¿Alcanzan 8,177 millones de dólares para expandir las redes de transmisión?

Un cálculo desde la ingeniería de sistemas eléctricos

En una clase de maestría en Ingeniería en Sistemas Eléctricos de Potencia, el profesor propuso a sus alumnos un reto singular:

“Imaginemos que una empresa de transmisión de energía eléctrica recibe un presupuesto de 8,177 millones de dólares. La instrucción es construir 275 nuevas líneas de transmisión y 524 subestaciones eléctricas. ¿Cómo integrarían esa inversión al sistema eléctrico nacional?”

Para que el ejercicio tuviera sentido académico, los alumnos recibieron insumos básicos: diagramas unifilares del sistema eléctrico nacional, información de centros de consumo y generación, proyecciones de demanda, así como referencias de geografía, accesibilidad y costos unitarios. También se incluyeron los estudios eléctricos indispensables (factibilidad, cortocircuito, estabilidad y flujo de potencia), que permiten determinar en qué puntos y bajo qué condiciones puede integrarse nueva infraestructura sin comprometer la seguridad y confiabilidad del sistema.

Costos internacionales de referencia

Para sustentar sus cálculos, los estudiantes consultaron referencias de organismos internacionales y fabricantes reconocidos que reportan precios de los principales elementos de la red:

• Costo estimado por kilómetro de línea de transmisión (millones de USD/km):
  (a) Líneas de 400 kV: entre 0.9 y 1.3 millones de dólares por km, según el US DOE (2019).
  (b) Líneas de 230 kV: entre 0.6 y 0.9 millones de dólares por km, de acuerdo con el Banco Mundial (2017).
  (c) Líneas de 115 kV: entre 0.3 y 0.6 millones de dólares por km, según estimaciones del BID en Latinoamérica.
• Transformadores y autotransformadores:
  (a) Autotransformador 400/230 kV, 300 MVA: entre 12 y 15 millones de dólares por unidad, según ABB/Hitachi Energy y GE Grid Solutions.
  (b) Autotransformador 230/115 kV, 300 MVA: entre 8 y 12 millones de dólares por unidad, de acuerdo con Siemens Energy.
  (c) Transformador 115/13.8 kV, 50 MVA: entre 2 y 3 millones de dólares por unidad, con base en precios de mercado internacional.
• Bahías y protecciones:
  (a) Bahía de 400 kV: entre 5 y 7 millones de dólares por unidad.
  (b) Bahía de 230 kV: entre 3 y 5 millones de dólares por unidad.
  (c) Bahía de 115 kV: entre 2 y 3 millones de dólares por unidad.
  (d) Kit digital de protecciones y SCADA: entre 0.5 y 1 millón de dólares por subestación.
• Terrenos y derechos de vía:
  (a) Predio para subestación (10–20 hectáreas): entre 1 y 3 millones de dólares.
  (b) Derecho de vía para líneas de transmisión: entre 0.2 y 0.4 millones de dólares por kilómetro.

Equipo A: estrategia para fortalecer la red troncal

El primer grupo apostó por robustecer la columna vertebral de la red, con una mezcla centrada en grandes obras:

1. 20 subestaciones 400/230 kV con un costo medio cercano a 70 MUSD cada una = 1,400 MUSD.
2. 2,400 km de líneas de 400 kV estimadas en 1 MUSD por km = 2,400 MUSD.
3. 40 subestaciones 230/115 kV con un costo aproximado de 30 MUSD cada una = 1,200 MUSD.
4. 2,500 km de líneas de 230 kV a 0.8 MUSD por km = 2,000 MUSD.
5. Costos asociados (predios, derechos de vía, protecciones, obra civil) = 1,150 MUSD.

Total aproximado: 8,150 MUSD (prácticamente equivalente al presupuesto disponible).

El grupo concluyó que con 8,177 millones de dólares era posible financiar algunas decenas de grandes subestaciones (400/230 y 230/115 kV) y varios miles de kilómetros de líneas troncales. Sin embargo, la meta de 275 líneas y 524 subestaciones estaba completamente fuera de alcance. Su estimación fue que alcanzar esa escala requeriría entre 40 y 50 mil millones de dólares, es decir, cinco o seis veces más presupuesto.

Equipo B: estrategia de mayor cobertura y cercanía eléctrica

El segundo grupo priorizó la confiabilidad regional y una mayor cobertura de la red, con una combinación que buscaba acercarse más a las cargas locales:

1. 13 subestaciones 400/230 kV con un costo medio cercano a 70 MUSD cada una = 910 MUSD.
2. 1,600 km de líneas de 400 kV estimadas en 1 MUSD por km = 1,600 MUSD.
3. 53 subestaciones 230/115 kV con un costo aproximado de 30 MUSD cada una = 1,590 MUSD.
4. 3,000 km de líneas de 230 kV a 0.8 MUSD por km = 2,400 MUSD.
5. 50 subestaciones 115/13.8 kV con un costo cercano a 10 MUSD cada una = 500 MUSD.
6. Costos asociados (predios, derechos de vía, protecciones, obra civil) = 1,120 MUSD.

Total aproximado: 8,120 MUSD (muy cercano al presupuesto de 8,177 MUSD).

Este grupo coincidió en que era imposible llegar a 275 líneas y 524 subestaciones con los recursos asignados, pero planteó una alternativa: si una parte significativa de las obras correspondiera a subtransmisión (115 kV) o incluso a distribución (13.8 kV), con costos unitarios mucho menores, el número de “subestaciones” podría multiplicarse. En ese escenario, la meta de obras sería alcanzable en números, aunque con un impacto muy distinto al de las grandes instalaciones de transmisión nacional.

Conclusión académica

Ambos equipos coincidieron en que los 8,177 millones de dólares permiten financiar grandes obras de transmisión, pero no alcanzar las 275 líneas y 524 subestaciones planteadas. La escala real de esa meta requeriría entre 40 y 50 mil millones de dólares. La única forma de acercarse a esos números sería considerar que parte de las obras no correspondieran a transmisión nacional, sino a subtransmisión o distribución, con costos unitarios mucho menores. En ese caso, la meta de 524 “subestaciones” podría cumplirse en cifras, aunque con un impacto de naturaleza distinta y, en rigor, fuera del alcance del estudio original.

Reflexión final del profesor

Al concluir, el profesor tomó la palabra y resumió la enseñanza del día:

“Los grandes proyectos de infraestructura deben traducirse siempre en costos unitarios, estudios eléctricos y estimaciones verificables. Solo así se puede dimensionar con claridad qué es posible construir con un presupuesto determinado, y qué requiere todavía de mayores recursos o ajustes en el planteamiento para integrarse de manera segura al sistema eléctrico nacional.”

Referencias:

• Siemens Energy. High voltage products – Power transmission. Berlín.
• IET (2012). Electricity transmission costs and characteristics. Institution of Engineering and Technology, Londres.
• FERC (2018). Transmission investment trends and data review. Federal Energy Regulatory Commission, Washington, D.C.
• EPRI (2013). Transmission efficiency and cost benchmarks. Electric Power Research Institute, Palo Alto, California.
• Hitachi Energy. Power transformers – Product portfolio. Zürich.
• GE Grid Solutions. Power transformers portfolio. París.

*/ Dr. Jesús Pámanes es ingeniero especializado en operación de sistemas eléctricos. Dirigió y fue el creador del sistema de capacitación virtual del CENACE, tanto en su etapa como Campus Virtual en la CFE como en la posterior Universidad Corporativa del propio organismo. Actualmente lidera Pámanes Consulting, firma dedicada a soluciones estratégicas para redes con alta penetración renovable. Es autor de libros sobre liderazgo y educación técnica, y promotor de la innovación en el sector energético.

LinkedIn: Jesús Pámanes Sieres

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