Energía Hidroeléctrica, Eólica y Solar para un Suministro 100% Renovable en América del Sur y Central

Tabla de Contenidos

1. Introducción y Visión General

Esta investigación presenta un estudio pionero de modelado del sistema energético con resolución horaria para lograr un suministro de energía 100% renovable (ER) en toda América del Sur y Central para 2030. La región, si bien actualmente cuenta con la matriz eléctrica menos intensiva en carbono del mundo debido a la alta penetración de la energía hidroeléctrica, enfrenta desafíos significativos por la variabilidad climática que amenaza los recursos hídricos. El estudio investiga la viabilidad técnica y económica de la transición a un sistema dominado por energía hidroeléctrica, eólica y solar fotovoltaica (FV), respaldado por tecnologías facilitadoras como la transmisión de corriente continua de alta tensión (HVDC) y power-to-gas (PtG).

2. Metodología y Escenarios

2.1. Modelo Energético y Subdivisión Regional

El análisis utiliza un modelo de optimización lineal para minimizar el costo total anualizado del sistema. El área geográfica se subdivide en 15 subregiones interconectadas, lo que permite simular el intercambio de energía. El modelo se basa en una resolución horaria para un año de referencia, capturando la variabilidad de las fuentes renovables.

2.2. Escenarios Definidos

Se desarrollaron cuatro escenarios principales para evaluar el impacto de la infraestructura y el acoplamiento sectorial:

• Escenario 1 (Regional): Red HVDC limitada, principalmente dentro de grandes subregiones.
• Escenario 2 (Nacional): Conexiones HVDC mejoradas dentro de los países.
• Escenario 3 (Panregional): Integración completa de la red HVDC en las 15 subregiones.
• Escenario 4 (Integrado): Se basa en el Escenario 3, añadiendo demanda de electricidad para la desalinización de agua de mar (3.900 millones de m³) y la producción de gas natural sintético (GNS) mediante PtG (640 TWh_PCI).

2.3. Integración de Desalinización de Agua y Power-to-Gas

El escenario integrado es una innovación clave, yendo más allá del suministro eléctrico puro. Aborda la escasez de agua mediante la desalinización y proporciona un combustible neutro en carbono (GNS) para procesos industriales difíciles de electrificar, utilizando el exceso de electricidad renovable que de otro modo sería recortado.

3. Resultados y Hallazgos Clave

3.1. Mix Energético y Capacidad

El mix óptimo está dominado por la energía solar FV (~50-60% de la generación), seguida de la energía eólica (~20-30%) y la energía hidroeléctrica (~10-20%). La capacidad hidroeléctrica existente juega un papel crucial no solo en la generación, sino, más importante aún, en proporcionar flexibilidad.

3.2. Análisis de Costos: LCOE, LCOG, LCOW

La centralización de la red reduce los costos. El LCOE cae de 62 €/MWh en el escenario descentralizado (Regional) a 56 €/MWh en el escenario completamente centralizado (Panregional). El escenario integrado produce GNS y agua desalinizada a los costos indicados, demostrando el potencial económico del acoplamiento sectorial.

3.3. El Rol de la Hidroeléctrica como Almacenamiento Virtual

Un hallazgo crítico es el uso de las represas hidroeléctricas existentes como "baterías virtuales". Al despachar estratégicamente la energía hidroeléctrica en conjunto con la producción solar y eólica, la necesidad de almacenamiento electroquímico adicional se reduce drásticamente. Esto aprovecha los costos hundidos de infraestructura para obtener enormes beneficios en la estabilidad de la red.

3.4. Beneficios de la Integración del Sistema

Integrar la desalinización y el PtG crea una reducción del 5% en la generación de electricidad requerida y una reducción del 8% en el costo total del sistema. Esto se logra utilizando energía renovable que de otro modo sería recortada, mejorando la utilización general y la economía del sistema.

4. Detalles Técnicos y Formulación Matemática

El núcleo del modelo es un problema de minimización de costos. La función objetivo minimiza el costo total anual $C_{total}$:

$C_{total} = \sum_{t, r} (C_{cap} \cdot Cap_{r, tech} + C_{op} \cdot Gen_{t, r, tech} + C_{trans} \cdot Trans_{t, r1, r2})$

Sujeto a restricciones para:

• Balance Energético: $\sum_{tech} Gen_{t,r,tech} + \sum_{r2} Trans_{t, r2, r} = Demand_{t,r} + \sum_{r2} Trans_{t, r, r2} + Storage_{out, t, r} - Storage_{in, t, r}$ para todas las horas $t$, regiones $r$.
• Límites de Capacidad: $Gen_{t,r,tech} \leq CF_{t,r,tech} \cdot Cap_{r, tech}$ donde $CF$ es el factor de capacidad horario.
• Dinámica de Almacenamiento: $E_{t+1, r} = E_{t, r} + \eta_{in} \cdot Storage_{in, t, r} - \frac{1}{\eta_{out}} \cdot Storage_{out, t, r}$
• Gestión de Embalses Hidroeléctricos: Restricciones que modelan el flujo de entrada de agua, los límites de almacenamiento y los caudales ambientales mínimos.

El proceso PtG se modela con una eficiencia $\eta_{PtG}$ (por ejemplo, ~58% para GNS), vinculando la entrada eléctrica $E_{in}$ con la salida de gas $G_{out}$: $G_{out} = \eta_{PtG} \cdot E_{in}$.

5. Resultados Experimentales y Descripción de Gráficos

Gráfico 1: Capacidad Instalada por Escenario
Un gráfico de barras apiladas mostraría la capacidad en GW para solar FV, eólica, hidroeléctrica y turbinas de gas (para respaldo en algunos escenarios) en los cuatro escenarios. El escenario "Integrado" muestra la mayor capacidad total debido a la demanda añadida del PtG.

Gráfico 2: Perfil de Generación Horaria para una Subregión Representativa (ej., Sudeste de Brasil)
Un gráfico de múltiples líneas durante una semana mostraría la generación hidroeléctrica suavizando los grandes picos diurnos de la solar FV y la producción más variable de la eólica. El efecto de "batería virtual" es visualmente claro, ya que la generación hidroeléctrica disminuye durante los períodos soleados/ventosos y aumenta por la noche o durante períodos de calma.

Gráfico 3: Desglose del Costo del Sistema
Un gráfico circular para el Escenario Integrado muestra la participación del costo total anualizado atribuido a: CAPEX y OPEX de Solar FV, CAPEX y OPEX de Eólica, Red HVDC, Plantas Power-to-Gas y Plantas de Desalinización. Esto resalta la naturaleza intensiva en capital de la transición.

6. Marco Analítico: Ejemplo de Modelado de Escenarios

Caso: Evaluación de Expansión de Red vs. Almacenamiento Local
Una empresa de servicios públicos en Chile (alta radiación solar) considera si invertir en una nueva línea HVDC a Argentina (complementariedad eólica/hidroeléctrica) o construir una granja de baterías a gran escala.

Aplicación del Marco:
1. Definir Nodos: Chile (Nodo A), Argentina (Nodo B).
2. Datos de Entrada: Factor de capacidad solar horario para A, factor de capacidad eólico/hidroeléctrico horario para B, perfiles de demanda, costos de capital para línea HVDC ($/MW-km) y baterías ($/kWh).
3. Ejecutar Variantes del Modelo:
- Variante 1 (Aislada): El Nodo A debe satisfacer su demanda localmente, requiriendo una capacidad de batería significativa para cubrir las noches.
- Variante 2 (Conectada): Los Nodos A y B están conectados con una línea HVDC de capacidad definida. El exceso solar de A puede enviarse a B durante el día; por la noche, la hidroeléctrica/eólica de B puede abastecer a A.
4. Optimizar y Comparar: El modelo minimiza el costo total de ambas variantes. El resultado típicamente muestra que, incluso con los costos de transmisión, la Variante 2 es más barata debido a la menor necesidad de almacenamiento costoso en A y una mejor utilización de la hidroeléctrica flexible existente en B. Esto refleja el hallazgo central del estudio sobre el valor de la transmisión.

7. Análisis Crítico e Interpretación Experta

Perspicacia Central: Este estudio no es solo una fantasía verde; es un plan de ingeniería pragmático que revela el valor financiero y estratégico latente atrapado en la infraestructura hidroeléctrica existente de América del Sur. El verdadero avance es replantear las represas hidroeléctricas no como meros generadores, sino como estabilizadores de red a escala continental con costo marginal cero—una "batería virtual" que podría ahorrar cientos de miles de millones en nuevas inversiones en almacenamiento. Esto convierte una vulnerabilidad climática potencial (cambio hidrológico) en una piedra angular de la resiliencia.

Flujo Lógico: El argumento es convincentemente lineal: 1) Las energías renovables variables (solar/eólica) son ahora las fuentes más baratas. 2) Su intermitencia es el principal problema. 3) América del Sur tiene una solución única y prepagada—su vasta flota hidroeléctrica—que puede ser reoptimizada digitalmente para una operación prioritaria de almacenamiento. 4) Añadir "cuerdas" HVDC entre regiones complementarias (ej., la ventosa Patagonia al soleado Noreste de Brasil) crea un efecto de batería geográfica, reduciendo aún más los costos. 5) Finalmente, usar electrones renovables excedentes para crear moléculas (gas) y agua aborda problemas industriales y de escasez adyacentes multimillonarios, creando un ciclo económico virtuoso.

Fortalezas y Debilidades:
Fortalezas: El modelado horario es de vanguardia y no negociable para estudios creíbles de ER. El acoplamiento sectorial (PtG, desalinización) va más allá del ejercicio académico hacia la relevancia política del mundo real. Aprovechar la hidroeléctrica existente es una jugada maestra del pensamiento pragmático.
Debilidades: La elegancia del modelo pasa por alto obstáculos políticos y regulatorios brutales. Construir redes HVDC que abarquen un continente implica pesadillas de soberanía similares a las luchas de la UE. El plazo de 2030 es extremadamente optimista para la financiación de proyectos y permisos de esta magnitud. También asume una licencia social para nueva mega-infraestructura, que es cada vez más cuestionada. Las estimaciones de costos, aunque referenciadas a 2015, necesitan una actualización urgente tras la inflación y las perturbaciones de la cadena de suministro posteriores a 2022.

Ideas Accionables:
1. Para Reguladores: Reformar inmediatamente los diseños del mercado eléctrico para recompensar financieramente la flexibilidad y la capacidad (no solo la energía). Los operadores hidroeléctricos deberían ser pagados por "servicios de balance" similares a las baterías.
2. Para Inversores: La mayor oportunidad a corto plazo no está en nuevas granjas solares, sino en la digitalización y los sistemas de control para la hidroeléctrica existente para maximizar sus ingresos por balance de red.
3. Para Gobiernos: Comenzar con tratados bilaterales de "puente energético" (ej., Chile-Argentina) como proyectos piloto. Enfocar la I+D en reducir el CAPEX de los electrolizadores PtG, ya que este es el eje del escenario integrado.
4. Ruta Crítica: El factor de éxito más importante es la transmisión. Sin ella, la batería virtual permanece fragmentada. Una Iniciativa de Red Panamericana, modelada según la TEN-E de Europa, debe ser una prioridad diplomática máxima.

8. Aplicaciones Futuras y Direcciones de Investigación

• Exportaciones de Hidrógeno Verde: El componente PtG del modelo puede extenderse para modelar la producción de hidrógeno verde a gran escala para exportar a Europa y Asia, transformando a América del Sur en una potencia de energía renovable.
• Modelado de Resiliencia Climática: El trabajo futuro debe integrar modelos climáticos más detallados para someter a prueba de estrés al sistema frente a los cambios proyectados en los ciclos hidrológicos y los patrones de viento.
• Integración de Recursos Energéticos Distribuidos (DERs): Incorporar energía solar en tejados, almacenamiento detrás del medidor y carga de vehículos eléctricos en el modelo para comprender su impacto en la planificación de la red centralizada.
• Valoración Avanzada del Almacenamiento: Análisis detallado del valor económico proporcionado por la flexibilidad de la hidroeléctrica, creando métricas estandarizadas para atraer inversión para la modernización.
• Simulación de Políticas y Mercados: Acoplar el modelo tecnoeconómico con modelos basados en agentes para simular marcos regulatorios, comportamiento de inversión y acuerdos de comercio transfronterizo de electricidad.

9. Referencias

1. Banco Mundial. (2016). Indicadores de Desarrollo Mundial. Crecimiento del PIB (% anual).
2. Agencia Internacional de la Energía (AIE). (2014). Perspectivas de la Energía en el Mundo 2014.
3. Agencia Internacional de la Energía (AIE). (2015). Estadísticas Clave de la Energía Mundial 2015.
4. Administración de Información de Energía de EE.UU. (EIA). (2015). Estadísticas Internacionales de Energía.
5. de Jong, P., et al. (2015). Hydropower, climate change and uncertainty in Brazil. Renewable and Sustainable Energy Reviews.
6. ONS (Operador Nacional del Sistema Eléctrico de Brasil). (2015). Informes Semanales de Operación.
7. EPE (Empresa de Pesquisa Energética de Brasil). (2015). Balance Energético Nacional 2015.
8. Bogdanov, D., & Breyer, C. (2016). North-East Asian Super Grid for 100% renewable energy supply: Optimal mix of energy technologies for electricity, gas and heat supply options. Energy Conversion and Management. (Para contexto metodológico).
9. Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA). (2020). Perspectivas Globales de las Renovables: Transformación energética 2050. (Para datos actualizados de costos y potencial).
10. Jacobson, M.Z., et al. (2015). 100% clean and renewable wind, water, and sunlight (WWS) all-sector energy roadmaps for 139 countries of the world. Joule. (Para metodología comparativa de estudios 100% ER).