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JOURNAL BOLIVIANO DE CIENCIAS – Vol. 19– Número Especial Energías
ISSN Digital: 2075-8944 ISSN Impreso: 2075-8936
8
Citar como:
Orellana Lafuente,
R., da Silveira de Oliveira, I.,
Soares Ramos, D., Morales
Udaeta, M. E., & Tavares
Nascimento, V. (2023).
Evaluación de la efciencia
energética del lado de la oferta
en la integración energética
Brasil – Bolivia: Evaluation
of the energy efciency of
the supply side in the Brazil
– Bolivia energy integration.
Journal Boliviano De Ciencias,
19 (Especial).
8-30
https://
doi.org/10.52428/20758944.
v18i52.227
Revisado:
22/9/22
Aceptado:
23/6/23
Publicado:
30/6/23
Declaración:
Derechos de
autor 2023 Renán Orellana
Lafuente, Ianca da Silveira de
Oliveira, Dorel Soares Ramos,
Miguel Edgar Morales Udaeta,
Viviane Tavares Nascimento
Esta obra está bajo una
licencia internacional
Creative
Commons Atribución 4.0
.
Los autores/as declaran no tener
ningún conficto de intereses
en la publicación de este
documento.
Renán Orellana Lafuente (1), Ianca da Silveira de Oliveira
(2), Dorel Soares Ramos(3), Miguel Edgar Morales Udaeta(4),
Viviane Tavares Nascimento (5)
(1) Ingeniero Eléctrico. Profesor de la Universidad Mayor de San Simón (UMSS) y de la Universidad
Privada Boliviana (UPB). Cochabamba – Bolivia. Email:
renanorellana@gmx.com.
(2) Ingeniería Energética. Analista Senior de Estudios y Gestión de Riesgos Energéticos de EDP do
Brasil. São Paulo – Brasil. Email:
ianca.oliveira@usp.br
(3) Doctor en Ingeniería Eléctrica. Profesor del Departamento de Ingeniería y Automatización de
Energía Eléctrica de la Escuela Politécnica de la USP. São Paulo – Brasil. Email:
dorelram@usp.br
(4) Doctor en Ingeniería Eléctrica. Profesor de posgrado e investigador del GEPEA/EPUSP. São
Paulo – Brasil. Email:
udaeta@pea.usp.br
(5) Ingeniera Eléctrica. Investigadora en GEPEA-EPUSP. São Paulo – Brasil. Email:
viviane.
tavares@usp.br
RESUMEN
Este artículo tiene como objetivo presentar metodologías para satisfacer la
creciente demanda de energía con un enfoque en la integración Bolivia-Brasil
en América Latina. A través de un análisis de las posibilidades de sinergia
entre Brasil y Bolivia, este estudio se centra en la optimización de las matrices
energéticas para satisfacer la demanda futura y reducir los costos ambientales
y de producción de energía para ambos participantes en el proceso. Para ello,
se analiza inicialmente la caracterización de los países objeto del estudio con
el fn de comprender la evolución histórica de la gestión energética de estos,
además se analiza su potencial energético a través de la matriz energética. Con
la intención de equiparar posibles formas de integración entre los dos países,
se realizó un análisis en torno a las integraciones energéticas en América del
Sur, principalmente en la dinámica de las relaciones existentes, planteando casos
de éxito y el enfoque adoptado para las mismas. La metodología de análisis
fue creada para comparar los costos técnicos y ambientales de la ampliación
de la matriz energética, para atender la demanda esperada en el 2040. La
ampliación de la matriz considerando el escenario base, con recursos nacionales
y consecuentemente las limitaciones de expansión que existen por restricciones
en Brasil, y considerando la integración con Bolivia, ya sumado al costo de
expansión de la transmisión representó una reducción del 12% en el costo
esperado para atender la demanda. Con base en las técnicas de reducción de
costos ambientales de la ampliación, el mismo análisis resulta en la optimización
del uso de gas natural, con la reducción del costo total del proyecto del 11%
en comparación con el escenario sin integración. De esta manera, hay una
Evaluación de la efciencia energética del lado de la
oferta en la integración energética Brasil – Bolivia
Evaluation of the energy efciency of the supply side in the Brazil – Bolivia energy integration
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optimización de recursos que se puede aplicar al servicio nacional y que se puede
escalar al tener en cuenta integraciones con otros países. Finalmente, también
se discute la importancia de la integración energética como forma de desarrollo
socioeconómico y como forma de protección frente al cambio climático, dada la
complementariedad energética entre ambos participantes del proceso. Se espera,
por tanto, la posibilidad de presentar una optimización frente al uso de los recursos
ambientales para la generación de energía, combinando un equilibrio técnico-
socio-ambiental para atender las necesidades de ambos países.
Palabras Clave:
Electricidad, generación, integración, América Latina, Bolivia,
Brasil.
ABSTRACT
This article aims to present methodologies to meet the growing energy demand
with a focus on Bolivia-Brazil integration in Latin America. Through an analysis
of the possibilities of synergy between Brazil and Bolivia, this study focuses on
the optimization of energy matrices in order to meet future demand and reduce
environmental and energy production costs for both participants in the process. For
this, the characterization of the focus countries of the study is initially analyzed in
order to understand the historical evolution of energy management of each one,
in addition to the potentials to be addressed given the energy matrix analyzed in
question. With the intention of equating possible forms of integration between
the two countries, an analysis was carried out regarding energy integrations in
South America, mainly in the dynamics of existing relationships, raising cases of
success and the approach taken for them. The analysis methodology was created
to compare the technical and environmental costs of expanding the energy matrix,
to meet the expected demand in 2040. The expansion of the matrix considering
the base scenario, with only national resources and consequently the expansion
limitations that exist due to physical restrictions in Brazil, and considering the
integration with Bolivia, already added to the cost of expansion of transmission
represented a reduction of 12% in the expected cost to meet the demand. Based on
the techniques of environmental cost reduction of the expansion, the same analysis
results in the optimization of the use of natural gas, with the reduction of the total
cost of the project of 11% compared to the scenario without integration. In this
way, there is an optimization of resources that may be applied to national service
and that may be scaled when considering integrations with other countries. Finally,
the importance of energy integration as a form of socioeconomic development, and
as a form of protection against climate change is also discussed, given the energy
complementarity between both participants in the process. It is expected, therefore,
the possibility of presenting an optimization in the face of the use of environmental
resources for energy generation, combining a technical-socio-environmental
balance to meet the needs of both countries.
Keywords:
Electricity, generation, integration, Latin America, Bolivia, Brazil.
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1. INTRODUCCIÓN
En el contexto de las discusiones ambientales que han cobrado relevancia en las
políticas internacionales desde mediados de la década de 1970, la reducción de
las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) juega un papel central en los
acuerdos frmados en las conferencias ambientales que se han realizado desde
entonces. A partir de la 21ª Conferencia de las Partes (COP 21) –cuyo resultado se
conoció como el Acuerdo de París y estableció la meta de limitar el calentamiento
global a 2°C–, la Unión Europea ya ha aprobado objetivos de reducción de
emisiones de hasta 55 % para 2030, en comparación con los niveles de 1990, y
neutralidad del dióxido de carbono para 2050 (EUROPEU, 2019).
Para lograr este objetivo, el aumento de tecnologías más efcientes y el uso de
energías renovables deben ser parámetros clave, con el fn de reducir el consumo
de combustibles fósiles (Marques, 2016).
Sin embargo, el acuerdo no era exclusivo de la Unión Europea. Brasil se
compromete a reducir sus emisiones de GEI en un 37% para 2025 en comparación
con 2005. El compromiso implica restaurar áreas forestales degradadas y aumentar
la participación de la bioenergía en la matriz energética (Ministério de Minas e
Energia, 2020). En el ámbito energético, la generación de electricidad y calefacción
residencial ha representado en torno al 42% de las emisiones de CO
2
en el mundo
en los últimos 15 años, según datos de la Agencia Internacional de la Energía (AIE)
(IEA, 2020).
Si bien los países europeos están buscando una mayor participación de las fuentes
variables en su matriz energética, mientras no se avance en las tecnologías de
almacenamiento de energía, existen dos posibilidades: la primera, en el que las
inversiones no serán viables (aun instalando mayor potencia que el consumo
real) y la segunda, en el que la seguridad energética se verá comprometida por la
ausencia de fuentes que puedan realizar la modulación de la carga y la reserva de
operación del sistema.
En estos escenarios, surgen dos posibilidades como estrategias para el logro de
las metas de la COP 21: la efciencia energética, que implica el desarrollo de
tecnologías que incrementen la efciencia de los equipos y el consumo fnal de
energía, y la integración entre sistemas, que permite el uso de diferentes formas
de generación complementarias entre sí. Esta última opción será el tema abordado
en este artículo, centrándose en la integración Bolivia-Brasil en América Latina.
De acuerdo con la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), la integración energética
en América Latina no solo incrementa la seguridad energética y los benefcios
ambientales, dada la complementariedad de las fuentes, sino que también tiene
impactos sociales y de desarrollo socioeconómico en la región, reduciendo los
precios al aumentar la competitividad y la escala de las ganancias, creando además
sinergia con otros proyectos estratégicos en la región, como hidrovías y plantas de
procesamiento de minerales (EPE, 2018).
Con estos benefcios, el desafío es la construcción de una dinámica entre países
con diferentes culturas, dispuestos a realizar un proyecto de grandes proporciones
y con una interdependencia por un período prolongado. El proyecto más famoso
de Brasil, Itaipú, tuvo por ejemplo, un contrato por 50 años, lo que representa
un caso de éxito en este proceso de integración, manteniendo la estabilidad y la
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conexión entre los países. Sin embargo, a pesar de ser un proyecto que difícilmente
se repetiría, dada la escala que representaba, aún quedan otros proyectos más
pequeños que aún pueden ser modelo para otros casos de integración energética
a realizar.
Para comprender mejor las posibilidades de integración, el trabajo está organizado
como se describe a continuación: la sección 2 presenta una caracterización de los
dos países, y la historia de las relaciones cultivadas entre ellos, la sección 3 presenta
los supuestos y el modelo de optimización utilizado, así como los escenarios
analizados para el estudio. Los resultados y análisis además de la conclusión se
presentan en la sección 4.
2. CARACTERIZACIÓN DE LA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA BRASIL-
BOLIVIA
2.1 Brasil
Según el Instituto Brasileño de Geografía y Estadística (IBGE), para el año
2019, Brasil tenía cerca de 210 millones de habitantes, que representa la sexta
población más grande y la 22ª economía más grande (PIB) en el ranking mundial.
Esta población fue responsable del consumo de 2295 kWh per cápita en 2019, que
representa 482 TWh de energía en el país. De estos, el 35% fueron consumidos por
la categoría industrial y el 29% por la categoría residencial. También es relevante
aclarar que el 34% del mercado consumidor nacional está formado, hoy, por
consumidores libres, con libre acceso a la compra de energía, lo que demuestra un
avance en la madurez del sistema eléctrico nacional (EPE, 2020).
Como se puede observar en la Figura 1, las conexiones internacionales provienen
no solo del sector eléctrico, cuyo fujo de energía es mayoritariamente aquel
importado de Argentina y Uruguay, el exportado a Paraguay y Venezuela, además
se muestran los gasoductos de Bolivia y de Argentina.
La complejidad de un país de la escala del Brasil representa una necesidad logística
complicada. Para la operación del sistema eléctrico, las responsabilidades del sistema
fueron asignadas al Operador Nacional del Sistema (ONS), entidad responsable de
defnir el despacho de las centrales, buscando siempre la seguridad en la entrega
de energía y el menor costo operativo. La operación se realiza, por tanto, a través
de un sistema de optimización estocástica dual que analiza las variables de entrada
(lluvia, potencia instalada, generación eólica y solar) y considera el consumo
esperado para el período. Después de igualar el balance energético, el operador es
responsable de asegurar que los demás agentes estén informados de la necesidad
de despacho y de cualquier cambio relativo a la producción.
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Figura 1.
Mapa de integración energética en América del Sur. Fuente: Udaeta,
2006.
El precio de liquidación de diferencias (PLD) termina siendo un resultado
importante de este modelo de optimización, que apunta siempre al mejor costo-
benefcio de la operación del sistema. El valor representa el costo mínimo de
operación presente y futura de los embalses hidráulicos del país y se utiliza para
valuar todos los pagos a corto plazo, también conocidos como “
spot
”.
La complejidad del sistema eléctrico brasileño se presenta como una barrera a la
entrada de nuevos agentes del mercado. Actualmente, los fujos de importación
se dan entre Argentina y Brasil, y entre Uruguay y Brasil. Los países cuentan
con infraestructura de interconexión eléctrica en sus fronteras, las cuales son
consideradas para modelos de optimización de los sistemas, y representan objetivos
importantes de seguridad energética, además de modelos exitosos de integración
entre países. Además, Brasil todavía tiene Itaipu que, como empresa binacional,
también representa una forma de integración energética entre Brasil y Paraguay,
así como una subestación que interconecta Boa Vista, en Roraima, con Macágua,
en Venezuela.
En el largo plazo, Brasil presenta un perfl de importador de energía. Esto signifca
que en un escenario futuro, la necesidad interna de energía no podrá ser cubierta
por la propia matriz energética nacional. Ya sea por el agotamiento de los recursos
naturales que pueden ser utilizados como fuentes, o por la imposibilidad económica
de utilizarlos. Otro escenario posible es la reducción de los costos conjuntos entre
los países de integración, ya que históricamente esta opción representa una ventaja
para los participantes del proceso.
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La Figura 2 muestra la complementariedad energética de generación entre las
distintas regiones de América del Sur, una de las características que posibilitan la
integración y garantizan el aumento de la seguridad energética del país.
Figura 2.
Complementariedad entre países sudamericanos. Fuente: EPE, 2018.
Históricamente, las primeras medidas encaminadas a la integración en América
del Sur se llevaron a cabo a través de acuerdos y tratados económicos. A partir
de la década de 1960, sin embargo, la importancia de ampliar la infraestructura
física entre países comenzó a tomar mayores dimensiones, convirtiendo al sur de
América Latina en escenario de grandes proyectos de integración energética.
La central de Itaipú, con capacidad instalada de 14 GW, comenzó a construirse
en 1974 y se convirtió en un hito en la interconexión de países al unir Brasil y
Paraguay. El uso de la tecnología pionera de HVDC (
High Voltage Direct Current
),
un sistema de transmisión de corriente continua y alta tensión utilizada normalmente
para grandes distancias, también fue un hecho interesante en la ejecución de este
proyecto. La construcción de la central se viabilizó a través de la frma del Tratado
de Itaipu, que, entre otros aspectos, defnió los responsables de la administración
del proyecto en cada país, además de la compensación económica a ser utilizada
por los próximos 50 años. En el mismo período, Brasil y Paraguay posibilitaron la
interconexión energética de la central de Acaray. Sin embargo, la interconexión no
entró realmente en operación comercial hasta 1999.
Con la creación del Mercosur en 1991, los países se animaron más a defnir
estrategias en conjunto (Pergher, 2019). Se logró culminar la construcción de
Gasbol, en 1996, la conexión entre Boa Vista y Venezuela, en 1997, la construcción
del gasoducto Paraná-Uruguaiana entre Argentina y Brasil, la conexión con
Garabi, en Argentina, en 2000, la conexión de Rivera, con Uruguay, en 2001 y,
recientemente, la expansión con Uruguay y Argentina, a través de los convertidores
Melo y Garabi II, en 2018.
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La EPE es responsable de los estudios y estrategias para la expansión y
consolidación energética en el país y ha analizado proyectos futuros para ampliar
la integración entre Brasil y otros países vecinos. Entre las opciones de parques
de generación, la empresa identifca una nueva central binacional con Paraguay
-la central de Cachoeira- aún sin perspectivas de desarrollo, las centrales Garabi y
Panambi, entre Argentina y Brasil y las centrales en el rio Madera entre Bolivia y
Brasil.
Un punto relevante para viabilizar estas centrales hidroeléctricas es la necesidad de
reforzar los sistemas de transmisión, no solo para la interconexión transfronteriza,
sino también para facilitar fujos entre los submercados internos del país, evitando
así pérdidas innecesarias de las centrales al transportar la energía al sur y sureste
del Brasil, que son los mayores centros de consumo.
2.2 Bolivia
Con 1,1 millones de km² y 11,3 millones de habitantes (según proyección del
Instituto nacional de Estadística – INE), Bolivia emerge hoy como un prometedor
socio energético nacional, con una ubicación estratégica para el mejoramiento de la
integración física regional. El país tiene un Producto Interno Bruto (PIB) de 40.300
millones de dólares y la última proyección del Fondo Monetario Internacional
(FMI), publicada en 2019, estima un crecimiento del 4%. Además, el potencial
hidráulico del país es de 40 GW. De estos, solo se utilizan 3,5 GW (IEA, 2020).
Bolivia actualmente representa la segunda mayor reserva de gas natural de
América Latina, solo por detrás de Venezuela y en relación a otros aspectos del
sector energético, Bolivia es un país que tiene un perfl exportador de energía. La
matriz energética del país, en 2019, estuvo representada en un 62% por gas natural
y un 32% por generación hidráulica, como se muestra en la Figura 3. De estos, el
40% es consumido por la zona residencial y el 24,5% por la zona industrial (IEA,
2020). Además, el mercado eléctrico boliviano está integrado por 12 generadores,
4 empresas de transmisión, 10 distribuidoras y 4 clientes libres.
Figura 3.
Matriz Energética en Bolivia. Fuente: IEA, 2020.
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Bolivia es un gran exportador de Gas Natural. No sólo a Brasil, a través de Gasbol
y del Gasoducto Lateral-Cuiabá, sino que también es una de las principales fuentes
de gas natural de Argentina, a través de dos gasoductos: el GSCY y el GIJA.
Actualmente, aún se estudia la creación de nuevos gasoductos hacia el noreste
argentino, uniendo Uruguay-Argentina-Bolivia, Bolivia-Paraguay-Uruguay e
interconexiones a través de terminales de Gas Natural Licuado (GNL).
Entre las razones que justifcarían la integración entre Bolivia y Brasil, Castro cita
tres principales, como la experiencia positiva ya existente entre los dos países, a
través de la cual Brasil ganó seguridad energética y Bolivia pudo aprovechar el
fnanciamiento para el desarrollo económico y social del país; la complementariedad
energética entre los dos países, en la que no solo hay integración de escenarios
energéticos, ya que los ríos entre Bolivia y el norte del país están interconectados
entre sí y la inminente necesidad de aprovechamiento hidráulico por parte de
Bolivia, que hoy representa alrededor del 1% de la capacidad interna. Estas
razones representan criterios que permitirían un acuerdo de mutuo benefcio entre
los países, no sólo fnanciero, sino también para el desarrollo de las regiones
involucradas en los acuerdos y de la política internacional entre ellos, fortaleciendo
lazos estratégicos dentro de América Latina.
2.2 Historia de la integración energética Brasil - Bolivia
La historia de la integración energética entre Brasil y Bolivia se remonta a los
Acuerdos de Roboré y el Tratado de Cochabamba. El primero, frmado en el
contexto del Estado Novo Brasileiro (1939) que buscaba la expansión económica,
defnía la exploración conjunta del petróleo boliviano y el acceso del país a los
puertos brasileños. La asociación entre los países también representó, según Meira,
2009, una ventaja político-económica con la disputa entre Brasil y Argentina por la
infuencia en América Latina.
En los años 70s, a pesar de los criterios en contra, se iniciaron negociaciones para
la venta de gas natural de Bolivia a Brasil. Sin embargo, el acuerdo se fragilizó
ante las exigencias de Bolivia, fortalecido por la participación de Argentina en las
negociaciones, y terminó sin éxito.
La interconexión binacional comenzó, de hecho, con la construcción del gasoducto
Brasil-Bolivia, el Gasbol, en 1996. En 1999, año de fnalización, el gasoducto pasó
por cinco estados brasileños responsables del 82% de la producción industrial
nacional. (Meira, 2009). El gasoducto, como se puede apreciar en la Figura 4, tiene
una longitud de más de 3000 km, conectando siete estados nacionales.
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Figura 4.
Trazo del Gasbol. Fuente: Passos, 2020.
Para Brasil, el período posterior a la frma del tratado de La Paz, responsable del
acuerdo para la construcción de Gasbol, estuvo caracterizado por el Proyecto
de Reestructuración del Sector Eléctrico Brasileño (RE-SEB), responsable de
la reestructuración del sector eléctrico nacional y la desverticalización de las
empresas, y por los apagones de principios del siglo XXI. Según Nogueira, el
gas natural también fue señalado como una forma de remediar la crisis energética
que azotaba al país en ese momento (Nogueira, 2007). El Plan Decenal, en 1997,
también planteó, desde el punto de vista nacional, la incorporación de 7GW de
centrales termoeléctricas, de las cuales el 70% sería alimentado con combustibles
de Gasbol.
A partir de la década de 2000, los escenarios de inestabilidad política en los países
de América del Sur comenzaron a plantear riesgos para la integración, la ya frmada
y los planes de nuevas estrategias. En 2005, se inició un proceso de nacionalización
de la explotación de los recursos naturales. Las regalías sobre los hidrocarburos
bolivianos saltaron del 18% al 50% y el decreto que defnió estos cambios aplicó
la transferencia de activos de todas las empresas que producían petróleo y gas a la
estatal boliviana, y también que el Estado asumiera el control y la dirección de todo
el tratamiento de hidrocarburos.
El desarrollo político de las instalaciones energéticas bolivianas no representó
riesgos de desabastecimiento en los polos nacionales. A partir de 2008, confictos
sociales internos comenzaron a impactar el suministro de gas natural, con el bloqueo
del gasoducto e invasión de las refnerías. Durante esta crisis, el gobierno brasileño
se vio afectado con el 50% del consumo diario nacional. Después de todos estos
confictos, hoy, con el descubrimiento del Presal, la integración energética atañe
más a las interconexiones eléctricas que a la comercialización de gas natural o
derivados del petróleo por países.
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Sin embargo, así como la interconexión a través de la hidroeléctrica Guajará-
Mirim en el río Mamoré, en el norte del país, actualmente forma parte del análisis
de expansión del sistema, varias centrales hidroeléctricas dentro de Bolivia podrían
benefciar a Brasil a través de dos corredores principales de interconexión eléctrica,
denominados Corredores del Norte y Corredor central, ilustrado en la Figura 5.
Figura 5.
Interconexiones Propuestas en América Latina. Destaque para el
corredor Norte y Centro entre Bolivia-Brasil. Fuente: Banco de Desenvolvimento
da América Latina, 2021.
El Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) realizó un mapeó de 216 posibles
proyectos hidroeléctricos en Bolivia. De estos, 10 fueron priorizados, y el potencial
estimado fue de 1,5 GW de energía (Europeu, 2019). Sin embargo, para desarrollar
la integración energética entre dos países se requiere construir lazos de confanza
y compromiso. Siendo América Latina escenario de múltiples manifestaciones
políticas y crisis socioeconómicas, el riesgo de la integración debe sustentarse en
un sólido aparato jurídico y político. Itaipu representa un ejemplo de integración
exitosa, ya que defnió un enfoque benefcioso para los dos países que participan
en el proyecto.
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3. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS DE INTEGRACIÓN
Como eje de un análisis de integración eléctrica entre países, el objetivo es
garantizar el suministro al menor costo fnanciero y ambiental para ambas partes.
Entonces, para asegurar el cumplimiento del balance energético, se utilizó un
horizonte de análisis de 20 años. Además se utilizó la demanda proyectada con
base en un estudio del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), que muestra un
crecimiento del consumo de energía en Brasil del 2,5% anual, mientras que Bolivia
presentaría un crecimiento del 0,6% por año (Rigolin, 2007). Los valores para
Brasil están en línea con los presentados en el plan energético decenal 2019, de la
EPE. El análisis de la evolución de la demanda en ambos países tiene en cuenta
el crecimiento de la población, el nivel de desarrollo económico esperado para la
región y los avances en efciencia energética.
Esto daría lugar a que Brasil pase de un consumo de 565 TWh en 2019 a 950 TWh
en 2040. A su vez, Bolivia pasaría de 8,8 TWh en 2019 a 10 TWh en 2040, como
se muestra en las Figuras 6 y 7.
Figura 6.
Proyección de consumo de Brasil para los próximos 20 años. Fuente:
Rigolin, 2007.
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Figura 7
. Proyección de consumo de Bolivia para los próximos 20 años. Fuente:
Rigolin, 2007.
Considerando, por tanto, que existirá la necesidad de ampliar la oferta para
satisfacer esta necesidad futura, se desarrolló un modelo de optimización para
determinar el mix energético óptimo para satisfacer la demanda. El modelo se basó
en un balance energético para el servicio futuro, en función de cada tipo de fuente
que se pudiera ampliar, para la optimización se consideró la minimización del
costo asociado a cada uno, a través del complemento
Solver
de Microsoft Excel®.
Como restricción del modelo, se incluyeron las limitaciones de la expansión
hidráulica para atender la demanda, en función del potencial inexplorado de
cada país. El ejemplo de modelado se puede ver en la Figura 8. El objetivo fnal
fue analizar los costos fnancieros y ambientales de esta expansión. El
solver
es
un software que resuelve problemas de optimización lineal, que trabaja con la
correlación de celdas, realizando iteraciones de variables previamente defnidas y,
en consecuencia, variando la función objetivo previamente defnida, para ello, se
consideran las restricciones defnidas y las variables del problema, se ejecutan una
serie de iteraciones hasta llegar al punto máximo o mínimo de la función, según el
tipo de problema a resolver.
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Figura 8.
Modelo de optimización usando Solver. Fuente: Elaboración propia en
base a Solver, 2022.
En cuanto a los datos, actualmente, según un informe de la AIE, la matriz eléctrica
brasileña está compuesta principalmente por centrales hidroeléctricas (64 %),
seguidas de centrales térmicas de gas natural (11 %), eólicas (9 %), biomasa (9
%). ), térmicas de carbón (4%), nucleares (2%) y, fnalmente, plantas fotovoltaicas
(1%). Por su parte, Bolivia tiene gran parte de su parque energético abastecido por
Gas Natural (62%), seguido de hidroeléctricas (32%), biocombustibles (3%), solar
(2%) y eólica (1%). Esta distribución se puede observar en la Figura 9, que muestra
la comparación porcentual entre la matriz energética de los dos países.
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Figura 9.
Participación de Fuentes en la Matriz Energética de Brasil y Bolivia.
Fuente: IEA, 2020.
La integración entre estos dos países presenta algunas posibilidades, enumeradas
por Rigolin (Administration U.E.I, 2020), de transportar gas natural a Brasil a través
de electricidad, aún generada en territorio boliviano. De esta manera, es posible
aumentar la efciencia en las conversiones de energía y garantizar la diversidad en
la satisfacción de la demanda energética interna. Es importante señalar que este
tipo de medidas requiere una logística de conversión de energía, ya que los países
operan en diferentes frecuencias, con Bolivia en 50 Hz y Brasil en 60 Hz.
Para la composición del costo de expansión se consideraron los costos promedio
presentados en el estudio de la Energy Information Administration (EIA) 2020
(Rigolin, 2007), cuyos resultados por fuente se presentan en la Tabla 1. Estos
valores representan el Costo Nivelado de la Electricidad (LCOE). Este estudio,
además de presentar un rango de costos para cada tipo de fuente, también presenta
una segregación por tipos de combustibles, como carbón o centrales térmicas de
biomasa, por ejemplo. También es interesante señalar que las fuentes eólicas y
fotovoltaicas ya tienen costos de expansión competitivos, en línea con el avance
tecnológico de estas fuentes.
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Tabla 1.
Costos de instalación de plantas de energía (LCOE) por fuente – US$/MWh
FuenteMínimo
Média
Máximo
Carbón65,1076,4491,27
Ciclo combinado33,3538,0745,31
Turbina de combustión58,4866,6281,37
Nuclear71,9081,6592,04
Geotermia35,1337,4739,60
Biomasa86,1994,83139,96
Eólica, On-Shore28,7239,9562,72
Eólica, Of-Shore
102,68122,25155,55
Fotovoltaica29,7535,7448,00
Hidroeléctrica35,3752,7963,24
Fuente: IEA, 2020
Para efectos de analizar la combinación de fuentes, se consideró que la capacidad
máxima para la expansión hidroeléctrica nacional es de 172 GWh por año. Esta
cifra fue tomada del análisis de la expansión hidroeléctrica de la EPE en la
planifcación energética de largo plazo y no considera la instalación de nuevos
proyectos en áreas indígenas (Amaral, 2008). El análisis se realizó desde el punto
de vista brasileño, dada la escasez de datos bolivianos. Así, sólo se consideró la
limitación del potencial hidráulico de los dos países para satisfacer la demanda
futura. Se supone que también habrá expansión de la matriz boliviana para atender
la demanda interna de este país y que, como importador, Brasil no representaría un
impacto en esta expansión.
A pesar de que los costos fnancieros hayan sido presentados con base en estudios
recientes, el costo ambiental, a su vez, presentó alta subjetividad. La encuesta fue
retratada por más de un autor, considerando varios factores diferentes en cada
análisis. Amaral y Silva hacen un análisis resumido de algunas de las formas de
cálculo de estos costos, que se presentan en la Tabla 2.
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Tabla 2.
Metodologías para la defnición de costos ambientales según algunos
autores, consolidada por Amaral e Silva
Autor
Defnición
Hansen e Mowen
(2001)
Costos incurridos porque hubo o puede haber mala calidad ambien-
tal
Eagan e Joeres (2002)Costos pagados por la empresa debido a los impactos ambientales
derivados de la fabricación de sus productos
Jasch (2003)Comprende los costos internos y externos que surgen debido al
daño al medio ambiente o su protección
Ragatschnig e Schnitzer
(1998)
Costos que aparecen como resultado de las actividades ambientales
de la empresa, es decir, costos de reducción, tratamiento y disposi-
ción de relaves y emisiones.
Fuente: Amaral, 2008.
Además de estas formas, Serôa da Motta también menciona que la valoración
se puede hacer a través de análisis de costo-benefcio (ACB), análisis de costo-
utilidad (ACU) y análisis de costo-efciencia (ACE). El análisis costo-benefcio
tiene como objetivo comparar los costos y benefcios asociados a los impactos
que cada estrategia tiene, en el tiempo, sobre la operacionalización de los recursos
ambientales, a través del Valor Actual Neto (VAN). El análisis de costo-utilidad
integra parámetros económicos y ecológicos. Así, además del parámetro fnanciero,
se analizan conjuntamente indicadores de insustituibilidad, vulnerabilidad, grado
de amenaza, representatividad y criticidad. El análisis de costo-efciencia, a su
vez, clasifca solo criterios ecológicos y, entre las opciones que cumplen con los
criterios defnidos, clasifca por el costo más bajo.
Para defnir el valor de cada recurso ambiental, Motta todavía lo separa en Valor de
Uso, dividido en uso directo, atribuido al recurso según el bienestar proporcionado
por el uso directo, por ejemplo, uso de medicamentos, alimentos, turismo, en uso
indirecto, cuando el valor se deriva de las funciones que se han apropiado y utilizado
a lo largo del tiempo de manera indirecta, como, por ejemplo, la protección de
cuerpos de agua, el reciclaje de desechos, el control de la erosión del suelo, el
mantenimiento de la biodiversidad local. Además del valor de uso, el valor de
opción representa cuánto están dispuestos a pagar los individuos para garantizar la
posibilidad de usar un determinado recurso y el valor de no uso, que está disociado
del uso del recurso y se basa en criterios culturales y morales de preservación de
los recursos naturales, tales como campañas para la preservación de las especies y
el mantenimiento de los valores culturales, religiosos e históricos.
A su vez, Sundqvist y Söderholm realizaron una revisión de varios estudios de
tarifcación de los costos ambientales de generar energía a partir de diferentes
fuentes (Tabla 3), los cuales fueron calculados con base en las metodologías
presentadas. Los valores más actuales encontrados para este costo ambiental datan
de 1998, y fueron actualizados vía infación a 2020. Estos valores, por lo tanto,
no consideran la evolución del costo de las tecnologías, cuyo impacto puede ser
signifcativo en el análisis de la expansión de estas fuentes.
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Tabla 3.
Costos ambientales de la generación de electricidad.
FuentePrecio
[US$/kWh]
Precio actualizado
[US$/kWh]
Carbón3,62-8,865,83-14,26
Petróleo3,87-10,366,23-16,68
Gasolina1,00-1,621,61-2,61
Hidro3,816,13
Eólica1,43-1,622,30-2,61
Solar3,816,13
Biomasa0-0,870-1,4
Residuos Sólidos Urbanos58,05
Fuente: Santos, 2013.
No se utilizaron supuestos de costos que involucran subsidios, ni supuestos de
programas de incentivos a las fuentes incentivadas, como fue el caso de PROINFA
(Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía), por ejemplo, que
podrían tener un impacto en el costo de estas fuentes.
La metodología se basó, por lo tanto, en el uso de dos escenarios: la minimización
del costo fnanciero de ampliar las fuentes para atender la demanda brasileña,
considerando sólo las posibilidades nacionales comparadas con el uso del
potencial boliviano y también la minimización del costo ambiental para la misma
comparación: considerando solo fuentes energéticas nacionales y apoyándose en el
uso de la matriz boliviana.
Operación del Sistema y Mercado de Energía
En resumen, el análisis realizado se basó en la simplifcación de la metodología
utilizada por Santos y Legey (23), que trata de minimizar el costo de cumplimiento
del balance energético, restringido al servicio brasileño:
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Por tanto, F(i) corresponde a la siguiente expresión:
Donde:
Ci es el costo de expansión de cada fuente, mostrado en la Tabla 1,
Δi es la variación de energía de esa fuente, en GWh/año, y una variable de cálculo.
De i = 1 a 7, respectivamente, hay variación de fuentes: Hidroeléctrica, Gas
Natural, Eólica, Biocombustibles, Carbón, Nuclear y Solar. Para el Gas Natural se
consideraron costos por ciclos de turbinas de combustión.
Para ambos escenarios (potencial interno nacional y aprovechamiento de la
integración energética), el modelo minimizó el costo de la matriz energética para
atender la demanda total estimada al 2040. El primero, denominado Escenario 1,
considera el aprovechamiento únicamente del potencial interno nacional. El costo,
por lo tanto, de ampliar las fuentes de generación en Brasil. El Escenario 2 incluye
el potencial hidráulico de Bolivia, como fuente de abastecimiento a Brasil. En la
Figura 10, se presenta la matriz de resultados del optimizador para el escenario 1. Es
posible inferir, sin embargo, que este costo no presenta componentes de seguridad
energética. La inclusión, por ejemplo, de baterías para garantizar la entrega del
100% de la energía generada supondría un incremento signifcativo de este valor.
Según un análisis de Bloomberg New Energy Finance, el costo de las baterías está
alrededor de 150 US$/MWh (23), lo que representa cerca de 4,5 veces el costo de
la fuente. A su vez, la no utilización de formas de almacenamiento sigue siendo
en la actualidad la principal debilidad de las fuentes intermitentes, que dependen
de otras fuentes para complementar la generación y garantizar la estabilidad del
sistema eléctrico.
Otra opción para realizar la modulación de carga sería el uso de plantas
termoeléctricas o hidroeléctricas con embalses de regulación, que también tienen
costos adicionales. El modelo redujo la energía solar, dando preferencia a la
energía eólica, debido a los costos de la tecnología. Por su parte, la carga de Brasil
se complementó con la fuente hidráulica, hasta el límite de expansión, que fue de
570 GWh/año, utilizando gas natural para abastecer la demanda restante. El costo
de expansión optimizado para este modelo fue de $ 12,7 mil millones.
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Figura 10.
Resultado del optimizador en el escenario 1 - Expansión de la oferta
considerando solo productos internos. Fuente: Elaboración propia.
Para el escenario 2, se consideró la integración Brasil-Bolivia. Para ello se utilizó
un costo de transmisión de 150 US$/kW (Consulting A. 2020). Nuevamente, como
se muestra en la Figura 11, el modelo asignó la mayor cantidad de energía posible a
la energía eólica. Sin embargo, con mayor disponibilidad hidráulica, la conversión
se hizo enfocándose en esta fuente en detrimento del gas natural. Aún con el costo
adicional de la cantidad de energía importada, se le dio factibilidad a la integración.
Esto se debe a que el costo de transmisión utilizado representó alrededor del 0,01%
del costo total de la ampliación de las redes de los dos países. Al optimizar la
integración, el costo total de inversión fue de US$ 11,2 mil millones, una reducción
del 12% con relación al Escenario 1. Otro punto a considerar es que en ambos
escenarios no se tiene restricciones por el avance de la energía nuclear. Aún así, los
valores actuales se mantuvieron, y la expansión en relación a las otras fuentes es
fnancieramente inviable.
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Figura 11.
Resultados del modelo de optimización para el Escenario 2:
Integración Brasil-Bolivia. Fuente: Elaboración propia.
Sin embargo, al incluir el parámetro ambiental en el análisis, los resultados
mostraron una diferencia signifcativa. En la Figura 12, es posible ver que cuando
se incluye este costo, la hidroelectricidad deja de ser la prioridad del modelo y
el gas natural recibe una ventaja en el desarrollo. En un análisis de integración
como el realizado, este incremento en la oferta de gas natural puede ser reforzado
aún más por la oferta de combustible bajo el acuerdo internacional. Al considerar
la optimización del costo ambiental, el modelo pasó de un costo de US$ 47 mil
millones a US$ 42 mil millones, una reducción del 11% en relación a no considerar
los impactos.
4. CONCLUSIONES
Para el análisis realizado en el presente estudio, se consideraron varios supuestos,
los cuales impactan el resultado de varias maneras. Sin embargo, es innegable que
aun realizando diagnósticos simplifcados, la integración energética entre Brasil y
Bolivia es económicamente viable para ambos países, además de todas las ventajas
ya mencionadas a lo largo de este artículo. La complementariedad de las regiones
presenta además no solo una ventaja generacional, sino también una ventaja frente
a los cambios climáticos que se están produciendo, los cuales pueden impactar en
cada localidad de manera diferente. La posibilidad de poder contar con diferentes
regiones es una ventaja ante esta incertidumbre.
Además, la reducción de costos fnancieros y ambientales en más de un 10%
representa una optimización de recursos aplicable a la atención nacional, escalable
al considerar integraciones con otros países. Desarrollando la infraestructura
necesaria para estas transacciones de energía, se pueden optimizar aún más los
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costos futuros, dada la amortización de las obras necesarias para la integración. Esa
reducción de costos, que consecuentemente impacta en el costo fnal de la energía
para los brasileños, puede representar mayores inversiones en otros sectores,
además de aumentar el desarrollo socioeconómico y tecnológico nacional.
La construcción de centrales hidráulicas es solo una de las formas de oferta
energética que se pueden presentar en los escenarios de integración. La evolución
y consecuente reducción de los precios de las fuentes renovables puede permitir
aumentar su representatividad en la matriz energética boliviana, aquí utilizada como
ejemplo. Además, el propio uso de centrales térmicas a gas natural directamente
en Bolivia puede reducir el costo de la logística del combustible, actualmente
transportado por gasoductos, siendo responsable de la reserva de potencia operativa
del sistema nacional, y entregando únicamente el producto eléctrico.
Por otro lado, la inversión de los países en el desarrollo de la integración tiene
el potencial de generar empleos, llevar el desarrollo al interior de ambos países,
garantizar el cumplimiento de la demanda energética total de los lugares y estimular
el desarrollo social y económico de las regiones, de acuerdo con los Objetivos de
Desarrollo Sostenible (ODS) de la Organización de las Naciones Unidas (ONU),
con los que también ambos países están comprometidos.
Como forma de continuar con este trabajo, se debería analizar la evolución de las
tecnologías, cuyo precio tiende a volverse más atractivo para las inversiones y,
en consecuencia, aumentar la viabilidad económica del uso de nuevas fuentes de
energía. Además, el impacto social y el aumento de las inversiones de las empresas
en ESG (
Environmental, Social and Corporate Governance
) pueden acelerar aún
más este proceso de descarbonización y, en consecuencia, utilizar a mayor escala
las energías renovables, como fuentes para la generación de energía eléctrica.
Otro aspecto interesante a abordar respecto a la integración energética, se refere
a la reducción de los impactos ambientales, uniendo aspectos técnicos y cambios
sociales importantes alrededor del mundo.
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