Fecha de recepción: 08/07/2023
Fecha de aceptación: 11/01/2024
Pp 64 Pp. 75
ARK: https://n2t.net/ark:/87558/tekhne.27.1.5
Modelo del costo de la transición de la energía eléctrica en Venezuela
Edwin Perez
1
, Sergio Velásquez
2
eperezbr@ucab.edu.ve
1
, svelasquez@unexpo.edu.ve
2
https://orcid.org/0000-0003-0952-863X
1
, https://orcid.org/0000-0002-3516-4430
2
Universidad Católica Andrés Bello
1
, Puerto Ordaz, Venezuela
Universidad Nacional Experimental Politécnica Antonio José de Sucre
2
, Puerto Ordaz, Venezuela
Resumen
Se expone un nuevo modelo aplicativo del costo de la transición de la energía eléctrica en Venezuela,
acorde a las actuales condiciones económicas y sociales, que puede conllevar a una transición energética,
lo que implica innovar con un concepto, alícuota de la energía, el cual integra el costo de la energía y la
huella de Carbono [HC], incluyendo el costo social [SCC], permitiendo la regulación a las empresas
prestadoras de servicios y que puedan ser más eficientes; ya que, tradicionalmente, estos aspectos se han
visto por separado en dos dimensiones, pero se puede plantear la interrelación en un sistema no lineal de
tres dimensiones (costos, energía y CO
2
). Basado en un modelo matemático que permitan su
convalidación, en diferentes escenarios, partiendo de la premisa que en la actualidad se aplica un modelo
lineal y obsoleto de más de veinte años, de tal manera que necesita ser cambiado, por lo que deben
incluirse todas las variables predominantes, que permitan obtener como resultados un modelo óptimo tanto
para el proveedor del servicio como para los usuarios, que pueda abarcar a los diferentes tipos de
servicios, basado en simulaciones del Sistema Eléctrico Nacional [SEN], en condiciones operativas lo más
realistas posibles, ya que para poder recuperarlo se requieren cuantiosas inversiones; por consiguiente,
será necesario atraer capitales externos y se le debe garantizar la rentabilidad de cualquier proyecto.
Palabras clave: Costo de la energía, Optimización no lineal, Transición energética.
Model of the cost of the transition of energy electric in Venezuela
Abstract
A new application model of the cost of the transition of electrical energy in Venezuela is exposed,
according to the current economic and social conditions, which can lead to an energy transition, which
implies innovating with a concept, energy aliquot , which integrates the cost of energy and the carbon
footprint [HC], including the social cost [SCC], allowing the regulation of companies that provide services
and that they can be more efficient; since, traditionally, these aspects have been seen separately in two
dimensions, but the interrelation can be considered in a non-linear system of three dimensions (costs,
energy and CO
2
). Based on a mathematical model that allows its validation, in different scenarios, based on
the premise that a linear and obsolete model of more than twenty years is currently applied, in such a way
that it needs to be changed, so all the variables must be included. predominant variables, which allow an
optimal model to be got as results for both the service provider and the users, which can cover the different
services, based on simulations of the National Electric System [SEN], in the most realistic operating
conditions possible, since recover it, large investments are required, it will be necessary to attract external
capital, and the profitability of any project must be guaranteed
Keywords: Energy cost, Nonlinear optimization, Energy transition
Modelo del costo de la transición de la energía eléctrica en Venezuela
EDWIN PEREZ, SERGIO VELÁSQUEZ
65
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Modelo de custo da transição de energia elétrica na Venezuela
Resumo
É exposto um novo modelo de aplicação do custo da transição da energia elétrica na Venezuela, de
acordo com as atuais condições econômicas e sociais, que pode levar a uma transição energética, o que
implica inovar com um conceito, alíquota energética, que integra o custo de a energia e a pegada de
carbono [HC], incluindo o custo social [SCC], permitindo a regulação das empresas prestadoras de
serviços e que estas possam ser mais eficientes; já que, tradicionalmente, estes aspectos têm sido vistos
separadamente em duas dimensões, mas a inter-relação pode ser considerada num sistema não linear de
três dimensões (custos, energia e CO
2
). Baseado num modelo matemático que permite a sua validação,
em diferentes cenários, partindo da premissa de que atualmente se aplica um modelo linear e obsoleto
com mais de vinte anos, de tal forma que necessita de ser alterado, pelo que todas as variáveis devem ser
incluído. variáveis predominantes, que permitem obter como resultados um modelo óptimo tanto para o
prestador de serviço como para os utilizadores, que possa abranger os diferentes serviços, com base em
simulações do Sistema Eléctrico Nacional [SEN], nas condições de funcionamento mais realistas possíveis,
uma vez que recuperá-lo são necessários grandes investimentos, será necessário atrair capital externo e a
rentabilidade de qualquer projeto deve ser garantida.
Palavras-chave: Custo da energia, Otimização não linear, Transição energética.
Introducción
La presente disertación versa principalmente
sobre cuál sería el costo de una transición
energética en Venezuela, que permitirá a los
Stakeholders, interesados en apostar por las
grandes inversiones que se requieren, para la
recuperación del Sistema eléctrico nacional [SEN]
a condiciones operativas de hace 20 años atrás.
De acuerdo con [1] las circunstancias actuales de
suministró es en base al sistema hidroeléctrico
del bajo Caroní, con una estimación inicial del
70% de toda la alimentación del país, por lo que
en un futuro próximo debemos considerar otros
aspectos como la generación termoeléctrica a
base de gas, que posee un costo diferente al
hidroeléctrico
Para esto sería necesario concebir, ¿Qué
modelos de regulación y control se pueden
plantear en los entornos energéticos en
correlación a los subsidios? Ya que estos pueden
convertirse en factores limitantes para cualquier
propuesta, para aplicar un sistema de alícuotas
de la energía considerando la huella de carbono
[HC], para esto se propone un modelo de costo
de la energía que se interrelacione en tres
dimensiones (costos, energía y CO
2
), partiendo
de un modelo de tiempo discreto con entradas de
control, su posible resolución de optimización no
lineal, donde el objetivo fundamental es la
formulación de un nuevo sistema de alícuotas de
la energía, que permita incentivar al consumidor
la disminución de la [HC], por lo que es necesario
la búsqueda de un conjunto de soluciones
factibles y de restricciones, las cuales, en el caso
Venezolano, son únicas, ya que puede permitir un
nuevo modelo de transición energética.
El suministro de energía actualmente presenta
una tendencia global liberalizadora de la
economía, se produce a nivel mundial un cambio
de paradigma en la organización industrial del
sector eléctrico [2]. Esta concepción da lugar a un
nuevo entendimiento, donde se debe identificar
cómo contribuir con la sostenibilidad ambiental y
sabiendo que esos recursos se agotan cada día,
se podría decir que los modelos en la actualidad
son insostenibles a mediano y largo plazo, por lo
que son necesarios nuevos marcos regulatorios
como el que se pretenden discernir en esta
investigación.
Antecedentes
Transición Energética
Cuando se aborda está temática, es de suma
importancia considerar lo que puede tener lugar,
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socialmente, su dinámica en entornos energéticos
específicos; no podemos pretender que en todas
las partes sea igual, ya que, en los propios países
desarrollados es difícil su aplicación, por lo que
intentar compararse y aplicarla en los países
subdesarrollados, puede ser un gran reto. De
acuerdo con lo establecido por [3] no existe una
definición comúnmente aceptada en la literatura
académica, lo que encontramos es un tema
común dentro de ellos; lo que implica un cambio
en el sistema de energía, generalmente la fuente,
tecnología y uso en particular, pero para
complicar las cosas, en algunas circunstancias lo
que puede parecer un cambio disruptivo en
realidad puede ser un conjunto más discreto, la
suma de muchos pequeños cambios, lo que
implica que medirla puede ser más complicado de
lo que parece. Independientemente de su
concepto, los registros históricos respaldan de
que toman tiempo, que puede ser único para
cada caso específico. Se debe tener muy
presente de que existen diferentes
interpretaciones del entorno social, puede
referirse al mundo como un todo, un grupo, un
país, pequeño o grande, solamente una parte,
ciudad o pueblo o un segmento particular de la
población, los campesinos de bajos ingresos.
Debemos empezar por las investigaciones sobre
los efectos globales de la acción humana en la
naturaleza. Las propiedades de los gases de
efecto invernadero [GEI] fueron analizadas por
[4]. Este planteó un modelo para definir que el
incremento de la temperatura observada afecta al
balance térmico de la Tierra, era 30 °C superior a
la que tendría si se consideran exclusivamente
factores geométricos y que la causa de esta
diferencia radica en el papel de la atmósfera, es
decir, que, desde hace 126 años, la ciencia se
está pronunciando sobre este problema y todavía
no llegamos a un consenso para abordar la
problemática. Según [5] afirma que la ciencia del
cambio climático, desde entonces, proporcionó la
primera predicción numérica del impacto de la
duplicación del [GEI] en la atmósfera. Su
estimación de que representaría un incremento
de 5,1 °C es notablemente cercana a las cifras
proporcionadas por los modelos matemáticos
validados en la actualidad. Por lo tanto, cuando
los académicos conceptualizan la dinámica
temporal de una transición energética, histórica o
incluso futura, suponen que los desplazamientos
y cambios llevaran muchos años, ya que es
necesario acumular y analizar sus variables
discretas.
Pobreza energética
Se podría definir como la situación en la que se
encuentra una familia, en que las necesidades
básicas energéticas no pueden ser satisfechas,
como consecuencia de un nivel de ingresos
insuficiente o por falta de infraestructura que le
preste un servicio. Durante los últimos 40 años se
han realizado numerosos estudios académicos
con el objetivo de analizar y controlar su
comportamiento. Una de las primeras
investigaciones fue la de [6]. En esta se plantea la
definición de que una familia está en pobreza
energética si tiene que gastar más del 10% de
sus ingresos en energía para lograr satisfacer las
necesidades básicas de su hogar; el autor
argumenta que la pobreza energética es una
forma distinta de pobreza, no simplemente un
aspecto o consecuencia directa del
empobrecimiento general. Lo que permite
esquematizarla en 03 premisas, representada en
la Figura 1 como: (01) Ingreso económico familiar,
(02) Uso de la energía, (03) Costo de la energía,
esta última será la que abordemos en el presente
artículo. Ya que de acuerdo con [7] La pobreza
energética afecta al sector de la energía, pero
también a otros como la salud, el consumo o la
vivienda, el desarrollo de la sociedad.
Figura 1: POBREZA ENERGÉTICA
Considerando lo establecido por [8], quien
demostró que la forma de medir la pobreza
energética había fallado, ya que se subestimó el
problema cuando el costo de la energía era bajo y
sobreestimó la escala del problema cuando era
alto. Esto difiere en función del grado de
desarrollo de los países, en los desarrollados se
analiza desde la perspectiva del sobresfuerzo o
capacidad de pago de la energía y en los países
subdesarrollados, se trata de un problema de
acceso a las fuentes de energía, gas y
electricidad.
Este tema se debe considerar en la transición
energética en Venezuela, ya que es un factor de
relevancia. No se puede abordar de la misma
manera como hasta ahora se ha efectuado, pues
la sociedad venezolana no es la misma de hace
20 años, y cualquier cambio que se realice en el
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costo de la energía se convertiría en un factor
determinante; algunas personas son pobres, pero
pueden permitirse una energía mínima, este sería
el caso de algunos pueblos donde no se cuenta
con el servicio. Otros, con ingresos por encima de
la línea de pobreza aceptada, no se podrán
permitir el lujo de usar la energía
ineficientemente, esto podría ser la población en
los barrios de los centros urbanos del país.
También podría existir un extracto de la sociedad
que solo puede tolerar un costo mínimo de la
energía, la actual clase media venezolana. Para
determinar si una familia se encuentra o no en
situación de pobreza energética, es necesario
tener en cuenta sus gastos en energía y otros
productos básicos, la adecuación de su entorno
social y sus ingresos. Por lo tanto, es un concepto
difícil de abordar en la práctica.
Costo de la energía en Venezuela
Es imprescindible un cambio disruptivo del actual
modelo de costo que permita una transición
energética, abordar el cambio climático y permita
un libre mercado, regulado por un Price-cap,
tomando en cuenta la realidades de nuestro país,
considerando las grandes inversiones requeridas
para la recuperación del [SEN] a condición
operativa, que permita apalancar la reactivación
económica, pero sin perder la perspectiva de que
cualquier variación de los costos que se tomen
representará un impacto significativo en la
estructura de costo de la sociedad. El suministro
de energía presenta una tendencia global de
competitividad económica, conllevando a un
cambio de paradigma en los prestadores de
servicio. Con base en [9] , esta concepción da
lugar a una nueva perspectiva, contribuyendo con
la sostenibilidad ambiental, con recursos
naturales escasos, por lo que los modelos en la
actualidad son insostenibles a mediano y largo
plazo.
Es importante estudiar los modelos matemáticos
usados en otros países para poder realizar una
propuesta, basados en las necesidades actuales;
entendiendo como sería el comportamiento en el
[SEN], representado en la Figura 2
Siendo la columna vertebral el sistema de 765 kV
que nace en el patio de transmisión de Guri y está
constituido por (07) subestaciones,
interconectadas por (13) líneas de transmisión,
tiene su origen en la subestación Guri, Máquinas
11 a 20, es decir, una generación máxima de
7080 MW Y casa de máquinas 1, donde se
interconectan desde el patio de 400 kV a través
de 3 autotransformadoras de 765 / 400 kV
El diseño del sistema a 765 KV se basó en el
criterio de mantener la estabilidad transitoria del
sistema y la estabilidad de voltaje ante falla
permanente de uno de los subsistemas, de esta
forma se definieron dos sistemas: el emisor y el
receptor, con cuatro subestaciones cercanas a las
cargas (Omz, la Horqueta, la Arenosa e Yaracuy)
y dos subestaciones intermedias (Malena y San
Gerónimo) para control de voltaje y estabilidad.
.
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Figura 2: SEN, VOLTAJES DE OPERACIÓN Y PUNTOS DE EXPORTACIÓN
Desde la perspectiva de un prestador de servicio
eficiente, dejando por fuera la solución de otros
problemas económicos, como son el sueldo
mínimo y el poder adquisitivo de los venezolanos,
los cuales deben ser abordados en otro tipo de
investigaciones. Como afirma [7], las tarifas
aplicadas actualmente por el prestador de
servicio, no llegan a cubrir los costos asociados a
la generación, transmisión y distribución de la
energía, lo que conlleva en insuficiencias
presupuestarias que se reflejan en un deterioro
y/o ausencia del servicio.
En la actualidad, es regulado con un modelo
lineal, establecida por [10] donde se definen los
criterios para la determinación de las tarifas del
servicio y los procedimientos de control. En base
al rendimiento de la inversión, constituida por
todos los bienes que directa o indirectamente
sean necesarios en el proceso. La última
actualización fue en el 2002 [11], es decir, que
tiene 21 años sin cambios, con otras resoluciones
se han definido recargos adicionales a la factura,
a la fecha están vigentes. Adicionalmente, la tasa
cambiaria inicial era 1.308,95 Bs/USD.
Posteriormente en el 2007 los prestadores de
servicios privados y públicos de distribución y
transmisión quedan eliminados con la creación de
Corpoelec, adicionalmente los costos son
ajustados con las reconversiones monetarias del
2008, 2018 y 2021. Por consiguiente, se le han
retirado 14 ceros al Bolívar, deduciendo con esto
el por qué la deficiencia en el servicio, donde
prácticamente es gratis, convirtiéndolo en el más
bajo del mundo. De acuerdo con [12], el modelo
es para un mercado centralizado, monopólico y
tipo binómica:
(01)
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Donde
KWh =Bs por Energía
KVA = Bs por Demanda
CACE = Cargo por Ajuste de Combustible y
Energía.
FAP = Factor de Ajuste de Precios
Con base en [13] la energía hidroeléctrica del
bajo Caroní, se comercializaba a los diferentes
clientes primarios, empresas básicas, industrias
privadas; en la actualidad más del 70% de la
energía que se consume en Venezuela es de esta
hidroeléctrica. El poder exportar energía, debería
ser lo primordial a recuperar en el [SEN], ya que
en su momento eran bien representativo
económicamente y en este momento coyuntural,
el poder participar en los mercados
internacionales, en primera instancia puede
ayudar a las regiones más afectadas por falta de
generación térmica, representada en la Figura 2,
a través de Colombia en: Cuatricentenario (Zulia)
- Cuestecita [230 kV - 150 MW]. La Fría (Táchira)
- Tibú [115 kV - 36 a 80 MW]. El Corozo (Táchira)
- San Mateo [230 kV - 150 MW]. Guasdualito
(Apure) - Arauca [34,5 kV - 6 MW]. Puerto Nuevo
(Bolívar) - Puerto Carreño [34,5 kV - 7.5 MW] y
para Brasil en: Santa Elena (Bolívar) - BoaVista
[230 kV 200 MW]. Muchas de estas
infraestructuras, contratos y estado actual de
operación, son intermitentes y no se conoce
mayor información al respecto. Adicionalmente, el
modelo para determinar estos costos no está en
documentación académica, normas y
procedimientos para validarlas; pero partiendo de
lo establecido por [14] quienes describen las
condiciones para una solución de estos
subsistemas, caracteriza las estimaciones, los
parámetros, además de las investigaciones de
[15], el de [16] y lo descrito por [17] dando como
resultado un conjunto de ecuaciones similares a
las argumentadas en la investigación de [18] de
modelo de alícuota de la energía. Además, [19]
plantearon la simulación y modelado de las
centrales hidroeléctricas del bajo Caroní, sin
huella de carbono [HC], en los actuales
momentos, esto no sería así, pero permitió
establecer los costos [USD/kWh] básicos
iniciales:
(02)
Comparando la ecuación 02 condiciones
operativas, podemos inferir el por qué fue
rentable.
Alícuota de la Energía
Teniendo en cuenta las investigaciones de [20],
donde se innova con un concepto alícuota de la
energía, el cual procura integrar el costo de la
energía y la [HC], incluyendo el [SCC], que
permita la regulación para el prestador de servicio
y puedan ser más eficientes; al interrelacionar en
tres dimensiones (costos, energía y CO
2
),
partiendo de un modelo de tiempo discreto, su
posible solución y estimar las vías óptimas en
base a un algoritmo, es relevante en los actuales
momentos, de casos de investigación parecidos a
lo que se buscan, por lo que es necesario realizar
simulaciones en diferentes aplicaciones para la
convalidación del siguiente sistema de
ecuaciones:
(03.a)
(03.b)
Donde:
Y = costo [USD]
X = energía [kW, Tep]
Z = huella de Carbono [C0
2
-eq]
k = contante de proporcionalidad ambiental
pesimista u optimista
Las restricciones vienen dadas por los
coeficientes, Tabla I, desde la expectativa de los
stakeholders:
Tabla I: Coeficientes de la Alícuota
C
0
C
1
C
2
C
3
K
Prestador de
Servicio
Β
0
Condiciones
económicas
a
i
b
i
c
i
FNCE
LCOE
Emisión
Atmosférica
α
i
β
i
γ
i
η
i
δ
i
Costo Social
del Carbono
CLI
k
El modelo de Alícuota propuesto, con varios
subsistemas, los cuales involucran soluciones
óptimas a los coeficientes, variando según los
casos específicos, esto es debido a que no se
pretende que el costo de la energía sea igual en
una comunidad rural como en una empresa de
alto consumo y gran impacto ambiental. Se puede
visualizar el modelo, en función de los
coeficientes, en la Figura 3, incluyendo la
cuantificación de la [HC], Que según [21] ya que
existen más de 35 modelos, que conllevan a un
Impuesto al Carbono. El costo social del carbono
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[SCC] [22] basado en la (CLI) dinámica climática
con los entornos energéticos, además que la
pobreza energética puede ser una condición en la
función objetivo de la ecuación 03, un sistema no
lineal, sujeto a restricciones de optimización,
dependiendo de las expectativas de costo de los
stakeholders y condiciones determinadas por
cada caso. Con base a [23] Las simulaciones,
Tabla II, sugieren un impacto positivo, ya que
estimularían las fuentes no convencionales de
energía [FNCE] para la transición energética.
Obteniendo:
Tabla II: Simulación optima de los Coeficientes de la
Alícuota
Mínim
o
Máxim
o
Rango
Económicos
a
C
0
94,71
1.760,4
1.665,7
b
C
1
3,33
12,90
9,57
c
C
2
0,00
0,52
0,52
d
C
3
80,00
300,00
220,00
e
k
x10
-3
35,00
98,00
63,00
Ambientales
[10
-3
]
α
C
0
50,00
520,00
470,00
β
C
1
-4,34
-1,11
3,23
γ
C
2
0,00
1,84
1,84
η
C
3
0,50
1,42
0,92
δ
k
0,02
0,07
0,05
Costo
Energía
OpEx
CaPex
Max
Q
0
Q
M
Generación min
Generación Max
Ingreso Marginal
Demanda
Optimo Social
Equilibrio del
mercado
Optimo Prestador
de Servicio
SCC
C
0
C
1
C
2
C
3
Alícuota
LCOE
HC
Figura. 3: ALÍCUOTA OPTIMA
Subsidio Energético
Una externalidad de relevancia para la propuesta,
según [24] se define como la asistencia
económica y de duración determinada, que
permite regular el costo de la energía, lo que
conlleva a subvenciones de alguno de los
stakeholders; esta temática es sumamente
compleja de argumentar, ya que conlleva
aspectos sociales no abordados en esta
investigación, pero de la Ecuación 03, se puede
establecer:
(04)
Los aspectos ambientales se limitan a establecer
si genera o no [HC]. Teniendo en cuenta a [25]
puede incentivar el consumo excesivo,
contribuyen a otras distorsiones económicas, esto
puede tener implicaciones negativas para la
transición energética; ya que reduce el incentivo
para invertir en las [FNCE], por lo que deben
minimizarse, en función de reducir el consumo de
energía. Esto puede ser una de las barreras a
superar para poder recuperar el [SEN]. De
acuerdo con las investigaciones de [26] La
eliminación de subsidios a los servicios es un
tema impopular, políticamente difícil, pero
inaplazable. Existen varios dilemas relacionados
con este tema. Por un lado, importantes sectores
de la población serán incapaces de afrontar un
aumento de costos que elimine total o
parcialmente los actuales subsidios.
Análisis Propuesto
Para la cuantificación de la Alícuota de la energía,
son necesarias soluciones dinámicas, con
parámetros reales; es por esto que con ayuda de
una simulación de Sistemas de potencia, [27] se
representaron las restricciones, pérdidas por
trasmisión, los niveles de voltajes, distancias de
las líneas de trasmisión, factores que son
significativos para la estimación final de los costos
en las cargas más lejanas de los centros de
generación, representados en la Figura 4, basado
en [28], limitada al troncal principal, donde se
quiere convalidar y evaluar diversas situaciones,
condiciones, características para escenarios
específicos de flujo de carga óptimo, permitiendo
conocer las condiciones de operación del mismo
bajo una condición de carga determinada,
partiendo del centro de Generación y su
interrelación con el [SEN] 765/400/230/115 kV.
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Guri 4-10
2215 MW
Guri 1-3
555 MW
Guri 11-20
7080 MW
1000 MVA
1x50 MVA 3x1500 MVA
Tocoma
S/E El Tigre 400 kV
S/E Guayana A
230 kV
S/E Malena
S/E Guri A
400 kV
S/E Guri B
400 kV
Carauchi
2192 MW
Macagua II
2592 MW
S/E Guayana B
400 kV
S/E Tocoma
400 kV
S/E Caruachi
400 kV
S/E
Macagua
400 kV
900 MVA
2x400 MVA
S/E C Bolivar
S/E Caroni
Empresas Basicas [09]
Macagua I
378 MW
Macagua III
172 MW
S/E Las Claritas
400 kV
8x700 MVA
Empresas Basicas [08]
Puerto Ordaz
Empresas Basicas
450 MVA
2x150 MVA
S/E Boa Vista
230 kV
Empresas
Basicas
El Callao
S/E Santa Elena
230 kV
2x25 MVar
150 MVar
S/E Palital
400 kV
2x200 MVA
PDVSA
S/E El Furrial
S/E San Geronimo 765 kV
S/E Sur
S/E La Horqueta
S/E La Arenosa
S/E Yaracuy
3x300 MVar
3x300 MVar
1x300 MVar
Figura 4: DIAGRAMA UNIFILAR PRINCIPAL DESDE
EL CENTRO DE GENERACIÓN
Se efectuó una simulación de flujo de carga del
sistema de potencia, con las características
esenciales de manera que se pueda convalidar
un nuevo modelo de alícuota de la energia, y su
influencia en el [SEN] resultando fundamental,
pues permite evaluar diversas situaciones y
condiciones del sistema, analizar sus
características, y ensayar operaciones o
maniobras del mismo durante contingencias o
escenarios específicos de carga. Se abordaron
solamente las subestaciones más importantes,
con ayuda del software ETAP (Electrical Transient
and Analysis Program, Programa Analizador y
Transiciones Eléctricas), [27] el cual los módulos
de simulación que admiten una amplia gama de
parámetros determinantes en el funcionamiento
de los elementos se realizaron estudios de flujo
de carga, con gran precisión en lo que a
semejanza con la realidad se refiere. puede
considerarse el estudio más importante a realizar
en el diagnóstico de un sistema de potencia, ya
que permite conocer las condiciones de operación
del mismo bajo una condición de carga
determinada. En el presente estudio se empieza
por el sistema de transmisión a 765 kV, este nivel
se usa ya que una mayor tensión resulta más
eficiente para transmitir energía, este tiene su
origen en la subestación Guri B, que cuenta con
una capacidad de generación total instalada de
7300 MVA. Se extiende hacia el centro del país
mediante tres líneas que llegan hasta la
subestación San Gerónimo.
Es importante resaltar que la simulación, inicia
con un bosquejo detallado de todo el sistema 765
kV, completo, está exclusivamente enfocada
hacia la realización exitosa del análisis de flujo de
cargas del sistema. Además, cabe destacar, que
los datos de entrada que determinan
condicionalmente el desempeño operativo de los
elementos del sistema, fueron estimados en base
al acondicionamiento de escenarios factibles de
generación y carga
Se presenta una alta rigurosidad en lo que se
refiere a los parámetros pertinentes al nivel de
tensión de los elementos, en función de que
converja el modelo de costos propuesto, la
ejecución del análisis de flujo de cargas optimo.
Se logró condicionar la red a todos los escenarios
de carga planteados, que comprenden casos que
van desde el 1% hasta el 40% de la potencia
demandada nominal atribuida a las exportaciones
de potencia de la red. Este acondicionamiento se
hizo en base al rango de tensiones permitido para
valores nominales de 400/ 230 kV hasta ciertos
casos especiales en 115 kV
Figura 5: SIMULACIÓN DEL MODELO DE ALÍCUOTA
Los datos obtenidos, basados en el flujo óptimo,
permitieron acoplar las ecuaciones planteadas e ir
probando los coeficientes y el cálculo relacionado
con el costo de energía, bajo condiciones de
operación, capacidad nominal, factor de potencia
y tensión nominal, para él [SEN] simulado y
representado en la Figura 5. Verificando su
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operación, lo que permitió validar, para este caso
base, las ecuaciones:
(05.a)
(05.b)
Para los valores de Z, se puede estimar que, en
los actuales momentos, tal como está simulado el
sistema, se tiene un SCC = 17.81 [USD/CO
2
-eq]
por cada MW. Se observan los resultados, por
regiones establecidas en función de la distancia,
considerando las restricciones de transmisión del
sistema de potencia:
Tabla III: Resultados de simulación dinámica estocástica de la Alícuota
min Rango Max
Guayana Bolívar 0
400-115
1100 700 0,013 0,031 0,046
Anzoátegui
400-115
590
Sucre
230-115
274
Monagas
400-115
490
Delta Amacuro 115 270
Insular Nueva Esparta 500 115 244 900 0,052 0,061 0,083
Caracas
230-115
925
Vargas
230-115
170
Miranda
400-115
600
Amazonas Amazonas 900 115 90 0,057 0,066 0,097
Guárico
400-115
290
Cojedes 115 250
Portuguesa 115 200
Aragua
La
Horqueta
230-115
600
Carabobo
400-115
1200
Lara
230-115
180
Yaracuy
230-115
350
Falcon
230-115
250
Apure
230-115
350
Barinas
230-115
280
Mérida
230-115
185
Táchira
230-115
210
Trujillo
230-115
155
Zulia Zulia 1400
400-135
1740 1300 0,108 0,169 0,390
Oper
[kV]
Dem. min
[MW]
Subsidio
[kWh]
[USD/kWh]
0,063
0,078
600
600
0,229
0,450
0,034
0,053
0,068
0,034
0,052
0,068
Andina
700
500
0,044
San
Gerónimo
La
Arenosa
1000
Yaracuy
1300
Central
0,168
Sur
Guri
Malena
Región
Estado
Lineas
[Km]
S/E 765
kV
Oriente
Capital
400
450
En la tabla III, se observa un comportamiento del
modelo propuesto, por regiones establecidas en
función de la distancia con el centro de
generación, considerando las restricciones
actuales del [SEN], asumiendo que la generación
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térmica es casi nula, dando como resultado
valores que permiten convalidar la investigación,
destacando:
La distancia en km, a medida que la mayor carga
se presenta en los extremos del [SEN] el sistema
se vuelve inestable, por lo que fue necesario
establecer valores de demanda mínima [MW] los
cuales distan de los valores máximos históricos
registrados. Los valores de subsidio [kWh/mes],
provienen de los intentos por parte de
CORPOLEC de normar esta situación, en el 2014
cuando se instauro un Plan Banda Verde y con
una gran opacidad, en su momento se definió
como objetivo un cambio cultural en la población
que permitía medir la importancia de hacer uso
consciente, racional y eficiente de la energía dado
el costo económico y humano que acarrea
producir la electricidad y su impacto ambiental,
por lo que está dirigido al sector residencial, pero
no se ha podido encontrar para esta investigación
una fuente oficial que sirva de basamento
académico que permita analizar la metodología
de cálculo para llegar a estos valores, se
encuentra con el hallazgo de que el este valor de
subsidio debe estar limitado en función de las
condiciones reales del [SEN] y en función del que
el modelo de alícuota propuesto converja y no de
errores en las simulaciones; los valores en
comparación con simulaciones lineal se
aproximan.
Los resultados del modelo de Alícuota, en
conjunto con los principios del Price-cap [29]
puede ser un referente para la recuperación del
[SEN] con lo que se garantizaría la rentabilidad de
las inversiones de los stakeholders e incluso
exportar energía en los puntos donde existió la
infraestructura. El de más rápida recuperación y
rentable es hacia Brasil, el suministro a la ciudad
brasileña de Boa Vista, en su momento
ELECTRONORTE, Roraima, único estado
brasileño no conectado a la red nacional de
transmisión, por lo que se construyó una
infraestructura para venderle energía [200 MW
máx.], en los actuales momentos a un precio
mucho menor al promedio brasileño y las
operaciones están por el orden de los 40
MW/mes, y el contrato venció en diciembre del
2021. Para los estados Nueva Esparta y
Amazonas, alimentados en 115 kV, la demanda
no puede crecer por restricciones del sistema de
trasmisión, adicionalmente, por las pérdidas no
técnicas, pobreza energética, pero con un gran
potencial de crecimiento, serán un gran reto para
el prestador de servicio. En las regiones más
alejadas del centro de generación, Andina y Zulia,
donde la alimentación principal debería ser de las
Termoeléctricas, los resultados de la simulación
indican que se debería buscar la alternativa de
importar energía desde Colombia, faltando
detalles técnicos para su optimización. No se
tiene con certeza el alcance de todas las
inversiones necesarias para la recuperación del
[SEN] a condiciones de 20 años atrás, se puede
encontrar mucha información no oficial y/o
opiniones personales sin ningún basamento
científico, pero según [30] indica lo crítico de la
situación. Por lo que es necesario mejorar los
datos de la simulación con las condiciones de las
plantas termoeléctricas conectadas.
Conclusiones
La principal conclusión es que se deben
incentivar más investigaciones académicas de
este tipo, en un tema de tanta relevancia para la
recuperación económica de Venezuela, ya que en
los últimos 30 años se han omitido detalles
técnicos de relevancia, conllevando a grandes
errores, por lo que serán necesarios cambios
disruptivos en cómo se manejaba el negocio,
apuntando a un libre mercado energético; pero
quizás el mayor problema sea el desconocer con
certeza el alcance, ya que en la actualidad existe
mucha información informal y opiniones de cuánto
serían las inversiones reales para la recuperación
del [SEN], la poca que se encuentran es sin
basamento científico, no se indica cómo se
podrán recuperar estas inversiones y quizás sea
esto el mayor obstáculo a vencer, ya que conlleva
a nuevo modelo de costo de la energía.
Enfatizando que las posibles soluciones
dependerán del tipo de energía que se esté
simulando en el sistema de Alícuota incluso para
control del gas natural
Una de las maneras de poder verificar si la
aplicación del Modelo de Alícuota es aceptable es
comparándola con Levelized Cost of Electricity
[LCOE] En base a los elementos que comprende
cada central hidroeléctrica operativa del bajo
Caroní, permitiendo analizar: Cuánto sería la
inversión, los recursos que se requieren para la
recuperación de las instalaciones, aumentar la
capacidad instalada o mejorar la eficiencia de las
plantas existentes, resultado en promedio de
0.014 USD/kWh lo cual es un valor competitivo,
como resultados de las simulaciones iniciales, en
este escenario presentado se omiten algunas
condiciones reales, ya que es difícil el acceso a la
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información por la opacidad del actual ente
regulador, es necesario información exacta, para
cada una, pero es una base de partida.
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País Informe Final”, Imprenta Nacional de
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Venezuela: Academia Nacional de
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[30] A. González, “La guerra eléctrica de
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