promedio móvil doble Orden 2
ANEXO III 303
UPB © 2016
La Tabla N° 145 nos muestra los Métodos para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para Chile
Tabla N° 145: Tabla de Métodos para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para Chile (GWh)
Series Chile
Elementos de tabla
Métodos Rango RMSE MAD MAPE U de Theil Durbin-Watson Transformación Lambda BIC AIC AICc Alfa Beta Orden
ARIMA(3,1,4) (Mejor método) 1 598.33 505.67 0.93% 0.2516 1.4264 1.00 14.31 14.06 17.45
Promedio móvil doble 3 1,556.93 1,342.56 2.37% 0.705 1.2739 2
Promedio móvil simple 4 2,264.73 2,014.62 3.72% 1.00 0.2602 1
Suavizado exponencial doble 2 1,481.91 1,173.67 2.22% 0.6947 1.1775 0.9990 0.5252
Suavizado exponencial simple 5 2,266.44 2,016.50 3.72% 1.0007 0.2597 0.9990
ANEXO III 304
UPB © 2016
La Tabla N° 146 nos muestra los Resultados para el Pronóstico de la Demanda de Energía
Eléctrica para Chile.
Tabla N° 146: Tabla de Resultados para el Pronóstico de la Demanda de Energía Eléctrica para Chile (GWh)
Series Chile
Datos
Fecha Datos históricos Inferior: 2.5% Ajuste y previsión Superior: 97.5% Residuales
2003 42,556.20
2004 45,842.80 46,358.10 (515.30)
2005 47,488.80 47,125.05 363.75
2006 50,260.50 50,272.96 (12.46)
2007 52,638.00 53,023.67 (385.67)
2008 52,799.50 53,565.78 (766.28)
2009 53,056.80 53,604.15 (547.35)
2010 54,853.70 53,684.99 1,168.71
2011 58,067.30 57,436.90 630.40
2012 61,113.50 60,914.40 199.10
2013 63,191.60 63,042.39 149.21
2014 64,717.07 65,541.21 (824.14)
2015 64,331.30 65,503.99 66,676.68
2016 63,262.43 66,684.52 70,106.61
2017 63,167.01 68,418.13 73,669.25
2018 62,621.91 69,482.43 76,342.95
2019 61,825.33 70,662.74 79,500.14
2020 61,313.12 72,085.65 82,858.19
2021 60,355.92 73,041.02 85,726.12
2022 59,353.22 74,157.54 88,961.87
2023 58,447.10 75,336.15 92,225.20
2024 57,214.24 76,211.45 95,208.65
2025 56,013.52 77,231.80 98,450.08
ANEXO III 305
UPB © 2016
A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos con el Software Crystal Ball,
referentes a la proyección de la Potencia Eléctrica Instalada en (MW).
La Tabla N° 147 y la Tabla N° 148 nos muestran el Resumen y la Serie del Informe de Crystal
Ball respectivamente.
Tabla N° 147: Resumen para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para Chile (MW)
Resumen:
Atributos de datos:
Número de serie 2
Los datos están en años
Prefs ejecución:
Periodos en previsión 11
Introducir valores que faltan Activado
Ajustar valores atípicos Activado
Métodos utilizados Métodos no estacionales
Métodos de ARIMA
Técnica de previsión Previsión estándar
Medida de error RMSE
Tabla N° 148: Serie de Predictor para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para Chile (MW)
Serie: Chile
Resumen:
Mejor método ARIMA(10,1,3)
Medida de error (RMSE) 86.56
ANEXO III 306
UPB © 2016
Resultados de previsión: (Continuación)
Fecha Inferior: 2.5% Previsión Superior: 97.5%
2015 19,122.03 19,291.68 19,461.33
2016 20,806.71 21,061.72 21,316.72
2017 21,993.48 22,357.83 22,722.19
2018 22,301.42 22,801.71 23,301.99
2019 23,176.46 23,809.28 24,442.10
2020 23,676.63 24,482.22 25,287.81
2021 24,919.55 25,894.71 26,869.87
2022 25,664.54 26,896.36 28,128.17
2023 26,810.79 28,317.50 29,824.21
2024 28,141.17 29,911.99 31,682.81
2025 28,217.85 30,289.86 32,361.88
Datos históricos:
Estadísticas Datos históricos
Valores de datos 12
Mínimo 10,636.90
Media 14,344.95
Máximo 18,697.30
Desviación estándar 2,697.88
Ljung-Box 10.16 (Sin tendencia)
Estacionalidad No estacional (Detección automática)
Valores filtrados 0
Estadísticas de ARIMA:
ARIMA Estadísticas
Transformación Lambda 1.00
BIC 11.76
AIC 11.29
AICc 0.2550
Se utiliza para selección de modelo: RMSE
ANEXO III 307
UPB © 2016
Coeficientes de modelo de ARIMA: (Continuación)
Variable Coeficiente Error estándar
AR(1) 0.3565 0.4256
AR(2) 0.0913 0.3526
AR(3) 0.3232 0.1924
AR(4) 0.0128 0.1290
AR(5) 0.3812 0.0831
AR(6) -0.1659 0.1634
AR(7) 0.8022 0.1370
AR(8) -0.2064 0.3777
AR(9) -0.4115 0.2813
AR(10) -0.1881 0.2059
MA(1) 0.2344 0.4512
MA(2) -0.2770 0.2529
MA(3) -0.0056 0.1744
Precisión de previsión:
Método Rango RMSE
ARIMA(10,1,3) Mejor 86.56
Suavizado exponencial doble 2.º 545.61
Promedio móvil doble 3.º 602.43
Método MAD MAPE
ARIMA(10,1,3) 52.22 0.35%
Suavizado exponencial doble 363.23 2.55%
Promedio móvil doble 458.77 2.78%
Método U de Theil Durbin-Watson
ARIMA(10,1,3) 0.1046 1.19
Suavizado exponencial doble 0.6962 1.71
Promedio móvil doble 0.7912 0.9252
** - Advertencia: Durbin-Watson < 1.0
Parámetros de método:
Método Parámetro Valor
ARIMA(10,1,3) --- ---
Suavizado exponencial doble Alfa 0.8530
Beta 0.4224
Promedio móvil doble Orden 4
ANEXO III 308
UPB © 2016
La Tabla N° 149 nos muestra los Métodos para el Pronóstico de a Potencia Eléctrica Instalada para Chile.
Tabla N° 149: Tabla de Métodos para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para Chile (MW)
Series Chile
Elementos de tabla
Métodos Rango RMSE MAD MAPE U de Theil Durbin-Watson Transformación Lambda BIC AIC AICc Alfa Beta Orden
ARIMA(10,1,3) (Mejor método) 1 86.56 52.22 0.35% 0.1046 1.1857 1.00 11.76 11.29 0.2550
Promedio móvil doble 3 602.43 458.77 2.78% 0.7912 0.9252 4
Promedio móvil simple 4 848.81 732.76 4.96% 1.00 0.5562 1
Suavizado exponencial doble 2 545.61 363.23 2.55% 0.6962 1.7119 0.8530 0.4224
Suavizado exponencial simple 5 849.32 733.40 4.96% 1.0005 0.5549 0.9990
ANEXO III 309
UPB © 2016
La Tabla N° 137 nos muestra los Resultados para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada
para Chile.
Tabla N° 150: Tabla de Resultados para el Pronóstico de la Potencia Eléctrica Instalada para Chile (MW)
Series Chile
Datos
Fecha Datos históricos Inferior: 2.5% Ajuste y previsión Superior: 97.5% Residuales
2003 10,636.90
2004 11,463.14 11,425.33 37.81
2005 11,884.10 11,902.93 (18.83)
2006 12,227.80 12,226.07 1.73
2007 12,720.06 12,701.18 18.88
2008 12,987.61 12,964.48 23.13
2009 14,845.88 14,594.80 251.08
2010 15,651.22 15,549.19 102.03
2011 16,328.86 16,276.64 52.22
2012 17,110.73 17,169.68 (58.95)
2013 17,585.83 17,576.36 9.46
2014 18,697.30 18,697.00 0.30
2015 19,122.03 19,291.68 19,461.33
2016 20,806.71 21,061.72 21,316.72
2017 21,993.48 22,357.83 22,722.19
2018 22,301.42 22,801.71 23,301.99
2019 23,176.46 23,809.28 24,442.10
2020 23,676.63 24,482.22 25,287.81
2021 24,919.55 25,894.71 26,869.87
2022 25,664.54 26,896.36 28,128.17
2023 26,810.79 28,317.50 29,824.21
2024 28,141.17 29,911.99 31,682.81
2025 28,217.85 30,289.86 32,361.88
ANEXO IV 310
UPB © 2016
ANEXO IV
TECNOLOGIA DE TRASMISIÓN
ANEXO IV 311
UPB © 2016
La Figura N° 105 nos muestras las diferentes propuestas de la ubicación de las Subestaciones Eléctricas (S/E) elegidas, para realizar
la Interconexión Eléctrica entre Chile y Bolivia.
Figura N° 105: Propuesta de Interconexión Eléctrica Bolivia-Chile
ANEXO IV 312
UPB © 2016
La Figura N° 106 nos muestra la línea en HVDC que interconecta la S/E Rio Grande Boliviana con una S/E Chilena, para realizar la
Fase de Expansión del Proyecto de Interconexión Eléctrica entre Chile y Bolivia.
Figura N° 106: Expansión de la Propuesta de Interconexión Eléctrica Bolivia-Chile
ANEXO IV 313
UPB © 2016
La Figura N° 107 nos muestra las líneas Eléctricas en AC y HVDC, que Interconectaran Eléctricamente Bolivia con Chile.
Figura N° 107: Fase 1 y Fase de Expansión de la Propuesta de Interconexión Eléctrica Bolivia-Chile
ANEXO IV 314
UPB © 2016
La Tabla N° 151 nos muestra la primera alternativa estudiada para realizar la Interconexión Eléctrica entre Bolivia y Chile.
Tabla N° 151: Alternativa de Interconexión Eléctrica 1 – HVAC (Primera Etapa)
# Técnico Económico Social Ambiental Dictamen
Alternativa 1:
Tecnología HVAC
- Tecnología HVAC
- Máximo Nivel de Voltaje
(220 kV Instalado, 245 kV
Recomendado)
- Subestación (Pequeña)
- Instalación y Cableado
(Transposición, Arreglo en
Cruz)
-Costo de Instalación
(Subestación / Bajo, Cables /
Elevado)
- Compensación Requerida
(Si)
- Perdidas (Subestación /
0.3 %, Cables / Alta)
- Experiencia (Muchas
Instalaciones Similares)
- Control de Potencias Activa
(No)
- Control de Potencia
Reactiva (No)
- Interconexión de Redes
(Sincrónica)
-Flujo Eléctrico Reversible
(Rápido)
-Capacidad de Encendido en
Negro (Si)
-Frecuencia 50Hz-50Hz
-Interruptores de potencia
-Transformador
-Condensadores en derivación
-Condensadores estáticos
-Sistema Var
-Reactores de potencia
-Subestación Eléctrica
Aprox = 33,887,150 $us
Para 100 km
- Afecta al sistema de
viviendas que están cerca del
tendido eléctrico
- Reduce el costo por
vivienda, de acuerdo al
patrimonio
- Va en contra del paisaje de
la zona
- Perjudica al desarrollo de
la zona afectada
- Influye negativamente en
caso de incidir en Tierras
comunitarias de Origen
- Genera desarrollo
Tecnológico y Económico.
- Se debe presentar una
Declaratoria de Impacto
Ambiental.
- Afecta la Fauna y la Flora
- Afecta Parques Nacionales y
áreas Protegidas
- Durante su construcción se
generan desechos sólidos,
líquidos y gaseosos.
- Debe cumplir con la
posterior Restauración del
Paisaje
- Perturba el habitad de los
animales que viven por la
zona del proyecto
- Produce Efecto Corona
- Produce Ozono
- Número de Conductores (3
Conductores) (Impacto
Visual)
Recomendable – Mejor
ANEXO IV 315
UPB © 2016
La Tabla N° 152 nos muestra la segunda alternativa estudiada para realizar la Interconexión Eléctrica entre Bolivia y Chile.
Tabla N° 152: Alternativa de Interconexión Eléctrica 2 – HVDC LCC (Primera Etapa)
# Técnico Económico Social Ambiental Dictamen
Alternativa 2:
Tecnología HVDC LCC
- Tecnología HVDC LCC
- Máximo Nivel de Voltaje
(± 450kV)
- Subestación (Muy Grande)
- Instalación y Cableado
(Simple)
-Costo de Instalación
(Subestación / Alto, Cables /
Bajo)
- Compensación Requerida
(Si)
- Perdidas (Subestación /
0.8 %, Cables / Baja)
- Experiencia (Mediana)
- Control de Potencias Activa
(Si)
- Control de Potencia
Reactiva (No)
- Interconexión de Redes (No
Necesariamente Sincrónica)
-Flujo Eléctrico Reversible
(Lento)
-Capacidad de Encendido en
Negro (No)
-Frecuencia 50Hz-50Hz
-Transformadores
-Convertidores
-Válvulas (Incluye Control y
Refrigeración)r
-Filtros y Fuentes de Var
-Misceláneos
(Comunicaciones, Reactor
DC, etc.)
-Ingeniería (Estudios del
Sistema, Desarrollo del
Proyecto)
-Obras Civiles e Instalación in
Situ
- Costo menor en 10 – 15%,
comparado con la línea VSC
Aprox=51,605,214 $us
Para 100 km
- Afecta al sistema de
viviendas que están cerca del
tendido eléctrico
- Reduce el costo por
vivienda, de acuerdo al
patrimonio
- Va en contra del paisaje de
la zona
- Perjudica al desarrollo de
la zona afectada
- Influye negativamente en
caso de incidir en Tierras
comunitarias de Origen.
- Genera desarrollo
Tecnológico y Económico.
- Se debe presentar una
Declaratoria de Impacto
Ambiental.
- Afecta la Fauna y la Flora
- Afecta Parques Nacionales y
áreas Protegidas
- Durante su construcción se
generan desechos sólidos,
líquidos y gaseosos.
- Debe cumplir con la
posterior Restauración del
Paisaje
- Perturba el habitad de los
animales que viven por la
zona del proyecto
- Produce Menor Efecto
Corona
- Produce Menor Ozono
- Número de Conductores (3
Conductores) (Impacto
Visual)
No Recomendable
ANEXO IV 316
UPB © 2016
La Tabla N° 153 nos muestra la tercera alternativa estudiada para realizar la Interconexión Eléctrica entre Bolivia y Chile.
Tabla N° 153: Alternativa de Interconexión Eléctrica 3 – HVDC VSC (Primera Etapa)
# Técnico Económico Social Ambiental Dictamen
Alternativa 3:
Tecnología HVDC VSC
- Tecnología HVDC VSC
- Máximo Nivel de Voltaje
(± 220kV Instalado, ±300kV
Recomendado)
- Subestación (Mediana)
- Instalación y Cableado
(Simple)
-Costo de Instalación
(Subestación / Muy Alto,
Cables / Bajo)
- Compensación Requerida
(No)
- Perdidas (Subestación /
1.6%-1.8%, Cables / Baja)
- Experiencia (Limitada)
- Control de Potencias Activa
(Si)
- Control de Potencia
Reactiva (Si)
- Interconexión de Redes (No
Necesariamente Sincrónica)
-Flujo Eléctrico Reversible
(Rápido)
-Capacidad de Encendido en
Negro (Si, Elaborado)
-Frecuencia 50Hz-50Hz
-Transformadores
-Convertidores
-Válvulas (Incluye Control y
Refrigeración)r
-Filtros y Fuentes de Var
-Misceláneos
(Comunicaciones, Reactor
DC, etc.)
-Ingeniería (Estudios del
Sistema, Desarrollo del
Proyecto)
-Obras Civiles e Instalación in
Situ
Aprox =58,055,865 $us
Para 100 km
- Afecta al sistema de
viviendas que están cerca del
tendido eléctrico
- Reduce el costo por
vivienda, de acuerdo al
patrimonio
- Va en contra del paisaje de
la zona
- Perjudica al desarrollo de
la zona afectada
- Influye negativamente en
caso de incidir en Tierras
comunitarias de Origen.
- Genera desarrollo
Tecnológico y Económico.
- Se debe presentar una
Declaratoria de Impacto
Ambiental.
- Afecta la Fauna y la Flora
- Afecta Parques Nacionales y
áreas Protegidas
- Durante su construcción se
generan desechos sólidos,
líquidos y gaseosos.
- Debe cumplir con la
posterior Restauración del
Paisaje
- Perturba el habitad de los
animales que viven por la
zona del proyecto
- Produce Menor Efecto
Corona
- Produce Menor Ozono
- Número de Conductores (2
Conductores) (Impacto
Visual)
Recomendable – Buena
ANEXO IV 317
UPB © 2016
La Tabla N° 154 nos muestra la primera alternativa estudiada para realizar la Interconexión Eléctrica entre Bolivia y Chile.
Tabla N° 154: Alternativa de Interconexión Eléctrica 1 – HVAC (Segunda Etapa)
# Técnico Económico Social Ambiental Dictamen
Alternativa 1:
Tecnología HVAC
- Tecnología HVAC
- Máximo Nivel de Voltaje
(220 kV Instalado, 245 kV
Recomendado)
- Subestación (Pequeña)
- Instalación y Cableado
(Transposición, Arreglo en
Cruz)
-Costo de Instalación
(Subestación / Bajo, Cables /
Elevado)
- Compensación Requerida
(Si)
- Perdidas (Subestación /
0.3 %, Cables / Alta)
- Experiencia (Muchas
Instalaciones Similares)
- Control de Potencias Activa
(No)
- Control de Potencia Reactiva
(No)
- Interconexión de Redes
(Sincrónica)
-Flujo Eléctrico Reversible
(Rápido)
-Capacidad de Encendido en
Negro (Si)
-Frecuencia 50Hz-50Hz
-Interruptores de potencia
-Transformador
-Condensadores en derivación
-Condensadores estáticos
-Sistema Var
-Reactores de potencia
-Subestación Eléctrica
Aprox = 303,290,000 $us
Para 895 km
- Afecta al sistema de
viviendas que están cerca del
tendido eléctrico
- Reduce el costo por
vivienda, de acuerdo al
patrimonio
- Va en contra del paisaje de
la zona
- Perjudica al desarrollo de
la zona afectada
- Influye negativamente en
caso de incidir en Tierras
comunitarias de Origen
- Genera desarrollo
Tecnológico y Económico.
- Se debe presentar una
Declaratoria de Impacto
Ambiental.
- Afecta la Fauna y la Flora
- Afecta Parques Nacionales y
áreas Protegidas
- Durante su construcción se
generan desechos sólidos,
líquidos y gaseosos.
- Debe cumplir con la
posterior Restauración del
Paisaje
- Perturba el habitad de los
animales que viven por la
zona del proyecto
- Produce Efecto Corona
- Produce Ozono
- Número de Conductores (3
Conductores) (Impacto
Visual)
Recomendable – Buena
ANEXO IV 318
UPB © 2016
La Tabla N° 155 nos muestra la segunda alternativa estudiada para realizar la Interconexión Eléctrica entre Bolivia y Chile.
Tabla N° 155: Alternativa de Interconexión Eléctrica 2 – HVDC LCC (Segunda Etapa)
# Técnico Económico Social Ambiental Dictamen
Alternativa 2:
Tecnología HVDC LCC
- Tecnología HVDC LCC
- Máximo Nivel de Voltaje
(± 450kV)
- Subestación (Muy Grande)
- Instalación y Cableado
(Simple)
-Costo de Instalación
(Subestación / Alto, Cables /
Bajo)
- Compensación Requerida
(Si)
- Perdidas (Subestación /
0.8 %, Cables / Baja)
- Experiencia (Mediana)
- Control de Potencias Activa
(Si)
- Control de Potencia
Reactiva (No)
- Interconexión de Redes (No
Necesariamente Sincrónica)
-Flujo Eléctrico Reversible
(Lento)
-Capacidad de Encendido en
Negro (No)
-Frecuencia 50Hz-50Hz
-Transformadores
-Convertidores
-Válvulas (Incluye Control y
Refrigeración)r
-Filtros y Fuentes de Var
-Misceláneos
(Comunicaciones, Reactor
DC, etc.)
-Ingeniería (Estudios del
Sistema, Desarrollo del
Proyecto)
-Obras Civiles e Instalación in
Situ
- Costo menor en 10 – 15%,
comparado con la línea VSC
Aprox=230,933,333 $us
Para 895 km
- Afecta al sistema de
viviendas que están cerca del
tendido eléctrico
- Reduce el costo por
vivienda, de acuerdo al
patrimonio
- Va en contra del paisaje de
la zona
- Perjudica al desarrollo de
la zona afectada
- Influye negativamente en
caso de incidir en Tierras
comunitarias de Origen.
- Genera desarrollo
Tecnológico y Económico.
- Se debe presentar una
Declaratoria de Impacto
Ambiental.
- Afecta la Fauna y la Flora
- Afecta Parques Nacionales y
áreas Protegidas
- Durante su construcción se
generan desechos sólidos,
líquidos y gaseosos.
- Debe cumplir con la
posterior Restauración del
Paisaje
- Perturba el habitad de los
animales que viven por la
zona del proyecto
- Produce Menor Efecto
Corona
- Produce Menor Ozono
- Número de Conductores (3
Conductores) (Impacto
Visual)
Recomendable – Mejor
ANEXO IV 319
UPB © 2016
La Tabla N° 156 nos muestra la tercera alternativa estudiada para realizar la Interconexión Eléctrica entre Bolivia y Chile.
Tabla N° 156: Alternativa de Interconexión Eléctrica 3 – HVDC VSC (Segunda Etapa)
# Técnico Económico Social Ambiental Dictamen
Alternativa 3:
Tecnología HVDC VSC
- Tecnología HVDC VSC
- Máximo Nivel de Voltaje
(± 220kV Instalado, ±300kV
Recomendado)
- Subestación (Mediana)
- Instalación y Cableado
(Simple)
-Costo de Instalación
(Subestación / Muy Alto,
Cables / Bajo)
- Compensación Requerida
(No)
- Perdidas (Subestación /
1.6%-1.8%, Cables / Baja)
- Experiencia (Limitada)
- Control de Potencias Activa
(Si)
- Control de Potencia
Reactiva (Si)
- Interconexión de Redes (No
Necesariamente Sincrónica)
-Flujo Eléctrico Reversible
(Rápido)
-Capacidad de Encendido en
Negro (Si, Elaborado)
-Frecuencia 50Hz-50Hz
-Transformadores
-Convertidores
-Válvulas (Incluye Control y
Refrigeración)r
-Filtros y Fuentes de Var
-Misceláneos
(Comunicaciones, Reactor
DC, etc.)
-Ingeniería (Estudios del
Sistema, Desarrollo del
Proyecto)
-Obras Civiles e Instalación in
Situ
Aprox =259,800,000 $us
Para 895 km
- Afecta al sistema de
viviendas que están cerca del
tendido eléctrico
- Reduce el costo por
vivienda, de acuerdo al
patrimonio
- Va en contra del paisaje de
la zona
- Perjudica al desarrollo de
la zona afectada
- Influye negativamente en
caso de incidir en Tierras
comunitarias de Origen.
- Genera desarrollo
Tecnológico y Económico.
- Se debe presentar una
Declaratoria de Impacto
Ambiental.
- Afecta la Fauna y la Flora
- Afecta Parques Nacionales y
áreas Protegidas
- Durante su construcción se
generan desechos sólidos,
líquidos y gaseosos.
- Debe cumplir con la
posterior Restauración del
Paisaje
- Perturba el habitad de los
animales que viven por la
zona del proyecto
- Produce Menor Efecto
Corona
- Produce Menor Ozono
- Número de Conductores (2
Conductores) (Impacto
Visual)
No Recomendable
ANEXO V 320
UPB © 2016
ANEXO V
CRITERIOS, COSTOS Y TABLAS REFERENCIALES
ANEXO V 321
UPB © 2016
• Criterios Para la Evaluación de Proyectos
1. Valor Presente Neto (VPN)
El Valor Presente Neto (VPN) es el método más conocido a la hora de evaluar proyectos de
inversión a largo plazo. El Valor Presente Neto permite determinar si una inversión cumple con
el objetivo básico financiero, maximizar la inversión. El valor estimado puede ser positivo,
negativo o continuar igual. Si es positivo significará que el valor de la sociedad tendrá un
incremento equivalente al monto del Valor Presente Neto. Si es negativo quiere decir que la
sociedad reducirá su riqueza en el valor que entregue el VPN. Si el resultado del VPN es cero,
la empresa no modificará el monto de su valor. La ecuación que se utiliza para determinar el
valor estimado es:
𝑉𝑃𝑁 = ∑𝐴
1 + 𝑇𝑑𝑖− 𝐼𝑜
𝑛
𝑖=1
( 6 )
Donde:
𝑉𝑃𝑁 = 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑁𝑒𝑡𝑜
𝑇𝑑 = 𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑜
𝑛 = 𝑃𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜
𝐼𝑜 = 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛
𝐴 = 𝐴ℎ𝑜𝑟𝑟𝑜
• Td (tasa de descuento):
Es la tasa de retomo requerida sobre una inversión. La tasa de descuento refleja la oportunidad
perdida de gastar o invertir en el presente por lo que también se le conoce como costo o tasa de
oportunidad. Su operación consiste en aplicar en forma contraria el concepto de tasa compuesta.
Es decir, si a futuro la tasa de interés compuesto capitaliza el monto de intereses de una inversión
ANEXO V 322
UPB © 2016
presente, la tasa de descuento revierte dicha operación. En otras palabras, esta tasa se encarga
de descontar el monto capitalizado de intereses del total de ingresos percibidos en el futuro.
• N (Período):
Representa el tiempo final en el que se desea estimar las ganancias.
• Io (Inversión):
Capital inicial que se desembolsa para la realización de un proyecto.
• A (Ahorro):
Ingreso que se tiene a partir de un bien.
2. Tasa Interna de Retorno (TIR)
La tasa interna de retomo o tasa interna de rentabilidad (TIR) de una inversión es el promedio
geométrico de los rendimientos futuros esperados de dicha inversión, y que implica por cierto
el supuesto de una oportunidad para "reinvertir". En términos simples, diversos autores la
conceptualizan como la tasa de descuento con la que el valor presente neto es igual a cero:
0 = ∑𝐴
1 + 𝑇𝐼𝑅𝑖− 𝐼𝑜
𝑛
𝑖=1
( 7 )
Donde:
𝐼𝑅 = 𝑇𝑎𝑠𝑎 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑛𝑎 𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜
𝑛 = 𝑃𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜
𝐼𝑜 = 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛
𝐴 = 𝐴ℎ𝑜𝑟𝑟𝑜
3. Tiempo de Retorno de Inversión (PBT)
ANEXO V 323
UPB © 2016
Es el tiempo con se espera recuperar la inversión para una tasa de descuento establecida, esta
estimación se realiza igualando el VPN=O y sustituyendo la variable n por la variable PBT.
0 = ∑𝐴
1 + 𝑇𝑑𝑖− 𝐼𝑜
𝑃𝐵𝑇
𝑖=1
( 8 )
Donde:
𝑃𝐵𝑇 = 𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛
𝑇𝑑 = 𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑜
𝐼𝑜 = 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛
𝐴 = 𝐴ℎ𝑜𝑟𝑟𝑜
• Costos de los Componentes del Sistema de Transmisión HVDC
1. Líneas de Transmisión
La ecuación del costo de una línea bipolar se determina por la siguiente formula (Nolasco, et al.,
2009):
𝐶𝑙𝑖𝑛𝑒 = 𝑎 + 𝑏 𝑉 + 𝑆 (𝑐 𝑁 + 𝑑) (𝑈$
𝑘𝑚) ( 9 )
Donde:
𝑎, 𝑏, 𝑐, 𝑑 → 𝑃𝑎𝑟𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜𝑠 𝑜𝑏𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠 𝑐𝑢𝑟𝑣𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑢𝑒𝑟𝑑𝑜 𝑎 𝑙𝑎 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑇𝑜𝑟𝑟𝑒
𝑉 → 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑃𝑜𝑙𝑜 𝑎 𝑇𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 (𝑘𝑉)
𝑆 = 𝑁 ∗ 𝑆1 → 𝑆𝑒𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝐴𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛𝑖𝑜 (𝑀𝐶𝑀)
𝑆1 = 𝑆𝑒𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑢𝑛 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑎𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛𝑖𝑜, 𝑛𝑜 𝑖𝑛𝑐𝑙𝑢𝑦𝑒 𝑒𝑙 𝑎𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝐴𝑐𝑒𝑟𝑜
ANEXO V 324
UPB © 2016
𝑁𝑜𝑡𝑎 𝑆(𝑀𝐶𝑀) = (1
0.5067) ∗ 𝑆 (𝑚𝑚2 − 𝐴𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛𝑖𝑜)
𝑁 → 𝑁𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑃𝑜𝑙𝑜
La Tabla N° 157 muestra algunas configuraciones importantes de las líneas bipolares de ±500
kV, las que fueron utilizadas para determinar el diseño de línea y costo. El valor de 1 𝑀𝐶𝑀 =
0.5067 𝑚𝑚2.
Tabla N° 157: Configuración para la Evolución de Costos ±500 kV Voltaje (kV) N Conductores MCM Código
±500
2 1,272 Bittern
3 1,590 Lapwing
4 2,167 Kiwi
Fuente: (Nolasco, et al., 2009) (Grainger, et al., 200)
Para obtener las curvas de regresión, los valores de costos de línea utilizados se encuentran en
la sección de Tablas y Costos de esta Sección.
Los resultados de los parámetros de regresión son (Nolasco, et al., 2009):
A= 69,950 (𝑈$
𝑘𝑚)
B= 115.37 (U$
kV)
C= 1.177
D= 10.25
2. Perdidas Joule
Como se pudo ver en las líneas de transmisión, las pérdidas se deben a los efectos Joule y Corona.
Las pérdidas por el efecto Joule se calculan por (Nolasco, et al., 2009):
𝐿𝑗 =1
2∗ 𝑟 ∗ (
𝑃
𝑉)
2
∗ 10 (𝑊
𝑚) ( 10 )
ANEXO V 325
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Donde:
𝑃 → 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝐵𝑖𝑝𝑜𝑙𝑜 (𝑀𝑊)
𝑉 → 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑎 𝑇𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 (𝑘𝑉)
𝑟 → 𝑅𝑒𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 (𝑂ℎ𝑚𝑠
𝑘𝑚)
𝑅 = 𝑟𝑜 ∗ (𝐿
𝑆)
𝑟𝑜 → 𝑅𝑒𝑠𝑖𝑠𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 (58 𝑜ℎ𝑚𝑠𝑀𝐶𝑀
𝑘𝑚) 𝑜 (
1
0.5067
𝑚𝑚2
𝑘𝑚)
𝐿 → 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝐿𝑖𝑛𝑒𝑎 (𝑘𝑚)
𝑆 → 𝑆𝑒𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐴𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛𝑖𝑜 𝑀𝐶𝑀
Una tabla con valores de resistencias para diferentes conductores se encuentra párrafos abajo.
Las bases económicas para determinar el costo de las perdidas, radica en construir una planta
térmica en el centro de carga para abastecer las perdidas.
El costo de las perdidas Joule (CLj) en un año será (Nolasco, et al., 2009):
𝐶𝐿𝑗 = (𝐶𝑝 + 8760 ∗ 𝐶𝑒 ∗ 𝐼𝑓) ∗ 𝐿𝑗 = 𝐶1 ∗ 𝐿𝑗 ( 11 )
Donde:
𝐶𝑝 → 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑃𝑙𝑎𝑛𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛
𝐶𝑒 → 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒
𝐼𝑓 → 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎
Como ejemplo se asume lo siguiente (Nolasco, et al., 2009):
ANEXO V 326
UPB © 2016
• La planta eléctrica tiene una inversión de 500 $us/kW, y el costo anual es: 𝐶𝑝 = 0,11 ∗
500 = 55 ($𝑢𝑠
𝑘𝑊)
Esto se debe a que asumieron: 30 años para el proyecto 10% de interés anual por año (Figura
comúnmente utilizada); llevándonos a: 𝑛 = 0.11 = 0.1
[1−(1+0.1)−30]
• El costo del combustible es: 𝐶𝑒 = 0,04 ($𝑢𝑠
𝑘𝑊ℎ)
• El factor de perdida es: 𝐼𝑓 = 0.50
• Los resultados son: 𝐶1 = 230 ($𝑢𝑠
𝑘𝑊)
Para las perdidas por efecto corona (Lc) se utiliza la misma ecuación. Para el valor de C1, se
debe utilizar el mismo razonamiento, excepto el valor de 𝐼𝑓 = 1.0, por consiguiente 𝐶1 =
350 ($𝑢𝑠
𝑘𝑊) (Nolasco, et al., 2009).
3. Perdidas Corona
Para líneas de transmisión unipolares, se calcula utilizando una forma empírica, derivada de
medidas realizas experimentalmente (Nolasco, et al., 2009):
𝑃 = 𝑉𝑢 ∗ 𝑘𝑐 ∗ 𝑛 ∗ 𝑟𝑐 ∗ 20.25(𝑔−𝑔𝑜) ∗ 10−3 ( 12 )
Donde:
𝑃 → 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝐶𝑜𝑟𝑜𝑛𝑜 (𝑘𝑊
𝑘𝑚)
𝑉𝑢 → 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑑𝑒 𝐿𝑖𝑛𝑒𝑎 (𝑘𝑉)
𝑛 → 𝑁𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑆𝑢𝑏𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝐴𝑟𝑟𝑒𝑔𝑙𝑜
𝑟𝑐 → 𝑅𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑆𝑢𝑏𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 (𝑐𝑚)
𝑔 → 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝐴𝑟𝑟𝑒𝑔𝑙𝑜 (𝑘𝑉
𝑐𝑚)
ANEXO V 327
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𝑔𝑜 → 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑔
𝑘𝑐 → 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑒𝑚𝑝𝑖𝑟𝑖𝑐𝑎
El valor de referencia es 𝑔𝑜 = 22 ∗ 𝛿 (𝑘𝑉
𝑐𝑚), donde 𝛿 es la densidad de aire relativa. Los valores
empíricos de las constantes son 𝑘𝑐 = 0.15 para conductores limpios y lisos, 𝑘𝑐 = 0.35 para
conductores con irregularidades en la superficie y 𝑘𝑐 = 2.5 para cálculos con efectos corona
para todos climas y tipos de tiempo.
Para una línea de transmisión bipolar en DC, se utiliza algunas fórmulas empíricas, por lo que
de acuerdo a los estudios revisados, las ecuaciones a continuación son recomendadas (Nolasco,
et al., 2009).
𝑃𝑏𝑢𝑒𝑛𝑜 = 𝑃𝑜 + 50 log (𝑔
𝑔𝑜) + 30 log (
𝑑
𝑑𝑜) + 20 log (
𝑛
𝑛𝑜) − 10 log (
𝐻𝑆
𝐻𝑜𝑆𝑜) ( 13 )
𝑃𝑚𝑎𝑙𝑜 = 𝑃𝑜 + 40 log (𝑔
𝑔𝑜) + 20 log (
𝑑
𝑑𝑜) + 15 log (
𝑛
𝑛𝑜) − 10 log (
𝐻𝑆
𝐻𝑜𝑆𝑜) ( 14 )
Donde:
𝑃 → 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝐶𝑜𝑟𝑜𝑛𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑏𝑖𝑝𝑜𝑙𝑜, 𝑒𝑛 𝑑𝐵 (𝑊
𝑚)
𝑑 → 𝐷𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 (𝑐𝑚)
𝑔 → 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑆𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 (𝑘𝑉
𝑐𝑚)
𝑛 → 𝑁𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠
𝐻 → 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 (𝑚)
𝑆 → 𝐸𝑠𝑝𝑎𝑐𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑃𝑜𝑙𝑜 (𝑚)
ANEXO V 328
UPB © 2016
Los valores de referencia son 𝑔𝑜 = 25 (𝑘𝑉
𝑐𝑚), 𝑑𝑜 = 3.05 (𝑐𝑚), 𝑛𝑜 = 3, 𝐻𝑜 = 15(𝑚) y 𝑆𝑜 =
15 (𝑚). Los valores referenciales correspondientes a 𝑝𝑜, fueron obtenidos por un análisis de
regresión, para minimizar las diferencias entre el promedio aritmético y las pérdidas tanto
medidas como calculadas. Los resultados obtenidos son 𝑃𝑜 = 2.9 𝑑𝐵 para buen clima y 𝑃𝑜 =
11 𝑑𝐵, para un clima no muy favorable (Nolasco, et al., 2009).
𝑃 = 10𝑃(𝑑𝐵)
10 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝐵𝑖𝑝𝑜𝑙𝑜 𝑒𝑛 (𝑊
𝑚) ( 15 )
Para una evaluación de costos, se consideró que el 90% del tiempo, existe un buen clima y el
10% restante, el clima no es muy favorable, por lo consiguiente (Nolasco, et al., 2009).
𝑃𝑐𝑙 = (𝑃𝑏𝑢𝑒𝑛𝑜 ∗ 0.9 + 𝑃𝑚𝑎𝑙𝑜 ∗ 0.1) ( 16 )
Para poder evaluar los costos, el valor de la ecuación vista fue multiplicado por el costo de la
energía, como en el caso anterior, pero aquí 𝐼𝑓 = 1.0 (Nolasco, et al., 2009).
a. Perdidas Corona, Parámetros
• Gradiente de la Superficie del Conductor
La gradiente de la superficie del conductor fue determinada experimentalmente en estudios de
laboratorio. Mientras Peek estudio el efecto corona con voltajes AC, Whitehead estudio la
aplicación de voltajes DC, tanto para polaridad positiva como negativa. Basado en los resultados
obtenidos de las pruebas de aplicación, Whitehead derivo la siguiente formula empírica para el
efecto corona (Nolasco, et al., 2009).
𝐸𝑐 = 𝑚 ∗ 𝐸0 ∗ 𝛿 ∗ (1 +𝐾
√𝛿 ∗ 𝑟) ( 17 )
Donde:
𝐸𝑐 → 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝐶𝑜𝑟𝑜𝑛𝑎 (𝑘𝑉
𝑐𝑚)
𝑟 → 𝑅𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 (𝑐𝑚)
ANEXO V 329
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𝑚 → 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝐼𝑟𝑟𝑒𝑔𝑢𝑙𝑎𝑟𝑖𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑆𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟
𝐸0 𝑦 𝐾 → 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟𝑒𝑠 𝐸𝑚𝑝𝑖𝑟𝑖𝑐𝑜𝑠,
𝐸0 = 33.7 𝑦 𝐾 = 0.24 𝑃𝑎𝑟𝑎 𝐷𝐶 𝑃𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜; 𝐸0 = 31.0 𝑦 𝐾 = 0.308 𝑃𝑎𝑟𝑎 𝐷𝐶 𝑁𝑒𝑔𝑎𝑡𝑖𝑣𝑜
𝛿 → 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑅𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝐴𝑖𝑟𝑒,
𝛿 = (273 + 𝑡0
273 + 𝑡) ∗ (
𝑝
𝑝0) ( 18 )
Donde:
𝑡 → 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎, 𝑡0 = 25
𝑝 → 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝐴𝑚𝑏𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒, 𝑝0 = 760 𝑡𝑜𝑟𝑟
Como no existen diferencias muy significativas entre los gradientes corona de polaridad positiva
y negativa, la siguiente fórmula aplicada a ambas polaridades es utilizada.
𝐸𝑐 = 30 ∗ 𝑚 ∗ 𝛿 (1 +0.301
√𝛿 ∗ 𝑟) ( 19 )
Para poder establecer mejores resultados, las bases para los cálculos realizados se describen a
continuación.
𝐸𝑐 → 𝛿 = 0.92; 𝑚 = 0.82; 𝑐𝑜𝑛 𝑢𝑛 𝑚𝑎𝑟𝑔𝑒𝑛 𝑑𝑒 5%
Por lo que la Gradiente Máxima de la Superficie del Conductor será: 𝐸𝑚 = 0.95 ∗ 𝐸𝑐
• Espaciamiento de los Polos
La Tabla N° 158 hace referencia al espaciamiento de polos de algunos tipos de conductores
cercanos al que se utilizó para el proyecto, una tabla más completa se encuentra párrafos abajo.
ANEXO V 330
UPB © 2016
Tabla N° 158: Espaciamiento de Polos (m)
Conductor ACSR Sección Transversal (MCM) Espaciamiento de Polos
±300 kV ±500 kV ±600 kV ±800 kV
Dipper 1,351.5 8.8 13.4 15.7 20.2
Bittern 1,272 8.8 13.4 15.8 20.3
Bluejay 1,113 8.9 13.6 16.0 20.6
Fuente: (Nolasco, et al., 2009) (Grainger, et al., 200)
• Diámetro del Conductor
La Tabla N° 159 muestra el detalle de algunos tipos de conductores ACSR, una tabla más
completa se encuentra párrafos abajo.
Tabla N° 159: Diámetros de Conductores ACSR (m)
Código Área Aluminio, cmil Hebra Al/St Capas de aluminio Diámetro Externo (m)
Finch 1,113,000 54/19 3 0.032842
Bittern 1,272,000 45/7 3 0.034163
Pheasant 1,272,000 54/19 3 0.035103
Fuente: (Grainger, et al., 200)
• Altura
La Tabla N° 160 muestra los valores de la Altura para ±500 kV, un detalle más completo, con
otros voltajes utilizados en HVDC se encuentra párrafos abajo.
Tabla N° 160: Altura para el Voltaje de ±500 kV Voltaje DC Altura H
±500 kV 12.5 m
Fuente: (Nolasco, et al., 2009)
4. Costo de la Operación de Línea e Intereses Durante la Construcción
Para incluir la operación y mantenimiento de los componentes en los costos, en general los
factores siguientes fueron aplicados (Nolasco, et al., 2009):
• Interés durante la construcción: Factor de 1.1 al costo total de línea (Interés 10% y un
tiempo de 2 años de construcción)
• Costo de operación: 2% del total del costo de la línea por año
5. Conductor más Económico
ANEXO V 331
UPB © 2016
El costo anual de la línea, se expresa con la siguiente formula: (Nolasco, et al., 2009)
𝐶𝑙𝑖𝑛𝑒𝑦 = 1.1 ∗ (0.02 + 𝑘) ∗ (𝐴1 + 𝐵1 ∗ 𝑆) = 𝐴 + 𝐵 ∗ 𝑆 ( 20 )
Donde:
𝑆 → 𝑆𝑒𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝐴𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛𝑖𝑜
𝑘 → 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑖𝑟 𝑒𝑙 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑒𝑛𝑡𝑒, 𝑒𝑛 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙𝑒𝑠
(𝑘 = 0.106, si el interés es de 10% por año y el proyecto tiene una vida útil de 30 años)
Los números 0.02 y 1.1 son factores para considerar los costos de operación y mantenimiento,
y los intereses durante la construcción, respectivamente A1 y B1 son obtenidos por la ecuación
de línea (Nolasco, et al., 2009)
Perdidas= C/S, el costo anual de las perdidas por el efecto Joule (Efecto corona no son tomadas
en cuenta al momento). El total de las líneas y las pérdidas por el efecto Joule anualmente tiene
un costo de (Nolasco, et al., 2009):
𝐶𝑡𝑙𝑖𝑛𝑒𝑦 = 𝐶𝑙𝑖𝑛𝑒𝑦 + 𝐶𝑙𝑜𝑠𝑠𝑒𝑠 ( 21 )
Dejando de lado las pérdidas por el efecto corona, en primera instancia, el costo total de la línea
y pérdidas, es (Nolasco, et al., 2009):
𝐶𝑡𝑙𝑖𝑛𝑒𝑦 = 𝐴 + 𝐵 ∗ 𝑆 +𝐶
𝑆 ( 22 )
El valor mínimo de esta función se da en:
𝑆𝑒𝑐 = √𝐶
𝐵→ 𝐿𝑎𝑠 𝑚𝑎𝑠 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑐𝑎 𝑆𝑒𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟
El costo anual de las líneas y las pérdidas mínimas es Ctymin; El costo anual de la línea como
parte del sistema de costo anual es Clinemin (Nolasco, et al., 2009):
ANEXO V 332
UPB © 2016
𝐶𝑙𝑖𝑛𝑒𝑚𝑖𝑛 = 𝐶𝑡𝑦𝑚𝑖𝑛 = 𝐴 + 2 ∗ √𝐵 ∗ 𝐶 ($𝑢𝑠
𝑘𝑚) (𝑝𝑜𝑟 𝑎ñ𝑜) ( 23 )
Dividiendo por (1.1 ∗ (0.02 + 𝑘)), la inversión de la línea puede ser obtenida.
Nota: Las pérdidas por el efecto corona afectan levemente la determinación de la sección
transversal del conductor más económico; a pesar de esto, el cálculo puede ser realizado
simplificado y, si fuese necesario, aplicando la corrección correspondiente (Nolasco, et al.,
2009).
En el procedimiento, cuando se considera un valor de P, V alternativo, el valor de Sec es
calculado, entonces pueden suceder tres posibilidades, las cuales se observan a continuación
(Nolasco, et al., 2009):
a) 𝑆𝑒𝑐 = 𝑁 ∗ 𝑆1 es muy pequeño, llevando a obtener una gradiente gmax de la superficie
muy alta; en este caso, el valor de Sec es sustituido por la sección transversal que resulta
en 𝑔𝑚𝑎𝑥 = 28 (kV
cm) (Condición asumida)
b) Cuando el valor Sec es de un valor razonable, 𝑔𝑚𝑎𝑥 < 28 (kV
cm) en este caso se
mantiene el valor Sec
c) Cuando el valor Sec es muy grande; en este caso se remplaza Sec por 𝑁 ∗ 2,515 𝑀𝐶𝑀
(Conductor ACSR Joree, el más grande en la lista normal de fabricación)
d) Con este procedimiento una configuración puede ser mantenida para cada N, para
competir en costo con otras alternativas
6. Costo de la Estación Convertidora
La siguiente ecuación para el costo de una estación convertidora es utilizada (Nolasco, et al.,
2009):
𝐶𝑐𝑠 = 𝐴 ∗ 𝑉𝐵 ∗ 𝑃𝑐 ∗ 2500 ($us) ( 24 )
Donde:
𝑃 → 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝐵𝑖𝑝𝑜𝑙𝑜 (𝑀𝑊)
ANEXO V 333
UPB © 2016
𝑉 → 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝐵𝑖𝑝𝑜𝑙𝑜 (𝑘𝑉)
Los siguientes parámetros son obtenidos (Nolasco, et al., 2009):
• Para potencias menores a 4,000- MW, un convertidor por polo:
𝐴 = 100 ∗ 0.698 ∗ 1.5; 𝐵 = 0.317; 𝐶 = 0.557 (1.5 es el factor para incluir impuestos,
cada país tiene un valor específico)
• Para potencias mayores a 4,000- MW, dos convertidores por polo:
𝐴 = 106 ∗ 0.154 ∗ 1.5; 𝐵 = 0.244; 𝐶 = 0.814 (1.5 es el factor para incluir impuestos)
Nota: en general, los cálculos no incluyen las pérdidas en las estaciones convertidores, y el costo
adicional por el retorno metálico (Nolasco, et al., 2009).
Anualmente, los costos de Operación y Mantenimiento se asumen a 2% del costo total de la
instalación (Nolasco, et al., 2009).
El costo anual de la estación, es similar al costo anual de la línea (Nolasco, et al., 2009):
𝐶𝑠𝑡𝑎𝑦 = 1.1 ∗ (0.02 + 𝑘) ∗ 𝐶𝑐𝑠 (por año) ( 25 )
ANEXO V 334
UPB © 2016
• Tablas y Costos del Proyecto
La Tabla N° 161 muestra las configuraciones más importantes de las líneas bipolares, mismas
que fueron utilizadas para determinar el diseño de línea y costo. El valor de 1 𝑀𝐶𝑀 =
0.5067 𝑚𝑚2.
Tabla N° 161: Configuración para la Evolución de Costos Voltaje (kV) N Conductores MCM Código
±300 2 2,167 Kiwi
4 1,780 Chukar
±500
2 1,272 Bittern
3 1,590 Lapwing
4 2,167 Kiwi
:±600
3 1,272 Bittern
4 1,780 Chukar
6 2,167 Kiwi
±800 5 954 Rail
6 2,167 Kiwi
Fuente: (Nolasco, et al., 2009) (Grainger, et al., 200)
La Tabla N° 162 muestra los Costos de una Línea de Transmisión en HVDC.
ANEXO V 335
UPB © 2016
Tabla N° 162: Costos de una Línea Bipolar en $us
Ítem Descripción ±300kV
2 Kiwi
±300kV
4 Chukar
±500kV
2 Bittern
±500kV
3 Lapwing
±500kV
4 Kiwi
±600kV
3 Bittern
±600kV
4 Chukar
±600kV
6 Kiwi
±800kV
6 Rail
±800kV
5 Kiwi
MCM total 4,334 7,120 2,544 4,770 8,668 3,816 7,120 13,002 5,724 10,835
1 Ingeniería
Ingeniería (Diseño, Topografía, Estudios
Ambientales)
7,465 7,465 7,465 7,465 7,465 7,465 7,465 7,465 7,465 7,465
2 Materiales
Torres, Fundaciones, Hardware 27,295 35,603 32,401 36,399 44,778 39,148 46,756 69,243 55,575 68,711
Conductor 48,167 86,756 29,967 56,262 96,333 44,051 86,756 144,500 67,532 120,416
Cable Revestido, Aislante, Aterramiento,
Conductor y Revestimiento de Hardware,
Espaciadores, Accesorios
7,054 8,866 7,667 8,734 13,114 8,622 11,330 18,482 14,530 17,548
Sub total de Materiales 82,516 131,225 70,035 101,395 154,226 92,721 144,843 232,225 137,637 206,676
3 Mano de Obra
Acceso y Línea 23,436 21,471 43,478 30,040 26,497 43,478 29,249 28,026 43,478 39,526
Torres, Fundaciones y Erección 10,252 13,435 12,527 13,871 17,279 15,198 18,060 26,617 21,904 25,949
Instalación de Conductor 11,864 16,804 9,358 12,501 17,708 11,174 16,804 26,561 18,158 22,134
Recubrimiento de Cables e Instalación de Tierra 5,126 5,126 5,126 5,126 5,126 5,126 5,126 5,126 5,126 5,126
Sub total Obra de Mano 50,678 56,836 70,489 61,538 66,609 74,976 69,240 86,330 88,666 92.735
4 Administración y Fiscalización
Transportación de Material al Sitio 1,841 2,850 1,727 2,346 3,432 2,222 3,267 5,144 3,308 4,595
Inspección del Fabricante 5,776 9,186 4,902 7,098 10,796 6,490 10,139 16,256 9,635 14,467
Administración de Construcción 2,907 3,215 3,898 3,450 3,704 4,122 3,835 4,690 4,807 5,010
Sub total, Administración y Fiscalización 10,525 15,251 10,527 12,894 17,932 12,835 17,241 26,090 17,749 24,073
5 Contingencias
Varios 4,536 6,323 4,756 5,499 7,387 5,640 7,164 10,563 7,546 9,928
6 Total ($us/km) 155,719 217,101 163,273 188,791 253,618 193,637 245,952 362,673 259,063 340,877
Fuente: (Nolasco, et al., 2009)
ANEXO V 336
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La Tabla N° 163 muestra el espaciamiento de polos de los conductores más utilizados y sus
voltajes respectivos para líneas de transmisión en HVDC.
Tabla N° 163: Espaciamiento de Polos (m)
Conductor ACSR Sección Transversal (MCM) Espaciamiento de Polos
±300 kV ±500 kV ±600 kV ±800 kV
Joree 2,515 8.2 12.5 14.6 18.8
Thrasher 2,312 8.3 12.6 14.8 19.1
Kiwi 2,167 8.4 12.8 15.0 19.3
2,034 2,034 8.5 12.9 15.1 19.5
Chukar 1,780 8.5 12.9 15.1 19.5
Lapwing 1,590 8.6 13.1 15.4 19.8
Bobolink 1,431 8.7 13.3 15.6 20.1
Dipper 1,351.5 8.8 13.4 15.7 20.2
Bittern 1,272 8.8 13.4 15.8 20.3
Bluejay 1,113 8.9 13.6 16.0 20.6
Rail 954 9.0 13.8 16.2 20.8
Tern 795 9.2 14.0 16.4 21.1
Fuente: (Nolasco, et al., 2009) (Grainger, et al., 200)
La Tabla N° 164 muestra un detalle de varios tipos de conductores ACSR.
Tabla N° 164: Diámetros de Conductores ACSR (in)
Código Área Aluminio, cmil Hebra Al/St Capas de aluminio Diámetro Externo (in) Resistencia DC (Ω/1,000 ft)
Waxwing 266,800 18/1 2 0.609 0.0646
Partridge 266,800 26/7 2 0.642 0.0640
Ostrich 300,000 26/7 2 0.680 0.0569
Merlin 336,400 18/1 2 0.684 0.0512
Linnet 336,400 26/7 2 0.721 0.0507
Oriole 336,400 30/7 2 0.741 0.0504
Chickadee 397,500 18/1 2 0.743 0.0433
Ibis 397,500 26/7 2 0.783 0.0430
Pelican 477,000 18/1 2 0.814 0.0361
Flicker 477,000 24/7 2 0.846 0.0359
Hawk 477,000 26/7 2 0.858 0.0357
Hen 477,000 30/7 2 0.883 0.0355
Osprey 556,500 18/1 2 0.879 0.0309
Parakeet 556,500 24/7 2 0.914 0.0308
Dove 556,500 26/7 2 0.927 0.0307
Rook 636,000 24/7 2 0.977 0.0269
Grosbeak 636,000 26/7 2 0.990 0.0268
Drake 795,000 26/7 2 1.108 0.0215
Tern 795,000 45/7 3 1.063 0.0217
ANEXO V 337
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Código Área Aluminio, cmil Hebra Al/St Capas de aluminio Diámetro Externo (in) Resistencia DC (Ω/1,000 ft)
Rail 954,000 45/7 3 1.165 (Continuación)
0.0181
Cardinal 954,000 54/7 3 1.196 0.0180
Ortolan 1,033,500 45/7 3 1.213 0.0167
Bluejay 1,113,000 45/7 3 1.259 0.0155
Finch 1,113,000 54/19 3 1.293 0.0155
Bittern 1,272,000 45/7 3 1.345 0.0136
Pheasant 1,272,000 54/19 3 1.382 0.0135
Bobolink 1,431,000 45/7 3 1.427 0.0121
Plover 1,431,000 54/19 3 1.465 0.0120
Lapwing 1,590,000 45/7 3 1.502 0.0109
Falcon 1,590,000 54/19 3 1.545 0.0108
Bluebird 2,156,000 84/19 4 1.762 0.0080
Fuente: (Grainger, et al., 200)
La Tabla N° 170 nos muestra los valores de la altura “H” en Metros para obtener el Gradiente
de Superficie del Conductor, para las Tensiones más Importantes en HVDC.
Tabla N° 165: Altura para Diferentes Voltajes o Tensiones en HVDC Voltaje DC Altura H
±300 kV 8 m
±500 kV 12.5 m
±600 kV 14.5 m
±800 kV 19.5 m
Fuente: (Nolasco, et al., 2009)
La Figura N° 108 muestra una gráfica para poder obtener el Gradiente de la Superficie.
Figura N° 108: Gradiente de Superficie para ±500 kV
Fuente: (Nolasco, et al., 2009)
ANEXO V 338
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La Figura N° 109 y la Figura N° 110 muestran el Costo en Función de la Potencia y el Voltaje.
Figura N° 109: Costo Anual en Función de la Potencia y Voltaje, para 750 km, Potencia <2,500 MW
Fuente: (Nolasco, et al., 2009)
Figura N° 110: Costo Anual en Función de la Potencia y Voltaje, para 750 km, Potencia >2,500 MW
Fuente: (Nolasco, et al., 2009)
ANEXO V 339
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Las relación entre potencia y voltaje optimo se encuentran en la Tabla N° 166
Tabla N° 166: Voltaje Óptimo como Función de la Potencia y la Longitud de Línea Voltaje (kV) 750 km 1,500 km 3,000 km
±300 <1,550 MW <1,100 MW <850 MW
±500 1,550 – 3,050 MW 1,100 – 2,200 MW 850 – 1,800 MW
±600 3,050 – 4,500 MW 2,200 – 3,400 MW 1,800 – 2,500 MW
±800 >4,500 >3,400 MW >2,500 MW
Fuente: (Nolasco, et al., 2009)
La Figura N° 111 muestra los valores óptimos de voltaje, en los que se incluyen el costo anual
de la inversión y pérdidas de la línea, además del costo de la estación.
Figura N° 111: Voltajes Óptimos en Función de la Potencia y la Longitud de la Línea
Fuente: (Nolasco, et al., 2009)
La leyenda de la gráfica se muestra a continuación:
𝑅𝑜𝑗𝑜 = ±800 𝑘𝑉; 𝑉𝑒𝑟𝑑𝑒 = ±600𝑘𝑉; 𝑅𝑜𝑠𝑎 = ±500𝑘𝑉; 𝐴𝑧𝑢𝑙 = ±300𝑘𝑉
ANEXO V 340
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La Tabla N° 167y la Figura N° 112 muestran el Costo de Parcelas para una Línea de 750 km.
Tabla N° 167: Costo de Parcelas para una Línea de 750 km MW 700 1,500 1,500 3,000 4,500 6,000
kV ±300 ±300 ±500 ±500 ±600 ±800
N X MCM* 2 X 2,280 3 X 2,515 2 X 2,515 4 X 2,242 5 X 2,515 5 X 2,515
MU$/yr % MU$/yr % MU$/yr % MU$/yr % MU$/yr % MU$/yr %
Línea 16.9 30.8 21.7 25.1 19.9 22.9 28.9 22.3 35.6 18.7 38.0 15.9
Corona 1.0 1.7 0.7 0.8 2.4 2.7 1.3 1.0 1.5 0.8 2.1 0.9
Joule 6.0 10.9 16.6 19.2 9.0 10.3 17.9 13.8 22.4 11.8 22.4 9.4
Convertidor 30.9 56.5 47.3 54.8 55.6 64.1 81.8 62.9 130.6 68.7 177.0 73.9
$us/Año/
MW
54.7 100.0 86.3 100.0 86.8 100.0 130.0 100.0 190.1 100.0 239.5 100.0
Fuente: (Nolasco, et al., 2009)
Figura N° 112: Costo de Parcelas para una Línea de 750 km
Fuente: (Nolasco, et al., 2009)
Los valores mostrados refieren a la mejor solución económica en lo referente a V, N, S.
*1 MCM=0.5067 mm2
Para Simplificar la Evaluación, todos los costos involucrados en un Sistema HVDC están
concentrados en las líneas (Costo del Bipolo y las perdidas = B) o las Estaciones Convertidoras
(CS), El valor presente (PW), para obtener los costos anuales multiplicar por k=0.106. (Nolasco,
et al., 2009)
ANEXO V 341
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La Tabla N° 168, la Tabla N° 169 y la Tabla N° 170 muestran los resultados de la evaluación
realizada en (Nolasco, et al., 2009), para las alternativas del bipolo y la variación de potencias
y longitudes de línea.
Tabla N° 168: Impacto del Bipolo y las Estaciones Convertidoras en ±300 kV HVDC Potencia
(MW)
Longitud de la Línea
(km)
Costo de Línea B y
Perdidas (%)
Costo CS
(%)
PW de Línea B y Perdidas
(M$us)
Costo CS
(M$us)
700
750 43.5 56.5 224.2 291.7
1,500 60.6 39.4 448.5 291.7
3,000 75.5 24.5 896.9 291.7
1,500 750 45.2 54.8 367.4 446.0
Fuente: (Nolasco, et al., 2009)
Tabla N° 169: Impacto del Bipolo y las Estaciones Convertidoras en ±500 kV HVDC Potencia
(MW)
Longitud de la Línea
(km)
Costo de Línea B y
Perdidas (%)
Costo CS
(%)
PW de Línea B y Perdidas
(M$us)
Costo CS
(M$us)
1,500
750 45.2 34.8 367.4 446.0
1,500 52.9 47.1 588.1 524.3
3,000 69.2 30.8 1,176.2 524.3
3,000 750 37.1 62.9 454.1 771.4
Fuente: (Nolasco, et al., 2009)
Tabla N° 170: Impacto del Bipolo y las Estaciones Convertidoras en ±600 kV HVDC Potencia
(MW)
Longitud de la Línea
(km)
Costo de Línea B y
Perdidas (%)
Costo CS
(%)
PW de Línea B y Perdidas
(M$us)
Costo CS
(M$us)
3,000 1,500 50.6 49.4 838.0 817.3
3,000 67.2 32.8 1,676.0 817.3
Fuente: (Nolasco, et al., 2009)
ANEXO V 342
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La Figura N° 113 nuestra las Parcelas de los Costos en Función de la Línea y de la Estación.
Estos valores están en % del costo total más las pérdidas.
Figura N° 113: Costo de Parcelas (Línea y Estación) como función de la Potencia y la Longitud de Línea
Fuente: (Nolasco, et al., 2009)
ANEXO VI 343
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ANEXO VI
EVALUACIÓN FINANCIERA
ANEXO VI 344
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La Tabla N° 171 muestra los resultados Obtenidos de la Evaluación Económica de las Centrales
de Generación Eléctrica.
Tabla N° 171: Centrales Eléctricas en Bolivia Para la Interconexión Eléctrica Bolivia - Chile
Tipo de Central Hidroeléctrica Geotérmica
Detalle Río Grande Laguna Colorada
Potencia (MW) 2,882.00 100.00
Costo Unitario De Inversión ($us/KW) 2,000.00 3,000.00
Vida Útil (Años) 50.00 30.00
Tasa De Descuento (%) 0.10 0.10
Inversión Total De La Central ($us) 5,764,000,000.00 300,000,000.00
Pago Anual De La Inversión ($us/Año) 581,352,279.20 31,823,774.48
% De Operación Y Mantenimiento Referido Al Costo Total 5.00 3.00
Costo De Operación Y Mantenimiento ($us/Año) 288,200,000.00 9,000,000.00
Costo Total Anual De La Inversión ($us) 869,552,279.20 40,823,774.48
Costo De Combustible($us) 0 0
Factor De Planta 0.60 0.80
Total Horas Por Año (Hrs) 8,760.00 8,760.00
Horas De Trabajo De Planta (Hrs) 5,256.00 7,008.00
Producción Media Anual (MWh) 15,147,792.00 700,800.00
Costo Monómico De Energía ($us/MWh) 57.40 58.25
La Tabla N° 172 muestra el detalle previo a la evaluación financiera del Proyecto.
Tabla N° 172: Características de la Evaluación Económica
Precio de Venta (Energía Eléctrica) 95.91 US$/MWh
Vida Útil 30.00 Años
Tasa de Descuento 10% Porcentaje
ANEXO VI 345
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La Tabla N° 173 muestra las características y el detalle de la Central Geotérmica Laguna
Colorada en la Primera Etapa del Proyecto, utilizados para realizar la evaluación económica.
Tabla N° 173: Central Geotérmica Laguna Colorada
Fase Etapa 1
Generador Geotérmico 100.00 MW
Remuneración Anual 91,956.00 US$/MW
Factor de Planta 0.80 Fp
Inversión Planta 300,000,000.00 US$
Producción 700,800.00 MWh/Año
Precio de Venta 95.91 US$/MWh
% de Operación y Mantenimiento 3% Porcentaje
Costos Operación & Mantenimiento 9,000,000.00 US$/Año
Tasa de Descuento 10% Porcentaje
La Tabla N° 174 muestra las características y el detalle de la Central Hidroeléctrica Río Grande
en la Segunda Etapa del Proyecto, utilizados para realizar la evaluación económica.
Tabla N° 174: Centrales Hidroeléctrica Río Grande
Fase Etapa 2
Generador Hidroeléctrico 2,882.00 MW
Remuneración Anual 91,956.00 US$/MW
Factor de Planta 0.60 Fp
Inversión Planta 5,764,000,000.00 US$
Producción 15,147,792.00 MWh/Año
Precio de Venta 95.91 US$/MWh
% de Operación y Mantenimiento 5% Porcentaje
Costos Operación & Mantenimiento 288,200,000.00 US$/Año
Tasa de Descuento 10% Porcentaje
ANEXO VI 346
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La Tabla N° 175 muestra las características y el detalle de la Línea que Interconectara la S/E
Laguna Colorada Boliviana con la S/E Radomiro Tomic Chilena en la Primera Etapa del
Proyecto, valores utilizados para realizar la evaluación económica.
Tabla N° 175: Línea de Transmisión S/E Laguna Colorada – S/E Radomiro Tomic
Fase Etapa 1
Potencia de Transmisión AC Estación 100.00 MW
Línea de Transmisión AC Longitud 113.00 Km
Tensión del Línea 230.00 kV
Vano Promedio entre Torres 450 m
Cantidad de Torres 251.11 Unidades
Inversión de la Subestación Eléctrica 19,032,166.00 US$
MCM 954.00 Rail
Diámetro 2.96 cm
Número de Conductores 3.00 Conductores
Inversión de Línea de Transmisión 90,000.00 US$/km
Inversión Total de Línea de Transmisión 30,510,000.00 US$
Pérdidas Anuales Efecto Joule 305,100.00 US$/Año
% de Operación y Mantenimiento Línea 2% Porcentaje
Costo Operación & Mantenimiento Línea 610,200.00 US$/Año
% de Operación y Mantenimiento Estación 2% Porcentaje
Costo Operación & Mantenimiento Estación 380,643.32 US$/Año
Tasa de Descuento 10% Porcentaje
Costos de Administración 2,707,236.74 US$
ANEXO VI 347
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La Tabla N° 176 muestra las características y el detalle de la Línea que Interconectara la S/E
Rio Grande con la S/E Collahuasi en la Segunda Etapa del Proyecto, valores utilizados para
realizar la evaluación económica.
Tabla N° 176: Línea de Transmisión S/E Río Grande – S/E Collahuasi
Fase Etapa 2
Potencia de Transmisión HVDC Estación 2,882.00 MW
Línea de Transmisión HVDC Longitud 532.00 Km
Tensión del Bipolo 500.00 ±kV
Vano Promedio entre Torres 500 m
Cantidad de Torres 1,064 Unidades
Inversión de Estación Convertidora 476,026,336.83 US$
MCM 1,272.00 Bittern
Diámetro 3.42 cm
Número de Conductores por Polo 2.00 Conductores
Inversión de Línea de Transmisión 399,248.94 US$/km
Inversión Total de Línea de Transmisión 212,400,436.08 US$
Pérdidas Anuales Efecto Joule (Lj) 4.53 W/m
Pérdidas Anuales Efecto Joule (C1) 303.16 U$/kW
Pérdidas Anuales Efecto Joule 7,313,142.61 US$/Año
EC 26.66
Pérdidas Anuales Efecto Corona (P fair) 3.54 dB
Pérdidas Anuales Efecto Corona (P foul) 11.75 dB
Pérdidas Anuales Efecto Corona (C1) 542.66 U$/kW
Pérdidas Anuales Efecto Corona (P) 3.53 W/m
Pérdidas Anuales Efecto Corona 1,018,322.62 US$/Año
% de Operación y Mantenimiento Línea 2% Porcentaje
Costo Operación & Mantenimiento Línea 4,248,008.72 US$/Año
% de Operación y Mantenimiento Estación 2% Porcentaje
Costo Operación & Mantenimiento Estación 9,520,526.74 US$/Año
Tasa de Descuento 10% Porcentaje
Costos de Administración 12,745,574.75 US$
ANEXO VI 348
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La Tabla N° 177 muestra las características y el detalle de la Central Termoeléctrica construida
en el Centro de Carga, para Poder Estimar el precio de las Perdidas por Efecto Joule y Corona,
utilizados para realizar la evaluación económica.
Tabla N° 177: Centrales Termoeléctrica para Calcular las Perdidas Joule y Corona
Fase Perdidas Joule y Corona (Central Termoeléctrica)
Heat Rate 9,600.00 Btu/KWh
Poder Calorífico del Gas 941.00 Btu/Scf
Cantidad de gas para producir un MWh 10,201.91 Scf/MWh
10.20 Mpc/MWh
Costo del Combustible 6.7 $us/Mpc
Costo del Combustible para producir un MWh 0.07 $us/kWh
Costo unitario de inversión 600.00 $us/KW
Factor de Planta 0.80 Fp
n 0.11
Factor de Perdida if (Joule) 0.50
Factor de Perdida if (Corona) 1.00
Tasa de Descuento 10% Porcentaje
ANEXO VI 349
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La Tabla N° 178 hace referencia a los cálculos anuales de los Beneficios proyectados para 30 años, que exponen el proyecto de
Interconexión.
Tabla N° 178: Evaluación Financiera del Proyecto (Beneficios), Vida Útil 30 Años
Año Calendario 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Año Proyecto 0 1 2 3 4 5 6
BENEFICIOS DEL PROYECTO
Central Geotérmica
Producción (MWh) 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00
Precio de Venta (US$/MWh) 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91
Generador (MW) 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00
Precio por Potencia (US$/MW) 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00
Ingreso Por Venta (US$) 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00
Ingreso Por Potencia (US$) 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00
Central Hidroeléctrica
Producción (MWh) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 15,147,792.00
Precio de Venta (US$/MWh) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 95.91
Generador (MW) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2,882.00
Precio por Potencia (US$/MW) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 91,956.00
Ingreso Por Venta (US$) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1,452,824,730.72
Ingreso Por Potencia (US$) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 265,017,192.00
Ingresos (US$) 76,409,328.00 76,409,328.00 76,409,328.00 76,409,328.00 76,409,328.00 1,794,251,250.72
ANEXO VI 350
UPB © 2016
Tabla N° 178: Evaluación Financiera del Proyecto (Beneficios), Vida Útil 30 Años (Continuación)
Año Calendario 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Año Proyecto 7 8 9 10 11 12
BENEFICIOS DEL PROYECTO
Central Geotérmica
Producción (MWh) 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00
Precio de Venta (US$/MWh) 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91
Generador (MW) 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00
Precio por Potencia (US$/MW) 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00
Ingreso Por Venta (US$) 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00
Ingreso Por Potencia (US$) 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00
Central Hidroeléctrica
Producción (MWh) 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00
Precio de Venta (US$/MWh) 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91
Generador (MW) 2,882.00 2,882.00 2,882.00 2,882.00 2,882.00 2,882.00
Precio por Potencia (US$/MW) 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00
Ingreso Por Venta (US$) 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72
Ingreso Por Potencia (US$) 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00
Ingresos (US$) 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72
ANEXO VI 351
UPB © 2016
Tabla N° 178: Evaluación Financiera del Proyecto (Beneficios), Vida Útil 30 Años (Continuación)
Año Calendario 2032 2033 2034 2035 2036 2037
Año Proyecto 13 14 15 16 17 18
BENEFICIOS DEL PROYECTO
Central Geotérmica
Producción (MWh) 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00
Precio de Venta (US$/MWh) 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91
Generador (MW) 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00
Precio por Potencia (US$/MW) 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00
Ingreso Por Venta (US$) 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00
Ingreso Por Potencia (US$) 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00
Central Hidroeléctrica
Producción (MWh) 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00
Precio de Venta (US$/MWh) 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91
Generador (MW) 2,882.00 2,882.00 2,882.00 2,882.00 2,882.00 2,882.00
Precio por Potencia (US$/MW) 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00
Ingreso Por Venta (US$) 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72
Ingreso Por Potencia (US$) 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00
Ingresos (US$) 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72
ANEXO VI 352
UPB © 2016
Tabla N° 178: Evaluación Financiera del Proyecto (Beneficios), Vida Útil 30 Años (Continuación)
Año Calendario 2038 2039 2040 2041 2042 2043
Año Proyecto 19 20 21 22 23 24
BENEFICIOS DEL PROYECTO
Central Geotérmica
Producción (MWh) 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00
Precio de Venta (US$/MWh) 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91
Generador (MW) 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00
Precio por Potencia (US$/MW) 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00
Ingreso Por Venta (US$) 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00
Ingreso Por Potencia (US$) 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00
Central Hidroeléctrica
Producción (MWh) 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00
Precio de Venta (US$/MWh) 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91
Generador (MW) 2,882.00 2,882.00 2,882.00 2,882.00 2,882.00 2,882.00
Precio por Potencia (US$/MW) 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00
Ingreso Por Venta (US$) 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72
Ingreso Por Potencia (US$) 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00
Ingresos (US$) 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72
ANEXO VI 353
UPB © 2016
Tabla N° 178: Evaluación Financiera del Proyecto (Beneficios), Vida Útil 30 Años (Continuación)
Año Calendario 2044 2045 2046 2047 2048 2049
Año Proyecto 25 26 27 28 29 30
BENEFICIOS DEL PROYECTO
Central Geotérmica
Producción (MWh) 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00 700,800.00
Precio de Venta (US$/MWh) 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91
Generador (MW) 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00
Precio por Potencia (US$/MW) 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00
Ingreso Por Venta (US$) 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00 67,213,728.00
Ingreso Por Potencia (US$) 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00 9,195,600.00
Central Hidroeléctrica
Producción (MWh) 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00 15,147,792.00
Precio de Venta (US$/MWh) 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91 95.91
Generador (MW) 2,882.00 2,882.00 2,882.00 2,882.00 2,882.00 2,882.00
Precio por Potencia (US$/MW) 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00 91,956.00
Ingreso Por Venta (US$) 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72 1,452,824,730.72
Ingreso Por Potencia (US$) 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00 265,017,192.00
Ingresos (US$) 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72 1,794,251,250.72
ANEXO VI 354
UPB © 2016
La Tabla N° 179 hace referencia a los cálculos de los Costos anuales y el Flujo de Fondos proyectados para 30 años.
Tabla N° 179: Evaluación Financiera del Proyecto (Costos – Flujo de Fondos), Vida Útil 30 Años
Año Calendario 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
COSTOS DEL PROYECTO
Central Geotérmica
Inversión (US$) 300,000,000.00
Costo de O&M (US$) 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00
Línea S/E Laguna Colorada - S/E Radomiro Tomic
Inversión Línea de Transmisión (US$) 30,510,000.00
Inversión Subestación Eléctrica (US$) 19,032,166.00
Costos de Administración (US$) 2,707,236.74
Perdidas Efecto Joule (US$) 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00
Costo de O&M Línea (US$) 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00
Costo de O&M Subestación (US$) 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32
Central Hidroeléctrica
Inversión (US$) 5,764,000,000.00
Costo de O&M (US$) 288,200,000.00
Línea S/E Rio Grande - S/E Collahuasi
Inversión Línea de Transmisión (US$) 212,400,436.08
Inversión Estación Convertidora (US$) 476,026,336.83
Costos de Administración (US$) 12,745,574.75
Perdidas Efecto Joule (US$) 7,313,142.61
Perdidas Efecto Corona (US$) 1,018,322.62
Costo de O&M Línea (US$) 4,248,008.72
Costo de O&M Estación (US$) 9,520,526.74
Costo 352,249,402.74 10,295,943.32 10,295,943.32 10,295,943.32 10,295,943.32 6,475,468,290.98 320,595,944.00
Flujo de Fondos -352,249,402.74 66,113,384.68 66,113,384.68 66,113,384.68 66,113,384.68 -6,399,058,962.98 1,473,655,306.72
ANEXO VI 355
UPB © 2016
Tabla N° 179: Evaluación Financiera del Proyecto (Costos – Flujo de Fondos), Vida Útil 30 Años (Continuación)
Año Calendario 2026 2027 2028 2029 2030 2031
COSTOS DEL PROYECTO
Central Geotérmica
Inversión (US$)
Costo de O&M (US$) 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00
Línea S/E Laguna Colorada - S/E Radomiro Tomic
Inversión Línea de Transmisión (US$)
Inversión Subestación Eléctrica (US$)
Costos de Administración (US$)
Perdidas Efecto Joule (US$) 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00
Costo de O&M Línea (US$) 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00
Costo de O&M Estación (US$) 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32
Central Hidroeléctrica
Inversión (US$)
Costo de O&M (US$) 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00
Línea S/E Rio Grande - S/E Collahuasi
Inversión Línea de Transmisión (US$)
Inversión Estación Convertidora (US$)
Costos de Administración (US$)
Perdidas Efecto Joule (US$) 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61
Perdidas Efecto Corona (US$) 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62
Costo de O&M Línea (US$) 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72
Costo de O&M Estación (US$) 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74
Costo 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00
Flujo de Fondos 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72
ANEXO VI 356
UPB © 2016
Tabla N° 179: Evaluación Financiera del Proyecto (Costos – Flujo de Fondos), Vida Útil 30 Años (Continuación)
Año Calendario 2032 2033 2034 2035 2036 2037
COSTOS DEL PROYECTO
Central Geotérmica
Inversión (US$)
Costo de O&M (US$) 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00
Línea S/E Laguna Colorada - S/E Radomiro Tomic
Inversión Línea de Transmisión (US$)
Inversión Subestación Eléctrica (US$)
Costos de Administración (US$)
Perdidas Efecto Joule (US$) 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00
Costo de O&M Línea (US$) 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00
Costo de O&M Estación (US$) 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32
Central Hidroeléctrica
Inversión (US$)
Costo de O&M (US$) 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00
Línea S/E Rio Grande - S/E Collahuasi
Inversión Línea de Transmisión (US$)
Inversión Estación Convertidora (US$)
Costos de Administración (US$)
Perdidas Efecto Joule (US$) 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61
Perdidas Efecto Corona (US$) 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62
Costo de O&M Línea (US$) 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72
Costo de O&M Estación (US$) 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74
Costo 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00
Flujo de Fondos 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72
ANEXO VI 357
UPB © 2016
Tabla N° 179: Evaluación Financiera del Proyecto (Costos – Flujo de Fondos), Vida Útil 30 Años (Continuación)
Año Calendario 2038 2039 2040 2041 2042 2043
COSTOS DEL PROYECTO
Central Geotérmica
Inversión (US$)
Costo de O&M (US$) 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00
Línea S/E Laguna Colorada - S/E Radomiro Tomic
Inversión Línea de Transmisión (US$)
Inversión Subestación Eléctrica (US$)
Costos de Administración (US$)
Perdidas Efecto Joule (US$) 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00
Costo de O&M Línea (US$) 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00
Costo de O&M Estación (US$) 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32
Central Hidroeléctrica
Inversión (US$)
Costo de O&M (US$) 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00
Línea S/E Rio Grande - S/E Collahuasi
Inversión Línea de Transmisión (US$)
Inversión Estación Convertidora (US$)
Costos de Administración (US$)
Perdidas Efecto Joule (US$) 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61
Perdidas Efecto Corona (US$) 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62
Costo de O&M Línea (US$) 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72
Costo de O&M Estación (US$) 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74
Costo 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00
Flujo de Fondos 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72
ANEXO VI 358
UPB © 2016
Tabla N° 179: Evaluación Financiera del Proyecto (Costos – Flujo de Fondos), Vida Útil 30 Años (Continuación)
Año Calendario 2044 2045 2046 2047 2048 2049
COSTOS DEL PROYECTO
Central Geotérmica
Inversión (US$)
Costo de O&M (US$) 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00 9,000,000.00
Línea S/E Laguna Colorada - S/E Radomiro Tomic
Inversión Línea de Transmisión (US$)
Inversión Subestación Eléctrica (US$)
Costos de Administración (US$)
Perdidas Efecto Joule (US$) 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00 305,100.00
Costo de O&M Línea (US$) 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00 610,200.00
Costo de O&M Estación (US$) 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32 380,643.32
Central Hidroeléctrica
Inversión (US$)
Costo de O&M (US$) 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00 288,200,000.00
Línea S/E Rio Grande - S/E Collahuasi
Inversión Línea de Transmisión (US$)
Inversión Estación Convertidora (US$)
Costos de Administración (US$)
Perdidas Efecto Joule (US$) 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61 7,313,142.61
Perdidas Efecto Corona (US$) 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62 1,018,322.62
Costo de O&M Línea (US$) 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72 4,248,008.72
Costo de O&M Estación (US$) 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74 9,520,526.74
Costo 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00 320,595,944.00
Flujo de Fondos 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72 1,473,655,306.72
ANEXO VI 359
UPB © 2016
La Tabla N° 180 muestra los resultados finales obtenidos de la Evaluación Financiera del
Proyecto de Interconexión Eléctrica entre Bolivia y Chile.
Tabla N° 180: Resultados de la Evaluación Financiera
Detalle Resultados
Valor Actual Neto (VAN) $4,189,718,464.14 US$
Tasa Interna de Retorno (TIR) 21.2% Porcentaje
VAN(Costos) $6,212,562,176.11 US$
VAN(MWh)(Producción) $91,981,271.71 MWh
Costo Medio 67.54159908 US$/MWh
