Volumen VIII. Número 3. Julio, 2024
ISSN 2602-8042 impreso / 2631-2522 digital
Huella de carbono del hidrógeno exportado via amoniaco desde Argentina
‘Antifragile’ regulators for developing countries? Lessons from Latin America
Revisión de la situación actual del sector eólico en Uruguay - encuesta a profesionales del sector
Implementación de Mercados de Flexibilidad con Redes Inteligentes: Análisis de sus impactos con el uso de indicadores.
Coordinación de protecciones en sistemas eléctricos de distribución considerando la introducción de generación distribuida
Análisis econométrico de la calidad del servicio eléctrico de distribución: Un enfoque en SAIDI y SAIFI
Eciencia y emisiones del motor de combustión interna de encendido por compresión impulsado por aceites vegetales
Desarrollo de proyectos comunitarios de energía mediante esquemas de generación
1
COMITÉ EDITORIAL
Andrés Rebolledo Smitmans
Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). Ecuador.
Pablo Garcés
Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). Ecuador.
Marcelo Vega
Asociación de Universidades Grupo Montevideo (AUGM). Uruguay.
COMITÉ AD-HONOREM
Andrés Romero C.
Ponticia Universidad Católica de Chile.
Leonardo Beltrán.
Institute of the Americas. México.
Manlio Coviello.
Ponticia Universidad Católica de Chile.
Mauricio Medinaceli.
Investigador independiente. Bolivia.
Ubiratan Francisco Castellano.
Investigador independiente. Brasil.
COORDINADORES DE LA EDICIÓN
DIRECTOR GENERAL
Andrés Rebolledo Smitmans
DIRECTORES EJECUTIVOS
Pablo Garcés
Marcelo Vega
COORDINADORA DE PRODUCCIÓN
Ana María Arroyo
CONSULTORES INDEPENDIENTES
Octavio Medina
Kerly Cueva
2
REVISORES
Dr. Carlos Ramiro Rodríguez, CRR
Universidad Nacional de Córdoba, Argentina
Mariana Corengia
Facultad de Ingeniería, Udelar, Uruguay
Analia Patricia Fazzini
TECPETROL
Fernando Salinas Herrera
Université Laval, Canadá
José Cataldo
Universidad de la República, Uruguay
Alfredo José Caguao Yagua
Universidad Nacional Experimental Francisco de Miranda, Venezuela
Luis Felipe Gomez Fernandez
Colegio de Ingenieros del Perú, Perú
Edwar Rafael Díaz Villanueva
Osinergmin, Perú
José Medardo Cadena Mosquera
OLADE, Ecuador.
Alejandro Andrés Navarro Espinosa
Universidad de Chile, Chile
Marco Daniel Silva Ramos
Escuela Politécnica Nacional, Ecuador
3
INDICE
Editorial
Huella de carbono del hidrógeno exportado via amoniaco
desde Argentina
‘Antifragile’ regulators for developing countries? Lessons
from Latin America
Revisión de la situación actual del sector eólico en Uruguay
- encuesta a profesionales del sector
Coordinación de protecciones en sistemas eléctricos de
distribución considerando la introducción de generación
distribuida
Análisis econométrico de la calidad del servicio eléctrico
de distribución: Un enfoque en SAIDI y SAIFI
Eciencia y emisiones del motor de combustión interna
de encendido por compresión impulsado por aceites
vegetales
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esde este espacio de la revista energética para América Latina y el Caribe, seguimos
comprometidos en apoyar los procesos de descarbonización de las matrices energéticas
de los Países Miembros de OLADE con acciones concretas que, entre otras, en esta revista
latinoamericana y caribeña, permiten la difusión del conocimiento y brindan un espacio a los
investigadores regionales poner en conocimiento público el resultado de sus trabajos.
La región latinoamericana y caribeña es la más verde del planeta en términos de su matriz de oferta
de energía, con una tercera parte proveniente de fuentes renovables, en comparación con un 13%
del promedio mundial.
Esta posición regional ventajosa, marca el camino hacia la profundización de los procesos de
transición, las llamadas transiciones energéticas 2.0, caracterizadas por una mayor complejidad,
integración tecnológica y enfoque en la sostenibilidad. Este concepto va más allá de la simple
sustitución de fuentes de energía fósiles por renovables, abarcando una transformación integral
del sistema energético.
Los temas que se discuten respecto a las transiciones energéticas 2.0 están relacionados, entre
otros, con:
• Tecnología que permita la gestión de la demanda, convertir los consumidores en
“prosumidores”
• Descentralización de la generación
• Migrar el transporte hacia fuentes sostenibles (electromovilidad, biocombustibles, etc.).
• Desarrollo e integración de sistemas de almacenamiento de energía
• Eciencia energética extendida a todos los sectores de la economía
• I+D local
Es necesario considerar que estos procesos deben tener un contenido social importante. Un
proceso de transición 2.0 es inconcebible sin pensar en la justicia y equidad, priorizando el acceso
universal, reconversión laboral en sectores afectados, atención a impactos sociales y ambientales
de nuevos proyectos, así como, equidad de género en todo el proceso.
Cabe en esta oportunidad invitarlos a profundizar este y otros temas que serán desarrollados en
la IX Semana de la Energía, evento a desarrollarse en la ciudad de Asunción, Paraguay, del 28 de
octubre al 1 de noviembre.
Para más detalles dirigirse a: https://semanadelaenergia.olade.org/
Pablo Garcés
Editor
EDITORIAL
7
Huella de carbono del hidrógeno
exportado via amoniaco desde
Argentina
Carbon footprint of hydrogen exported as amonia from
Argentina
Adrien Sergent
1
Recibido: 12/02/2024 y Aceptado: 9/05/2024
ENERLAC. Volumen VIII. Número 1. Junio, 2023
ISSN: 2602-8042 (impreso) / 2631-2522(digital)
1.- Comisión de Energía, Recursos Naturales y Sostenibilidad de la Fundación Meridiano, Argentina.
Coordinador
adrien.sergent@gmail.com
https://orcid.org/0000-0002-1900-8155
8
9
Este trabajo busca estimar la huella de carbono de la cadena logística para exportar hidrógeno bajo
la forma de amoniaco desde Argentina hacia Europa, Corea del Sur y Japón. Estos países, referidos
como mercados potenciales en la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno
en Argentina, tienen o están discutiendo umbrales de emisiones de CO2 para fomentar localmente el
consumo de hidrógeno o de amoniaco de bajas emisiones de carbono.
Se muestra que es imprescindible disponer de una electricidad descarbonizada, incluso para las op-
ciones donde el gas natural es un insumo en el proceso de síntesis de amoniaco, para tener una huella
de carbono por debajo de los umbrales considerados en los tres destinos analizados. Se determinaron
también valores máximos de emisiones fugitivas de metano para distintos casos de exportaciones de
amoniaco de bajas emisiones de carbono que usan gas natural.
This work seeks to estimate the carbon footprint of the logistics chain for exporting hydrogen in the form
of ammonia from Argentina to Europe, South Korea and Japan. These countries, referred as potential
markets in the National Strategy for the Development of the Hydrogen Economy in Argentina, have or
are discussing CO2 emission thresholds to encourage local consumption of low-carbon hydrogen or
ammonia.
It shows that it is essential to have decarbonized electricity, even for options where natural gas is an
input in the ammonia synthesis process, in order to have a carbon footprint below the thresholds con-
sidered in the three destinations analyzed. Maximum values for fugitive methane emissions were also
determined for dierent cases of low-carbon ammonia exports based on natural gas.
PALABRAS CLAVE: Hidrógeno, Amoniaco, Huella de carbono.
KEYWORDS: Hydrogen, Ammonia, Carbon footprint.
Resumen
Abstract
10
1. INTRODUCCIÓN
Con la publicación de la “Estrategia Nacional para
el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno en
Argentina” (Secretaría de Asuntos Estratégicos,
2023), Argentina apunta a un nuevo mercado
clave para la transición energética a nivel global.
Es que el uso de hidrógeno de bajas emisiones
de carbono luce como la principal alternativa a
los combustibles fósiles para los sectores cuya
electricación directa es de difícil implementación.
Este es el caso de la industria pesada,
particularmente donde existen procesos con altas
temperaturas, y del transporte de larga distancia.
Varios países plantean también usar hidrógeno de
bajas emisiones de carbono para la generación
de electricidad, aunque persisten las dudas sobre
la rentabilidad económica de tal n.
Basándose en sus ventajas competitivas,
Argentina proyecta una participación sustancial
en el comercio internacional de hidrógeno de
bajas emisiones con la exportación de 0.3
millones de toneladas anuales desde 2030 hasta
llegar a 4 millones para 2050, equivalentes a 5%
del mercado global proyectado para esta fecha
(Secretaría de Asuntos Estratégicos, 2023, p. 24).
Europa, Corea del Sur y Japón son los potenciales
destinos de exportación explícitamente citados
para Argentina en su Estrategia Nacional.
La baja densidad volumétrica del hidrógeno
(0.083 kg/m3) en condiciones normales de
temperatura y presión y su muy baja temperatura
de licuefacción (-253°C) representan un desafío
técnico-económico para plantear exportaciones
a escalas intercontinentales. Así, este último
proceso requiere el equivalente al 30% del
contenido energético del hidrógeno producido
(Agencia Internacional de Energía, 2023, p.
310). Hay que sumar además las pérdidas
por evaporación durante la carga, descarga y
transporte por buques, que para un viaje de 30
días pueden llegar a más del 8% (Al-Breiki y Bicer,
2020, p. 2).
Parece, por lo tanto, más conveniente, tal como
lo identica la Estrategia Nacional de Argentina,
apostar a derivados del hidrógeno como el
amoniaco o el metanol para su despacho
(Secretaría de Asuntos Estratégicos, 2023, p.
23). Sin embargo, producir metanol de bajas
emisiones de carbono implica no solamente
que el hidrógeno usado en el proceso también
lo sea, sino que el dióxido de carbono, que es
otro insumo necesario, sea de origen biogénico
o provisto con tecnologías todavía incipientes de
captura directa en el aire (Agencia Internacional
de Energía, 2023, p. 102). Por otro lado, la
existencia de capacidades e infraestructuras
para la producción y despacho de amoniaco en
la zona de Bahía Blanca (Secretaría de Asuntos
Estratégicos, 2023, p. 47) hacen más factible
a corto plazo el uso del amoniaco como vector
energético para exportaciones intercontinentales
de derivados del hidrógeno desde Argentina.
El amoniaco de bajas emisiones de carbono también
puede ser buscado para su consumo directo, sin
necesitar su reconversión en hidrógeno. De esta
forma se podría descarbonizar la producción de
fertilizantes, las industrias químicas que lo tienen
como insumo y el transporte marítimo. Corea del
Sur y Japón incluso plantean usar directamente
amoniaco para la generación eléctrica (Collins,
2023).
Ahora bien, la viabilidad de exportar amoniaco
desde Argentina depende en primer lugar de
que las emisiones de carbono asociadas sean
inferiores a los umbrales denidos en los mercados
apuntados. La Unión Europea ya estableció, por
ejemplo, estándares para que el hidrógeno o
combustibles derivados puedan ser considerados
como renovables o de bajas emisiones de
carbono. Si bien la Comisión Europea (2023, p.
3) aclara que estas normativas no constituyen
una obligación para los países productores, el
no cumplimiento impedirá a los consumidores
nales acceder a los subsidios que se están
implementando para promover su uso. Esto
signica la poca probabilidad de ganar mercados
dados los costos adicionales del hidrógeno de
bajas emisiones de carbono sobre el hidrógeno
producido de forma convencional. Sieler y Dörr
(2023) identicaron que Japón y Corea del Sur
11
avanzan también en la denición de medidas
similares. De ahí la necesidad de evaluar la huella
de carbono de los proyectos de exportación de
amoniaco de bajas emisiones de carbono desde
Argentina.
Este trabajo busca entonces estimar la huella
de carbono de la cadena logística para exportar
hidrógeno vía amoniaco de bajas emisiones desde
Bahía Blanca, Argentina, hasta Europa, Corea del
Sur y Japón, con el n de compararla con los
estándares de estos destinos. Se considerarán
dos alternativas para el amoniaco importado:
el consumo directo de este combustible y
su reconversión en hidrógeno por craqueo.
Teniendo en cuenta los recursos naturales y
capacidades tecnológicas de Argentina, los
procesos de producción analizados contemplarán
la producción de hidrógeno por: reformado
de metano con vapor y captura de carbono,
reformado autotérmico de metano con captura de
carbono, pirólisis de metano, electrólisis de agua
con fuentes renovables y electrólisis de agua a
alta temperatura con fuente nuclear.
Luego de esta introducción, la sección siguiente
explicitará la metodología utilizada para calcular la
huella de carbono de la producción de amoniaco
de bajas emisiones y su despacho a Europa,
Corea del Sur y Japón, tanto para su uso directo
como para su reconversión en hidrógeno por
craqueo. La tercera parte detallará las emisiones
de carbono y pérdidas energéticas para los
distintos procesos de síntesis del amoniaco, el
transporte por vía marítima, la regasicación del
amoniaco en su destino nal y su craqueo. La
cuarta sección analizará los resultados obtenidos
y su sensibilidad al contenido en carbono de la
electricidad usada y a las emisiones fugitivas de
metano.
Para estimar la huella de carbono e_t en gCO2/
MJ del combustible obtenido en su destino nal,
sea bajo forma de amoniaco o de hidrógeno, se
tomarán en cuenta las emisiones E_i de dióxido
de carbono emitidas y las pérdidas energéticas de
cada etapa i identicada en la gura 1.
2. METODOLOGÍA
Para los procesos que usen captura de carbono,
se considerará su almacenamiento en proximidad
del puerto de Bahía Blanca, en línea con proyectos
corporativos actuales (Deza, 2023). Se estimará la
necesidad de un consumo eléctrico adicional de
100 kWh/tCO2 para comprimir el CO2 capturado
(Jackson y Brodal, 2018).
Figura 1. Etapas consideradas para estimar la huella de
carbono del amoniaco e hidrógeno en su destino nal
Fuente: Elaboración propia.
12
2.- Si bien se trata de un valor bajo en relación con los últimos años (promedio de 266 gCO2/kWh entre 2020 y 2023), esta variable podría
seguir a la baja si se logra desplazar el uso de combustibles líquidos por gas natural en la generación térmica y aumentar la participación
de fuentes renovables. Ambas condiciones requieren de la ampliación de infraestructuras claves como gasoductos y líneas de alta tensión.
3.- Aunque si se considerara las emisiones durante las fases de construcción y decomisionamiento, el resultado no sería nulo. Sin embargo,
de aplicar este criterio para todos los equipos haría este estudio mucho más complejo amén de que en el caso de las normativas europeas
este tipo de emisiones no están consideradas.
Se incluye en este análisis tanto las emisiones
directas propias de cada etapa i como las emisiones
indirectas por uso de electricidad generada con
fuentes que emiten gases de efecto invernadero
(GEI) y por emisiones fugitivas de metano. Para las
primeras, de provenir de la red eléctrica argentina,
se usará el factor de emisión promedio de CO2
del año 2023: 228 gCO2/kWh (Cammesa, s.f.)
2
. En caso de que la electricidad sea generada
con fuentes renovables o nucleares dedicadas,
se tomará un valor de 0 gCO2/kWh
3
. Para las
emisiones indirectas debidas al uso de electricidad
en los países receptores del amoniaco importado
desde Argentina, se usará el factor de emisión de
la red eléctrica de los Países Bajos, de Corea del
Sur y de Japón, a saber 355 gCO2/kWh (Tiseo,
2023), 411 gCO2/kWh (Climate Transparency,
2022) y 466 gCO2/kWh (Climate Transparency,
2021) respectivamente.
En cuanto a las emisiones indirectas por fugas de
metano, se usará el potencial de calentamiento
global sobre cien años de este gas de efecto
invernadero con un valor de 29.8 (GWP por sus siglas
en ingles), en línea con el sexto informe del Panel
Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio
Climático (2022), para calcular su equivalente en
emisiones de CO2. En el último inventario de gases
de efecto invernadero de Argentina (Secretaría de
Ambiente y Desarrollo Sustentable, 2019, p. 23) se
puede leer que la producción de 47 millones de
dam3 de gas natural generó en 2016 las emisiones
fugitivas de alrededor 8 millones toneladas de CO2
equivalentes. Considerando el GWP del metano, la
masa volúmica ρ del gas natural, y que las pérdidas
por transporte vía gasoductos son desdeñables,
se estima el porcentaje de emisiones fugitivas f_
CH4 del gas metano en Argentina que se utilizará
en primera instancia:
Se considerará el contenido energético en MJ
igual al poder caloríco inferior de la cantidad de
combustible obtenida en salida de cada etapa ,
tomando los valores de 18.6 MJ/kg y de 120 MJ/kg
Luego de la etapa de síntesis de amoniaco, se
establece como la eciencia de cada etapa
De esta forma, se dene también la huella de
carbono atribuible a cada etapa :
para el amoniaco y el hidrógeno respectivamente.
Si se contempla etapas, se puede denir con
la siguiente ecuación:
para conservar la cantidad de energía recibida
agua arriba en forma de combustible:
13
a. Síntesis y despacho de amoniaco con hidrógeno producido por reformado de metano con
vapor de agua y captura de carbono
Combinando las ecuaciones (2), (3) y (4), se
reformula la huella de carbono en función de la
de cada etapa :
Los resultados serán posteriormente comparados
con las referencias que tienen la Unión Europea,
Corea del Sur y Japón. En el primer caso, los actos
delegados sobre los artículos 27 y 28 de la Directiva
de Energías Renovables ya jan un tope de 28.2g
CO2/MJ para los combustibles renovables de
origen no biológico (Sieler y Dörr, 2023), dentro de
los cuales se incluye el hidrógeno producido por
electrólisis del agua con fuentes renovables y sus
derivados. Más recientemente, la Unión Europea
avanzó con normativas para denir gases de bajo
contenido en carbono, abriendo así la puerta para
el amoniaco o el hidrógeno producido con fuentes
nucleares o fósiles y captura de carbono. Si bien
este paquete regulatorio no tiene todavía un tope
Cejka y Burr (2022) simularon nueve procesos
distintos de síntesis de amoniaco para tener una
producción diaria de mil toneladas, dando el detalle
de los ujos en entrada y salida de los diversos
insumos y productos. Todos estos procesos
de emisiones explícitamente jado, como para el
hidrógeno renovable y sus derivados, sí menciona
el mismo objetivo de reducir de 70% las emisiones
de GEI (Consejo de la Unión Europea, 2023).
Tomaremos entonces como meta una huella de
carbono inferior a 28.2 gCO2/MJ para el amoniaco
o el hidrógeno de bajas emisiones importado a
Europa desde Argentina, independientemente
del proceso de producción usado. Aplicaremos
el mismo razonamiento con los valores tope
de 42 gCO2/MJ y 28.3 gCO2/MJ analizados
respectivamente por Corea del Sur y Japón para
denir el hidrógeno de bajas emisiones de carbono
(Sieler y Dörr, 2023).
3. HUELLAS DE CARBONO INTERMEDIARIAS
requieren en una primera etapa obtener hidrógeno,
que luego reacciona con el nitrógeno capturado
en el aire para formar amoniaco según la siguiente
reacción:
La tabla 1 resume los ujos de insumos y las
emisiones de dióxido de carbono para el proceso
de síntesis de amoniaco con hidrógeno producido
por reformado de metano con vapor de agua y
captura de carbono (SMR+CCS). Debido a las
dicultades en las instalaciones existentes en el
mundo para capturar CO2 en los euentes de
gases de baja presión de los reformadores de
metano (Gorski et al., 2021), se tomó el caso
simulado donde la captura mediante uso de aminas
se ubica únicamente sobre los gases de proceso
de alta presión. Se calculó con los datos de Cejka
y Burr (2022) que se captura así el 71.9% de las
emisiones directas generadas durante la síntesis
de amoniaco.
14
La tabla 2 detalla distintos consumos eléctricos y
las emisiones de CO2 asociadas para la síntesis y
despacho del amoniaco. Si bien los datos de Cejka
y Burr (2022) en cuanto al consumo de los equipos
eléctricos necesarios para la síntesis de amoniaco
plantean una alimentación con tensión continua, se
consideraron los mismos consumos para equipos
alimentados con una tensión alterna compatible
con un suministro desde el Sistema Argentino de
Interconexión eléctrica (SADI).
Se considerarán los mismos valores de consumo
eléctrico y de pérdidas para el despacho por
La tabla 3 resume los ujos de insumos, productos
y las emisiones de CO2 para el proceso de síntesis
de amoniaco con hidrógeno producido por
reformado autotérmico de metano con captura de
carbono (ATR+CCS). Al usar la reacción exotérmica
de oxidación parcial del oxígeno, esta tecnología
Tabla 1. Síntesis de amoniaco por SMR+CCS
Tabla 2. Consumos eléctricos para la síntesis y despacho
de amoniaco con SMR+CCS
Tabla 3. Síntesis de amoniaco por ATR+CCS
Fuente: Elaboración propia en base a Cejka y Burr (2022)
Fuente: Elaboración propia en base a Cejka y Burr (2022), Al-Breiki y Bricer (2020) y Jackson y
Brodal (2018)
Fuente: Elaboración propia en base a Cejka y Burr (2022)
Al-Breiki y Bricer (2020, p.8) estiman una
evaporación del amoniaco de respectivamente
0.045% y 0.022% para su almacenamiento y luego
carga sobre un buque. Por lo tanto, el valor de la
eciencia correspondiente a esta etapa se
calculó de la siguiente forma:
buque del amoniaco producido con los siguientes
procesos analizados en el resto de este trabajo.
b. Síntesis y despacho de amoniaco con hidrógeno producido por reformado autotérmico de
metano con captura de carbono
concentra las emisiones de CO2 en los gases de
proceso en alta presión. De esta forma se logra una
captura de carbono del 86.1% de las emisiones
directas de CO2 generadas durante la síntesis del
amoniaco.
15
La tabla 4 resume los consumos eléctricos y las
emisiones de CO2 asociadas para la síntesis y
despacho del amoniaco en el proceso ATR+CCS.
El mayor consumo eléctrico que en el proceso
SMR+CCS se explica por el uso de unidades
La producción de hidrógeno por pirólisis de
metano, denominada en algunas taxonomías
como “hidrógeno turquesa”, tiene varias ventajas
sobre los procesos alternativos para obtener
este elemento clave en la síntesis del amoniaco.
Al permitir la descomposición de la molécula de
metano en hidrógeno y carbono sólido (ecuación
8), la pirólisis evita dicultades ulteriores de captura
y almacenamiento del CO2. Además, el carbono
obtenido en estado sólido (negro de carbono)
puede ser valorizado para la elaboración de
polímeros elásticos (principalmente neumáticos) o
plásticos y contribuir también a la descarbonización
de estas industrias (Fulcheri, 2021, pp. 31-32).
Combinando las ecuaciones (6) y (8) y suponiendo
que se logra la descomposición completa del
metano, la tabla 5 resume los ujos de insumos,
Tabla 4. Consumos eléctricos para la síntesis y despacho
de amoniaco con ATR+CCS
Tabla 5. Síntesis de amoniaco por pirólisis de metano
Fuente: Elaboración propia en base a Cejka y Burr (2022), Al-Breiki y Bricer (2020) y Jackson y
Brodal (2018)
Fuente: Elaboración propia
criogénicas de separación de aire para suministrar
el oxígeno necesario a la reacción de oxidación
parcial.
c. Síntesis y despacho de amoniaco con hidrógeno producido por pirólisis de metano
Fue, de hecho, un aspecto clave para la apertura
de la primera planta de producción de hidrógeno
turquesa a escala comercial en Estados Unidos
(Weber, 2023). A su vez, la pirólisis de metano
necesita menos aporte de energía externa en
comparación a los procesos de obtención de
hidrógeno por electrólisis del agua (Fulcheri,
2021). Finalmente, al no usar ninguna reacción de
combustión, no tiene emisiones directas de CO2,
lo que le da la menor huella de carbono para la
síntesis de amoniaco a partir de gas natural.
productos y las emisiones de CO2 para el proceso
de síntesis de amoniaco en base a la pirólisis de
metano:
16
Se consideró una alimentación eléctrica alterna
para generar el plasma que aporta el calor
necesario a la pirólisis de metano. Fulcheri (2021,
p. 33) estima que se necesita entre 10 kWh y
30 kWh según la calidad del negro de carbono
deseado para la producción de 1 kg de hidrógeno
con pirólisis de metano. Para calcular el consumo
eléctrico necesario a la síntesis del amoniaco vía
esta tecnología, se tomó el valor intermedio de 20
kWh/kg de hidrógeno, teniendo en cuenta que, al
ser una tecnología relativamente nueva, podría ser
más bajo en los próximos años. Se usaron luego
los mismos datos que Cejka y Burr (2022) para el
resto de los consumos eléctricos durante la síntesis
de amoniaco en base a hidrógeno puro obtenido
por electrólisis del agua con electrolizador alcalino.
La tabla 6 resume los datos obtenidos en cuanto al
consumo eléctrico para la síntesis y despacho de
amoniaco producido con pirólisis de metano:
La electrólisis del agua con una electricidad
obtenida por fuentes renovables permite producir
hidrógeno y oxígeno sin tener emisiones directas e
indirectas de CO2. Como lo muestran Cejka y Burr
(2022), la síntesis del amoniaco con el hidrógeno
producido por esta vía tampoco tiene emisiones
directas de CO2. La tabla 7 resume los consumos
eléctricos y el oxígeno que queda disponible para
valorización comercial luego de la síntesis de
amoniaco con la electrólisis alcalina del agua. La
elección del proceso con electrolizadores de tipo
alcalino se debe a que la Secretaría de Asuntos
Estratégicos (2023) identicó un potencial para la
Tabla 6. Consumos eléctricos para la síntesis y despacho
de amoniaco con pirólisis de metano
Tabla 7. Producción oxígeno y consumos eléctricos para síntesis y despacho de
amoniaco con electrólisis alcalina de agua con fuentes renovables
Fuente: Elaboración propia en base a Fulcheri (2021), Cejka y Burr (2022) y Al-Breiki y Bricer (2020)
Fuente: Elaboración propia en base Cejka y Burr (2022) y Al-Breiki y Bricer (2020)
d. Síntesis y despacho de amoniaco con hidrógeno producido por electrólisis del agua con
fuentes renovables
producción en Argentina de estos equipos. Para
tener en cuenta la posibilidad de que el suministro
eléctrico venga desde un parque de generación
eléctrica con fuentes renovables a distancia del
sitio de producción de amoniaco o desde el SADI a
través de un contrato PPA
4
con un generador con
fuentes renovables, se contempló una subestación
recticadora para convertir el suministro con
tensión alterna a la tensión continua que requieren
los electrolizadores. Esto implica multiplicar por un
factor 1,06 los consumos eléctricos calculados por
Cejka y Burr (2022).
4.- Por sus siglas en inglés: Power Purchase Agreement. Son contratos de largos plazos de compra de energía que se suelen realizar entre
parques de generación eléctrica con fuentes renovables y consumidores eléctricos industriales. Para su denición de hidrógeno renovable, la
Unión Europea permite hasta 2029 que se use este tipo de contrato con la condición de que haya una correlación mensual entre la generación
eléctrica renovable y el consumo eléctrico de los electrolizadores. Luego de esa fecha, la correlación deberá ser horaria (Comisión Europea,
2023).
17
El uso de un electrolizador de óxido sólido permite
optimizar el consumo eléctrico al tener el mejor
rendimiento energético de todas las tecnologías
de electrólisis del agua. Es, sin embargo, necesario
disponer de una fuente de calor para mantener el
agua a una temperatura de 749°C (Cejka y Burr,
2022, p. 16). Si bien Argentina domina la tecnología
nuclear con reactores de tipo CANDU y tiene
diseño propio de pequeño reactor modular con el
proyecto CAREM-25, lograr esa temperatura en
cogeneración con un reactor nuclear requiere que
este último sea de cuarta generación tipo HTGR
(reactor de alta temperatura refrigerado por gas)
similar al puesto recientemente en servicio en
China (“China’s HTR-PM demonstration project
enters commercial operation”, 2023).
Si bien una de las razones para fomentar la
producción de amoniaco de bajas emisiones de
carbono es su potencial uso como combustible
sostenible en el transporte marítimo, se consideró
en primera instancia el transporte por buque con
combustible tradicional. Según la Cámara Marítima
Internacional (s.f.), esto implica emisiones de
5.4 gCO2/km por cada tonelada de amoniaco
transportada en forma líquida. Se tomó en
Tabla 8. Producción oxígeno y consumos eléctricos para síntesis y despacho
de amoniaco con electrólisis del agua con fuente nuclear
Fuente: Elaboración propia en base Cejka y Burr (2022) y Al-Breiki y Bricer (2020)
e. Síntesis y despacho de amoniaco con hidrógeno producido por electrólisis del agua a alta
temperatura con fuente nuclear
f. Transporte intercontinental de amoniaco
La tabla 8 muestra los consumos eléctricos y la
cantidad de oxígeno producido paralelamente al
hidrógeno con el que se sintetiza amoniaco. Aquí
también se consideró una subestación recticadora
para el suministro eléctrico de los electrolizadores
de óxido sólido. En el caso de que se apunte a una
producción diaria de 1,000 toneladas de amoniaco,
se necesitaría una planta nuclear de 380 MW para
cubrir los consumos eléctricos detallados en la
tabla 8.
cuenta también una tasa de evaporación del
amoniaco de 0.024% por día (Al-Breiki y Bricer,
2020, p. 7). De esta forma se pudo calcular la
eciencia correspondiente a la etapa de
transporte intercontinental:
18
Las duraciones y las distancias en buque entre
el puerto de Bahía Blanca y los puertos de
Rotterdam, Busan y Kobe representando las
exportaciones para Europa, Corea del Sur y Japón
respectivamente, fueron calculadas con la página
Una primera posibilidad para el amoniaco de bajas
emisiones de carbono exportado desde Argentina
en forma líquida es su utilización directa en la industria
o para generación de electricidad (Wilkinson et al.,
2020). Para la descarga del amoniaco del buque,
se consideró el mismo consumo eléctrico y las
mismas pérdidas energéticas que para la carga. En
cuanto al proceso de regasicación del amoniaco,
Luego de su descarga, la segunda alternativa para
el amoniaco de bajas emisiones de carbono es su
craqueo en hidrógeno, de acuerdo con la gura 1.
Ahora bien, a la inversa de la reacción de síntesis
del amoniaco a partir del hidrógeno (ecuación 6), la
reacción de craqueo es endotérmica, es decir que
necesita un aporte de calor externo. Actualmente,
la mayoría de las instalaciones de craqueo de
amoniaco usan hornos eléctricos de baja escala
productiva que no entregan un hidrógeno de alta
pureza (Wilkinson et al., 2020, p. 22).
web Searates (s.f.) usando una velocidad de 8
nudos. La tabla 9 resume los valores obtenidos
para estos tres destinos:
Tabla 9. Transporte por buque hacia Europa, Corea del Sur y Japón
Tabla 10. Descarga y regasicación de amoniaco en Europa, Corea del Sur y Japón
Fuente: Elaboración propia en base a Al-Breiki y Bricer (2020) y Searates (s.f.)
Fuente: Elaboración propia en base a Al-Breiki y Bricer (2020)
g. Descarga de amoniaco y regasicación
h. Descarga de amoniaco y craqueo en hidrógeno
se tomó el valor de 1,371 MJ/kg (Al-Breiki y Bricer,
2020, p. 8). La tabla 10 resume el consumo eléctrico
y la huella de carbono de esta etapa, teniendo en
cuenta el factor de emisión de la red eléctrica de
cada uno de los países de destino:
Wilkinson et al. (2020, p. 25) propusieron entonces
un modelo de planta de craqueo de amoniaco
con capacidad de 200 toneladas de hidrógeno
por día, cuyo grado de pureza es de 99.97% y
contiene menos de 0.1 ppm de amoniaco, siendo
así compatible con su uso en pilas de combustible.
El calor necesario es provisto por la combustión
sin emisiones directas de CO2 de una porción del
hidrógeno obtenido y del amoniaco recibido. La
tabla 10 resume los valores anuales de consumo
de amoniaco, de electricidad y de producción de
hidrógeno de alta pureza para este tipo de planta:
19
Tabla 11. Craqueo de amoniaco: insumos y producción neta de hidrógeno anual
Tabla 12. Descarga y craqueo de amoniaco en Europa, Corea del Sur y Japón
Fuente: Elaboración propia en base a Wilkinson et al. (2020)
Fuente: Elaboración propia en base a Wilkinson et al. (2020), Tiseo (2023), Climate Transparency
(2022) y Climate Transparency (2021)
Además, los autores plantean que parte del
calor generado sea aprovechado para tener una
generación eléctrica propia con turbina de vapor.
Según Wilkinson et al. (2020, p. 24) esta última
podría llegar a una potencia de 15 MW, lo que
signicaría que 41.6% del consumo eléctrico estaría
cubierto por generación propia descarbonizada
al suponer una producción constante a lo largo
Las guras 2, 3 y 4 muestran la huella de
carbono total de la cadena logística para importar
amoniaco desde Argentina, respectivamente
para Europa, Corea del Sur y Japón, tanto para
consumo directo como para consumo bajo forma
de hidrógeno luego del craqueo del amoniaco.
Se puede observar que las únicas opciones que
permiten tener una huella de carbono inferior al
umbral considerado para cada uno de estos
potenciales mercados son aquellas donde el
amoniaco es sintetizado a partir de hidrógeno
obtenido por electrólisis de agua con fuentes
eléctricas descarbonizadas (renovables o nuclear).
En los casos donde el amoniaco es sintetizado a
partir de gas natural, las etapas 1 y 2 representan
un peso mucho más importante en la huella de
carbono que las etapas 3 y 4. Por otro lado, el peso
relativo de la etapa 3 (transporte intercontinental
de amoniaco por buque) es el menor en todos los
casos.
del año. Con estos datos, la eciencia calculada
anteriormente para la etapa de descarga del
amoniaco y la ecuación (3) para evaluar la eciencia
η_4 de la etapa de craqueo, se calculó la huella
de carbono de la etapa 4 para los tres países de
destinos considerados en este trabajo:
4. RESULTADOS
Mirando de más cerca las dos primeras etapas,
el rol del factor de emisión de la red eléctrica
argentina es clave aun para los casos donde el
amoniaco es sintetizado a partir de hidrógeno
obtenido con gas natural. Así, si se contempla un
suministro eléctrico totalmente descarbonizado en
las etapas 1 y 2, la huella de carbono del amoniaco
sintetizado a partir del hidrógeno obtenido con
la tecnología ATR+CCS, y consumido como tal
en Corea del Sur, pasa por debajo del umbral
considerado para este destino.
En cuanto a la opción que se basa en la pirólisis
de metano, un suministro eléctrico totalmente
descarbonizado permite pasar por debajo de
los umbrales considerados en todos los casos,
salvo el del hidrógeno reconvertido por craqueo
en Japón. Es decir, que la mayor oportunidad de
Argentina para exportar hidrógeno vía amoniaco
usando sus cuantiosas reservas de gas natural
20
pasa casi únicamente por desarrollar la tecnología
de pirólisis de metano, a condición de tener un
suministro eléctrico descarbonizado.
Figura 2. Huella de carbono del amoniaco importado por Europa desde
Argentina para consumo directo y como hidrógeno.
Figura 3. Huella de carbono del amoniaco importado por Corea del Sur desde
Argentina para consumo directo y como hidrógeno.
Fuente: Elaboración propia
Fuente: Elaboración propia
21
El otro aspecto clave, cuando el amoniaco es
sintetizado a partir de hidrógeno obtenido con
gas natural, es el factor de emisiones fugitivas del
metano a lo largo de su cadena de producción,
procesamiento y transporte por gasoductos. En
este trabajo se calculó inicialmente = 0.71%
con la ecuación (1) en base a las estimaciones de
la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable
(2019) que solamente consideran la extracción de
gas natural. Sin embargo, mediciones realizadas
por satélites sobre las cuencas de shale gas en
Estados Unidos mostraron que los inventarios
locales de GEI subestimaban fuertemente este tipo
de emisiones. Basándose en estas mediciones,
Howard y Jacobson (2021, p. 1679) consideraron
más realista tomar un valor de 3.5% de emisiones
fugitivas de metano para toda la cadena logística
del gas natural, desde la extracción hasta la
distribución. Los autores, al proponer que se
calcule sobre veinte años, y no a cien, el efecto
invernadero del metano en la atmosfera, incluso
llegaron a concluir que la combustión de este
hidrocarburo emite tanto GEI como la del carbón
(Howard y Jacobson, 2021, p. 1683). Esto resalta
la importancia que tienen las emisiones fugitivas
de metano para calcular la huella de carbono de
cualquier proceso que utiliza gas natural.
Figura 4. Huella de carbono del amoniaco importado por Japón desde Argentina para consumo
directo y como hidrógeno.
Fuente: Elaboración propia
La gura 5 muestra el valor máximo de f_CH4
para las distintas opciones analizadas en este
trabajo, donde el gas natural es un insumo en el
proceso de síntesis del amoniaco, con la hipótesis
adicional de un suministro eléctrico totalmente
descarbonizado en las etapas 1 y 2. Si bien es
posible trabajar en la reducción de la huella de
carbono en las etapas 3 y 4, las guras 2, 3 y 4
muestran que el margen ahí es menor, además
de ya no depender de Argentina. Se observa que
con un valor de superior a 2.35%, ningún
proceso de síntesis de amoniaco que use gas
natural permitiría respetar los umbrales de huella
de carbono considerados por la Unión Europea,
Corea del Sur o Japón.
22
5. CONSIDERACIONES FINALES
Figura 5. Valores máximos de f_CH4 en Argentina en función del proceso
considerado de síntesis del amoniaco con gas natural.
Fuente: Elaboración propia
Argentina tiene muchas posibilidades para
exportar hidrógeno de bajas emisiones de
carbono a través del amoniaco. Por un lado, tiene
importantes recursos naturales para producir
este vector energético, como el gas natural o la
disponibilidad de vientos y radiación solar de alta
calidad (Wilkinson et al., 2020, p. 19). Por otro
lado, tiene capacidades tecnológicas propias en el
sector nuclear, eólico y en electrolizadores de tipo
alcalino (Secretaría de Asuntos Estratégicos de
Argentina, 2023, p. 37). Tomando este punto de
partida, se analizaron cinco procesos alternativos
de síntesis de amoniaco a partir de la producción
de hidrógeno de bajas emisiones de carbono:
reformado de metano con vapor y captura de
carbono, reformado autotérmico de metano
con captura de carbono, pirólisis de metano,
electrólisis de agua con fuentes renovables y
electrólisis de agua a alta temperatura con fuente
nuclear. De esta forma, se pudo estimar la huella
de carbono de la cadena logística para importar
amoniaco desde Argentina en Europa, Corea del
Sur y Japón tanto para su consumo directo como
bajo forma de hidrógeno.
Los resultados muestran en primera instancia que
solamente la síntesis de amoniaco con hidrógeno
obtenido por electrólisis de agua con fuentes
renovables o nuclear permite no superar el
umbral de huella de carbono tomado para estos
potenciales mercados. Sin embargo, si se usa
una electricidad totalmente descarbonizada en los
procesos de síntesis del amoniaco que usan gas
natural, la huella de carbono de la cadena logística
total puede volver a ser aceptable de acuerdo
con los estándares de los países importadores.
El proceso de pirólisis de metano en particular
se muestra como el más eciente para reducir la
huella de carbono del amoniaco sintetizado con
gas natural. Esto evidencia la importancia del
contenido en carbono que tiene la electricidad
usada para sintetizar amoniaco, cualquiera sea la
opción de producción de hidrógeno elegida.
El otro factor clave para aprovechar el potencial
gasífero de Argentina en la exportación de
amoniaco de bajas emisiones de carbono es el
porcentaje de emisiones fugitivas de metano. Se
pudo mostrar que si esta variable supera 2.35%,
23
aun usando un suministro eléctrico totalmente
descarbonizado durante la etapa de síntesis del
amoniaco, la huella de carbono de la cadena
logística es superior a los umbrales considerados
en todos los casos. Solamente quedaría reducir
la huella de carbono en las etapas de transporte
por buque o luego de su arribo en los países
importadores.
Si bien lograr tener una cadena logística que cumpla
con los estándares en términos de emisiones
de GEI de los países a los cuales se pretende
exportar es un primer paso imprescindible, queda
por analizar la competitividad de cada una de las
opciones que pasaron este primer ltro. También
es importante tener en cuenta las implicancias en
términos de desarrollo productivo de cada una
de las alternativas si se quiere que el despegue
de la economía del hidrógeno sea sinónimo de
desarrollo para Argentina y no termine en una
forma de enclave.
Finalmente, quedaría por ver las posibilidades que
tiene Argentina en la producción de hidrógeno de
bajas emisiones de carbono, aceites vegetales
y residuos agropecuarios valorizables. Es
por ejemplo posible combinar estos insumos
en procesos Fischer-Tropsch para obtener
carburantes aptos para la aviación y el transporte
marítimo. La multiplicación en el mundo de
normas apuntando a cuotas mínimas de estos
tipos de combustibles sostenibles ofrecen nuevas
oportunidades para explorar.
24
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6. REFERENCIAS
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27
Gustavo Ferro
1
and Mauricio E. Roitman
2
Recibido: 13/12/2023 y Aceptado: 10/05/2024
ENERLAC. Volumen VIII. Número 1. Junio, 2023
ISSN: 2602-8042 (impreso) / 2631-2522(digital)
‘Antifragile’ regulators for developing
countries? Lessons from Latin America
1.- Universidad del CEMA (UCEMA) and CONICET. Argentina
Profesor Asociado de la Universidad del CEMA
gferro05@yahoo.com.ar; gaf97@ucema.edu.ar
Orcid: 0000-0002-1592-0163
2.- Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Argentina
Director Adjunto de la Maestría en Desarrollo Energético Sustentable y Profesor en ITBA
mroitman@itba.edu.ar
Orcid: 0009-0002-0586-4126
28
29
En este ensayo, analizamos el diseño pasado y el futuro potencial de las agencias reguladoras de los
sectores de infraestructura en los países en desarrollo, con un enfoque en América Latina, su papel
después de que algunas privatizaciones fueron revertidas y los nuevos desafíos que surgirán pronto
para la regulación de la infraestructura debido al cambio tecnológico. Las agencias reguladoras se
introdujeron en América Latina, África, Asia y los países postsocialistas cuando una ola de privatizaciones
se generalizó a partir de 1990. El paradigma de la época era la provisión privada más la regulación
y la supervisión pública en manos de nuevas agencias reguladoras independientes. Presentamos el
paradigma de la década de 1990, discutimos sus detalles en el mundo en desarrollo, estudiamos
su éxito y fracaso y buscamos comprender los nuevos objetivos y funciones de la regulación de la
infraestructura (electricidad, gas natural, agua y saneamiento). Sugerimos que la independencia del
regulador debe estar garantizada por diseño y tener cierta “antifragilidad” para superar los fuertes
shocks de inestabilidad política y económica típicos de los países de la región latinoamericana y otros
del mundo en desarrollo.
In this essay, we discuss the past design and potential future(s) of regulatory agencies of infrastructure
sectors in developing countries, with a focus on Latin America, their role after some privatizations were
reversed, and the new challenges that will emerge soon for infrastructure regulation due to technical
change. Regulatory agencies were introduced in Latin America, Africa, Asia, and post-socialist countries
when a wave of privatizations became widespread from 1990 onwards. The paradigm of the time was
private provision plus public regulation and supervision in the hands of new independent agencies. We
present the 1990s paradigm, discuss its specics in the developing world, study success and failure,
and seek to understand new goals and functions of infrastructure regulation (electricity, natural gas,
water, and sanitation). We suggest that the regulator’s independence must be guaranteed by design
and have a certain “antifragility” to overcome the strong shocks of political and economic instability
typical of countries in the Latin American region and others in the developing world.
Palabras clave: regulación, agencias reguladoras, Latinoamérica, gobernanza regulatoria.
Keywords: regulation, regulatory agencies, Latin America, regulatory governance.
JEL Codes: L43, L51
Resumen
Abstract
30
Looking back, 1990 stands out as a pivotal year.
The conclusion of the Cold War marked the
beginning of a race for countries from the former
Second World (Eastern Europe, the former Soviet
Union) and Third World (Latin America, Africa,
and much of Asia) to align themselves with the
former First World (North America, Western
Europe, Japan, and Oceania), eagerly embracing
globalized capitalism. This initial group of countries
was often labeled as “Emerging”.
The fresh start ushered in a revitalized belief in
the power of market forces, enhanced openness
to trade and nancial ows, and privatization to
add capital, technology, and know-how in sectors
with solid spillovers and chronic deciencies
in the hands of states sometimes pressed by
scal imbalances (Ferro et al., 2021). Those
privatizations had scarce historical precedents,
being the most famous of the British ones in
the Thatcherian United Kingdom one decade
before. In the British experience, privatization was
initiated to inject eciency and stimulate growth
into a lagged economy, compared with Germany,
France, and Italy in post-WWII (Viscusi et al.,
2005). Alongside the privatization of infrastructure
provision, the gure of regulatory agencies
appeared: independent entities, free from political
and business inuences, thought to cope with
technical matters and noteworthy tari settings,
as well as overseeing and monitoring the services
(Church & Ware, 2000).
When developing (or emerging) worlds embarked on
their accelerated privatization processes, they had
three models to draw inspiration on how to regulate
operators: the US, where since the early 20th century
regulatory agencies coexisted with a consolidated
system of regulation based on usage and practice,
the UK, where brand-new regulatory bodies and a
1. INTRODUCTION
novel regulatory framework were established when
privatization occurred, and the French system,
where agencies did not carry out regulation but
rather through contracts (Foster, 2005).
In Latin America, most countries mimicked the
British experience. Chilean privatizations were
contemporary to British ones, and regulatory
agencies in Chile were the rst to be created
under the British model (Brown et al., 2006)
3
.
Unlike Britain (and Chile), most Latin American
countries faced severe macroeconomic trouble.
The “original sin” of some developing countries’
privatizations stemmed from scal imperatives
and macroeconomic instability, coupled with
more genuine microeconomic objectives aimed at
technical and allocative eciency (Andrés et al.,
2008).
In the years following 1990, highly unstable
countries, such as Brazil, Argentina, Peru, and
Bolivia, began to stabilize their macroeconomic
landscapes. In some cases, this stabilization
was only transient (as in the case of Argentina).
Meanwhile, in other countries, stability endured
(such as in Brazil, Peru, Bolivia, and Uruguay),
while in a third group of nations, macroeconomic
instability was not a signicant concern (including
Colombia, Mexico, and Paraguay). Concurrently,
democratization progressed throughout the
developing world -partly as a dividend of the
peace following the end of the Cold War. In Latin
America, a new era of political stability emerged in
most countries.
Over three decades, the success stories in
privatization and independent regulation have
been concomitant (even when, to our best
knowledge, there is no formal analysis showing
at least a strong correlation) with the countries
3.- While some writers argue that Chile was the rst country to liberalize its electric sector, and while several reforms for privatization,
restructuring, and competition were introduced, starting in the 1980s; this did not mean the creation of a wholesale electricity market, and for
many years, the main generating company, and transmission and distribution companies, were under common ownership (Joskow, 2008)
(Fischer et al., 2000). We thanked an anonymous referee for this necessary caveat.
31
2. WHAT WERE THE FOUNDATIONAL PRINCIPLES
GUIDING THE DESIGN OF REGULATORY AGENCIES IN THE
DEVELOPMENT WORLD DURING THE 1990S?
where macroeconomic stability was achieved
and sustained and where democracy was
upheld (e.g., Chile, Brazil, Colombia). Conversely,
failures are concentrated in countries where
macroeconomic stability was not maintained, even
in the presence of democracy (e.g., Argentina),
where both the macroeconomic and the political
climates deteriorated (e.g., Venezuela), or where
the macroeconomy functioned well, but political
authorities’ bias changed towards some socialist
view (Bolivia). In these latter countries, some
utilities were renationalized, and regulatory
agencies lost autonomy, inuence, and/or power
(e.g., Argentina) or were eventually replaced by
new bodies, as was the case in Bolivia
4
.
We aim to discuss the design of regulatory agencies
in the 1990s, their role after privatizations, and
the imminent challenges arising in infrastructure
The fundamental premise underlying all the
regulatory agencies established in the developing
world after the 1990s is based on the “public
interest” conception of regulation, in opposition to
alternative normative or positive hypotheses aimed
at explaining regulation (Viscusi et al., 2005). The
rationale behind regulation within this paradigm is
that it serves as a response to market failures (such
as natural monopolies, technological externalities,
public goods, and asymmetric information). The
regulation mimics the behavior of pure competition,
providing a “second best” solution to the lack of
eective competition (Church & Ware, 2000).
Implicitly, the paradigm assumes some benevolence
on the part of the regulator (i.e., the regulator seeks
regulation due to technological advancements,
with a specic focus on Latin America.
In pursuit of this goal, we pose ve questions,
each of which we address in a dedicated section.
The rst section is this introduction. In the second
section, we try to understand the premises that
guided the design of regulatory agencies in the
developing world during the 1990s. In the third
section, we endeavor to identify specic aspects of
regulation in developing countries as compared to
developed ones. In the fourth section, we explore
what happened to regulatory agencies thought
to regulate private providers when these were
renationalized. In the fth section, we ask which
issues seem most lagged in the regional practice.
In the sixth section, we analyze some emerging
challenges for infrastructure regulators. Finally, in
the seventh section, we present our conclusions.
4.- The correlation between stable macroeconomics and better regulatory and energy infrastructure performance (and vice versa) is a stylized
fact easily veried in Latin America. Paradoxically, the theoretical explanations of the mainstream regulatory-economic literature focus on
structural particularities of developing countries, such as institutional weakness and contractual incompleteness (Laont, 2005; Estache &
Wren-Lewis, 2009), in the same way that several empirical works linked to concession renegotiations in Latin America summarized in Guasch
& Straub (2006), but leaving out theoretical links that study the relationship between macroeconomic stability and regulatory performance.
It could be a fertile eld of research to better understand this macroeconomic-microeconomic interaction with a signicant impact on
economic development. However, extensive literature has studied reverse causality, that is, how bad regulatory and/or tari policies aected
macroeconomic stability (Heymann & Canavese, 1988; Canitrot, 1983; Navajas, 2006).
to maximize social welfare), that market failures are
identiable, and that the problems they generate
can be tackled at relatively aordable costs.
The regulation includes taris primarily because
private unregulated monopolies would otherwise
set prices far above marginal costs. The second-
best facet of regulated taris stems from the
impossibility of aligning prices with marginal costs
in natural monopolies without driving them to
bankruptcy. Additionally, the regulation addresses
quality and service standards, as well as social,
health, or safety considerations, infrastructure
maintenance, and expansion. A signicant
contrast between infrastructure in developing and
32
developed lies in coverage, often only partially in
the former. In developing countries, regulators also
bear the responsibility of overseeing the completion
of infrastructure projects and accommodating
the needs of a growing population. However,
conceptually, distortions can arise from regulatory
actions akin to those activities arising from taxation.
Taxation can impose deadweight losses by
reducing quantities concerning non-taxed activities;
regulation can impose costs by limiting otherwise
optimal decisions of unregulated rms.
There are indirect costs associated with regulation,
and regulatory activity can also lead to failures,
particularly in developing countries (Estache & Wren-
Lewis, 2009). For instance, procedures may prove
ineective; decisions can be made with insucient
information, revealed of costly implementation, or
be biased to benet or the opposite of the regulated
operator. Certain decisions may be unsustainable
or inconsistent due to political interference, while
regulatory capture is an open possibility from
dierent stakeholders (e.g., rms, unions, organized
clients, politicians, etc.). Finally, regulators may not
always act benevolently or be capable of doing so.
The empirical importance of each potential failure is
a matter for further investigation.
In the 1990s, there were certain normative
assumptions surrounding regulatory agencies.
Nowadays, however, some of these assumptions
may have been relaxed based on experience, and
the focus is now on achieving ambition through a
“t to purpose” and “agile” (OECD, 2021) regulator.
The expression “t for purpose” is common in
modern regulatory jargon, indicating suitability for
the function for which it was created. The regulatory
agencies were initially conceived as “independent”
entities akin to central banks or judiciary. Trillas (2010)
discusses the regulator’s autonomy regarding
Central Banks. Endowed with some nancial
autonomy, shielded from political interference,
staed by capable and professional experts, and
possessing the ability to face and solve conicts
that routinely arise from the service operations,
regulators are entitled as arbiters between various
interests: consumers versus producers, producers
versus labor unions, producers versus politicians,
and current customers versus future customers
(Durand & Pietikäinen, 2020).
Berg (2013) points out the crucial role of a proper
institutional framework and technical consistency in
inuencing both the performance of the regulator
and the overall sector. His arguments are related
to institution building, which implies establishing
an adequate governance structure (concept
about the rules of the game) and implementing
correct substantive actions (in terms of game
development). Suitable performing regulators are
characterized by having adequate institutional
capacity (ability to decide in an objective, technical,
impartial, and integer way), organizational capacity
(to function eectively), and operational capacity to
enact reasonable regulations (Berg, 2013; Parker
& Kirkpatrick, 2002; Cubbin & Stern, 2004). The
expected outcomes of such regulatory eectiveness
include increased eciency in service provision (in
terms of both resource allocation and production),
sector expansion, investment levels, promotion of
competition, and quality of services, among other
variables (Brown et al., 2006).
Eective governance of regulatory agencies
demands clarity in roles and mandates, autonomy,
accountability, transparency, stakeholders’
participation, and community engagement, along
with the predictability of the regulatory interventions
(Cubbin & Stern, 2004). In the same vein, OECD
(2014) and IADB (2020) identify several best
practices as principles of good regulation, including
clearly dened roles, safeguards against undue
inuence on regulators, appropriate decision-
making mechanisms aligned with governance
structures, robust accountability and transparency
procedures, commitment to the task and
knowledge of the industry and its consumers,
adequate nancing to warrant independence,
and measuring of performance and impact of
regulations. The OECD has developed policy and
regulatory governance indicators for Latin American
countries (Querbach & Arndt, 2016).
Roitman et al. (2021) compile the principles of
regulatory governance following Brown et al. (2006),
identied as the classical model of independent
regulator plus the new roles added by the practice
and compiled by OECD in the Table reproduced
below.
33
In the classic model of a regulator, we envision an
agency characterized by political independence
(autonomy), technical solvency among its sta,
and budgetary autonomy (autarky-nancial
independence). This hypothetical and ideal
agency would be capable of resolving conicts,
setting taris, monitoring activities, and imposing
sanctions, if necessary, all while maintaining
neutrality. This body would engage in dialogue with
various stakeholders, including the government,
unions, customers, the media, and the community,
while remaining impartial and unbiased towards the
interests of all parties involved, including business.
The description of the preceding paragraph
represents an “ideal type” in the Weberian sense.
However, things can be somewhat dierent in the
developing world and Latin America because of
dierent reasons, such as institutional fragility, a
lack of political and nancial independence, limited
human capital, and challenges in attracting high-
quality regulators facing well-paid professional
managers. Depending on the country, none of these
reasons can be present
5
. Reforms in these regions
were coupled with the need to build reputation
Table 1: The classical and the new roles of independent regulators.
Source: Roitman et al. (2021).
3. Which specic features appeared in developing countries?
and credibility. Often, the groups that acquired
or were awarded concessions for infrastructure
services operated across multiple jurisdictions, with
dierent levels of expertise, regulatory traditions,
development/maturity of regulatory frameworks,
and experience, beneting from signicant
information and knowledge asymmetries. For
example, experienced and global groups such as
Suez, Repsol, Endesa, British Gas, Fenosa, etc.,
participated in several privatizations in the regions
during the 1990s in Latin American countries.
On the other hand, regulators were sometimes
appointed by former public servants, politicians, or
inexperienced (because the regulatory activity was
completely new) managers.
In the British experience, for instance, regulators
were granted the authority to issue (or revoke)
licenses, whereas in some Latin American
countries, such functions were sometimes retained
by the government (e.g., Argentina). Similarly, an
independent body functioned as an appellate court
of regulatory decisions in Britain, whereas in Latin
America, conicts between regulators and regulated
entities often required resolution by a ministry or
5.- For example, Querbach & Arndt (2017) identify deciencies, challenges, and opportunities for improvement in regulatory policy in seven
Latin American countries (in 2016) according to OECD regulatory governance standards.
34
secretary (e.g., Argentina). This administrative
channel (to appeal Regulatory agency’s decisions)
usually involves the executive branch, which, as
one of the parties to the concession contract, may
act as both judge and party in administrative appeal
resolutions. In parallel, countries such as Argentina
have a judiciary channel available to protect the
contract and, in addition, a foreign arbitrage court
(e.g., CIADI) when foreign investors participate to
be part of the process.
Regulators in developing countries are more
prone to political inuence, citizen pressures,
media scrutiny, and union activism. Concessions
have been suspended after unrest and protests
in Bolivia and Argentina (Ducci, 2007), while
regulatory agencies have been subject to “political
intervention”, including complete replacement with
new agencies in some cases (e.g., Bolivia).
Therefore, in Latin American countries, regulators
are not expected to enjoy the same level of
independence (both political and nancial) as
depicted in the textbook model. Instead, the
regulator’s independence must be intentionally
guaranteed by design and have a certain degree of
“antifragility” to withstand the signicant shocks of
political and economic instability typical in the Latin
American region and other developing countries.
Taleb (2014) denes antifragility as follows:
“Some things benet from shocks; … there is no
word for the exact opposite of fragile. Let us call
it antifragile. Antifragility is beyond resilience or
robustness. …. The antifragile loves randomness
and uncertainty, which also means— crucially— a
love of errors, a certain class of errors. Antifragility
has a singular property of allowing us to deal with
the unknown, to do things without understanding
them— and do them well…”. Taleb and Douly
(2012), in turn, have dened fragility and antifragility
technically as follows: “In short, fragility is related
to how a system suers from the variability of its
environment beyond a certain preset threshold …
while antifragility refers to when it benets from this
variability … that is, its sensitivity to volatility or some
similar measure of [the] scale of a distribution...
what has exposure to tail events suers from
uncertainty; typically, when systems … are made
robust to a certain level of variability and stress but
may fail or collapse if this level is exceeded, then
they are particularly fragile to uncertainty about
the distribution of the stressor, hence, to model
error, as this uncertainty increases the probability
of dipping below the robustness level, bringing a
higher probability of collapse. In the opposite case,
the natural selection of an evolutionary process
is particularly antifragile, indeed, a more volatile
environment increases the survival rate of robust
species and eliminates those whose superiority over
other species is highly dependent on environmental
parameters.”
In particular, in response to the practical challenges
faced by regulators in several Latin American
countries, Roitman & Valdez (2022) suggest the
following measures: a) implementing a second-
generation reform to allow greater competition in
the last mile of public services; b) clarifying of the
federal nature of regulators and a reducing the
proliferation of sectoral agencies (where applicable)
a better delimitation of jurisdiction; c) ensuring
an optimal sta adaptation with strict suitability
requirements (competitive exams) and stability of
the positions resulting from these competitions;
d) amending regulatory laws to require formal
approval by Congress for the appointment and
removal of board members, providing autonomy
but with certain exibility for coordination in the face
of political changes; e) empowering regulators to
act as competition prosecutors; f) modifying the
nancing mechanism of regulatory organizations to
ensure independence from the Executive Branch;
g) streamlining administrative processes and
accelerating digitization eorts; and h) establishing
the administrative career of national regulators.
The regulator’s independence is also more complex
when regulation involves state-owned enterprises,
an issue discussed in the next section.
35
In Latin America, there are subsets of countries that
re-nationalized (originally state-owned companies,
privatized, and nationalized again) privatized
enterprises and regulatory agencies (aimed to
regulate private rms) that continue operating (such
as in Argentina). Conversely, there are other cases
where regulatory agencies were established before
privatization; however, privatization never happened
(e.g., Uruguay and Paraguay).
Does it make sense? What arguments can be
raised, in pro or opposition, for the coexistence of
regulatory agencies regulating public enterprises?
We argue that there are compelling reasons to
justify the separation of the regulatory and the
operational activities. An autonomous regulator
has the potential to accumulate highly specialized
technical knowledge and expertise on the sector,
distancing itself from current political debates
and focusing on long-term considerations. This is
essential for preserving infrastructure, which has a
lifespan spanning decades and requires signicant
resources, particularly in countries where capital is
relatively scarce.
Consider tari setting, one essential objective of an
independent regulator is to set taris that reasonably
recover opportunity costs while balancing current
customers’ interests (who demand aordable and
high-quality services) with future customers (who
demand infrastructure longevity until they utilize
the service). The infrastructure can only endure
through regulated maintenance, which demands
reasonable taris. Opting for cheap services in the
short run may result in inadequate infrastructure (or
none) in the future. Politicians typically operate with
short-term perspectives in developing and unstable
countries. Regulators are intended to advise on the
risks of myopia on infrastructure.
On the other hand, the regulators must resist
pressures of all types. While technical expertise and
4. WHAT HAPPENED WITH REGULATORY AGENCIES WHEN
PRIVATIZED FIRMS WERE RENATIONALIZED OR
STATE-OWNED?
independence criteria are crucial, some political
expertise is helpful. As Berg (2008) highlighted,
independent regulators are established to reduce
the power/inuence of the infrastructure ministries
on providers and partially depoliticize planning and
control processes.
However, are there any guarantees of achieving
some independence once a rm is renationalized
(or never privatized)?
The regulated (state-owned) rm may wield
signicantly more power than the regulator.
Examples may include water companies ESSAP
(Paraguay), OSE (Uruguay), and AYSA (Argentina)
in comparison to their respective regulators.
The recommendations remain consistent whether
private enterprises or state-owned rms provide
the service: independence can be formally granted
if the agency is created by law, regulators are
appointed by due process, ideally with terms not
synchronized with political cycles, granting some
degree of nancial autonomy or independence,
and ensuring the decision process is professional
and transparent. While all these conditions are
necessary, they are not sucient on their own.
As for sucient conditions, the regulator design
should incorporate “antifragile” features that
permit exibility to adapt its direction in response
to political changes in the executive branch. These
exible design characteristics may prevent a
compromise of independence and, simultaneously,
recognize the importance of maintaining continuity
in the regulator’s authority to develop and sustain
infrastructure.
To further enhance the regulator’s “antifragility” in
the face of political changes, one approach could
involve ensuring that when appointing members to
the board of directors, there is political consensus
36
from Congress (while still appointing them based
on meritocratic principles), akin to the directors of
central banks. Additionally, the board president
could be subject to replacement by two-thirds
of the chamber’s votes in an extraordinary but
regulated manner each time there is a change in
the head of the executive power.
What were the practices in the region during the
pre-privatization age?
They were highly diverse. For instance, in Uruguay,
taris typically covered opportunity costs, with
natural gas distribution being an exception.
Moreover, public enterprises often generated
surpluses that were sent to the Treasury. In contrast,
Argentina followed a dierent approach, with
politically determined taris being the norm (with
some exceptions in specic periods). The country
has a long history of ination, and the Treasury
often had to provide subsidies to state-owned
enterprises (and private ones in recent years).
The experience in the rest of the region varies.
For instance, Chile, which enjoyed well-nanced
privatized infrastructure before 1990, exhibited
practices like Argentina’s in the early 1970s, which
were considered risky.
Public-owned enterprises are complex entities,
with multiple “principal” stakeholders setting goals
and objectives, making it challenging to dene a
clear objective function such as prot maximization,
as seen in private corporations. Politicizing and
patronizing can pose signicant threats to the
function of public enterprises. Much of the economic
analysis on regulatory processes within contexts of
multi-principal-agent models was predominantly
regulatory. Studies by Bernheim & Whinston (1986)
and Martimort (1996) are notable examples.
A dierent perspective of the problem arises
from approaching the regulatory process through
positive analysis, viewing it as the outcome of
constrained optimization and motivated by the
bid of various interest groups for government
intervention. Peltzman (1976), Stigler (1971),
Becker (1983), Rees (1984), Piano (1989),
Baron (1988), Spiller (1990), Navajas (1992) and
Estache & Martimort (1999) have contributed
to this eld by emphasizing the importance of
modeling the political inuence of economic
agents participating in the regulatory process.
Fiscal and, in general, macroeconomic constraints
often loom over public enterprises, as suggested
by Canitrot (1983), Heymann & Canavese (1988),
and González (1990). State-owned enterprises
may rely on the Treasury to cover OPEX and often
require government funding for CAPEX (as noted
by Rozas Balbontín & Bonifaz, 2014).
Adhering to sound practices is crucial for public
enterprises, including accountancy practices that
separate their nancial activities from those of
the Administration, ensuring competition where
possible, providing open access to essential facilities
in competitive stages, practicing transparent cross-
subsidies among activities, and accurately costing
all activities attributed by the government that no
private enterprise would develop otherwise as
advocated by Baztarrica & Irrazábal (2020).
37
When the regulatory reforms began, the initial
regulators were designed to replicate the formal
structure of British regulators, committed to
eciency gains (Durand & Pietikäinen, 2020).
However, economic and political challenges unique
to the region conditioned the results, leading to the
evolution of regulatory bodies from a normative
approach of regulators to a “positive” model
regulator (Roitman et al., 2021). The eectiveness
of these regulators is often contingent upon their
institutional autonomy, the federalism dimension,
the degree of transparency, and public participation.
The literature on the governance of regulatory
agencies acknowledges several approaches.
Drawing from new economic institutionalism,
the Principal-Agent framework addresses why
independent regulators should be established.
The consensus is that such regulators protect
investments before political risk or government
opportunism (Cubbin & Stern, 2006; Brown et
al., 2006). The delegation occurs to improve the
credibility of policy (Gilardi, 2002; Stern & Trillas,
2003; Thatcher, 2005; Montoya & Trillas, 2007).
The central questions from the political science and
public administration literature are: Why did the
independent regulator’s model spread? And why
are there variants of the model?
In the rst case, the response is the need to protect
overseas investments in a time of globalization
(Jordana & Levy-Faur, 2005 and 2006; Gilardi et
al., 2006); while in the second one, variations of
regulatory agencies are explained by domestic
congurations (Murillo & Martínez, 2007 and 2011).
The infrastructure literature concerning good
international practices answers the question: How
should independent regulators function? Bringing
primary conditions for good regulatory governance
(Brown et al., 2006; OECD, 2005, 2011, 2012,
2014, 2016).
Empirical economic studies and qualitative
political science literature also ask: How is the
practice of independent regulators? The answer
5. WHICH ISSUES ARE THE MOST LAGGED?
shows evidence of the positive role of independent
regulators in the regulated sectors (Cubbin &
Stern, 2004; Pratt & Berg, 2014; Pérez & Pérez,
2016). Conversely, it shows the unfavorable
eects of the absence of good governance (Pratt
& Berg, 2014; Singh et al., 2016). Additionally,
some authors discuss the credibility and
legitimacy of the regulators (Jordana & Ramió,
2009; Parrado & Salvador, 2011), while others
observe the discrepancy between formal and
“de facto” autonomy (Jordana & Ramió, 2010;
Groenleer, 2014). In recent years, the regulatory
reality of some Latin American countries shows
that “de jure” does not necessarily imply “de facto”
autonomy, and vice versa.
Political interference and lack of nancial resources
are universally discussed. In some cases, the
regulatory agencies are nanced with resources that
are part of the national budgets, while in other cases,
with resources directly collected or contributed
by regulated entities. However, in both cases,
regulators often lack control over their revenues,
expenditures, and execution, as they ultimately
depend on central government authorization by
public sector nancial management regulations.
Despite having their sources of nancing, they are
still integrated into the National Budget, subjecting
them to the budgetary management aected by
the decit levels and the goals to be achieved by
the central economic management due to public
accounting criteria (Roitman & Valdez, 2022).
Human resources present another concern: the
impossibility of remunerating them at the levels of
private industry, threatening talent acquisition and
retention, and the potential for former regulators
to transition into industry roles (López Azumendi,
2016). Additionally, temporary appointments
lacking the legal shielding to destitution bypass
formal conditions for appointing directors.
Independence and autonomy in regulatory
agencies usually require to be completed with
accountability to prevent the perils of excessive
autonomy and independence, which can hinder
the due equilibria of interests the regulator should
38
respect. Accountability entails transparency in
regulatory actions, including the public disclosure
of information to the public and the stakeholders,
and, in general, making explicit the arguments
behind each decision (Baldwin et al., 2012).
Many Latin American countries have enacted
legislation promoting transparency and access
to public information. However, the quality and
quantity of information disclosed on regulators’
websites in this region often lag behind those of
developed countries. Chile, Brazil, Colombia, and
Mexico show similar results to OECD members
(Mexico and Chile belong to the organization), and
the rest of the countries are behind developed
Alongside the 1990s discussion on independent
regulators, new challenges arise from technological
advances and evolving regulatory practices that
add to regulators’ functions. These developments
underscore the need to modernize, merge,
transform, or change regulatory practices and
responsibilities. One sound addition to regulatory
functions is the analysis of the regulatory impact
(RIA), along with new channels to promote the
participation of the stakeholders and transparency
(Roitman et al., 2021).
RIA analysis originated in the OECD in 1997, which
denes it as a method for systematically evaluating
regulatory impacts. Harrington & Morgenstern
(2004) propose three tests to be applied to regulatory
measures on an ex-post basis, while OECD (2004)
provides a manual for several practical situations.
RIA studies have been conducted in Colombia,
Brazil, Chile, and Peru, among other Latin American
countries. In Colombia, decree 2696/2004
established a framework for evaluating the impact
of regulation, verifying whether the results adjusted
to regulatory objectives. For Brazil, de Carvalho
et al. (2019) propose RIA to evaluate the potential
specic eects of a regulatory measure on water
and sanitation services. Additionally, in Brazil, the
power regulator (Agência Nacional de Energia
Eléctrica, ANEEL) employs RIA to determine if the
potential benets of a regulatory measure outweigh
countries (Durand & Pietikäinen, 2020). Some
regulators’ websites may lack updated information
or provide insucient details. Critical information
such as budgetary issues, procurement details, and
audit results may also be missing. Moreover, the
presentation of information on these websites may
not be user-friendly, making analysis challenging
(Roitman et al., 2021).
6. WHAT’S NEW IN INFRASTRUCTURE REGULATION?
the estimated costs. In 2021, ANEEL issued a
guide for RIA assessment (Ministério de Economia
do Brasil, 2022). Chile has also developed RIA by
Law 20199/2017 for natural gas, while Peru has
enacted Law 25844/1992 for the electric industry.
Estache & Serebrisky (2020) highlight the potential
of new information technologies and big data as
valuable tools for regulatory task improvement
while cautioning about the necessary regulatory
changes needed to reap their fruits. They
also discuss the possibilities yielded by new
developments in experimental economics for
behavioral studies and the use of “nudges” to
achieve regulatory objectives. These issues are
essential before the new challenges in terms of
scarcity of resources, environmental damages that
hinder the infrastructure and the services, and the
governance of regulated sectors.
Even when new functions and possibilities
emerge for regulators, no new body of knowledge
consolidates all the theory, the experience learned,
and the new challenges. Roitman et al., 2021)
outline several new challenges in a non-exhaustive
list, including:1) reduction and simplication of
regulations to improve productivity, 2) regulation
based on data and digital transformation of the
regulator, 3) regulation of innovation, 4) regulation
based on evidence, 5) customer-centric regulation,
39
and 6) new institutional communication and
reputational management of the regulator. The
common thread among these challenges is the
centrality of information in the digital era.
Georgieva et al. (2021) also discuss the roles and
attributions of reform committees in improving
productivity, nding that, in most cases, the
executive power is involved in appointing
committees’ members, raising concerns about
their independence from politics and that in most of
the committees, the private sector is represented.
They also report some variability of practices among
countries.
The common thread among these challenges
is the centrality of information. Querbach & Arnt
(2017) emphasize substantive issues, such as the
requisites of mandatory revision of regulations,
threshold tests to allocate resources eectively,
and analyzing the cumulative eects of regulations
in specic sectors.
Concerning digitalization, the discussion is
embedded in a broader debate related to the fourth
industrial revolution, on the one hand, and digital
government, on the other. The characterization of
the technologies in each industrial revolution (IR) is
as follows: 1) The First IR used water and steam
power for mechanization. 2) The Second IR applied
electricity to create mass production. 3) The Third IR
employed electronics and information technology
for automation. 4) The Fourth IR combined physical,
digital, and biological technologies in disruptive
ways (Ferro, 2021).
OECD/IEA (2017) describes the current state of
digitalization in energy sectors and tries to delve
into its possible future evolution, analyzing its
impact on public policy, rms, and consumers. The
study recommends that governments focus on
developing a digital experience among their sta,
ensuring access to opportune, solid, and veriable
data, adding exibility to their policies to adapt to
new technologies and innovations, experimenting
with new information technologies, fostering
debates on digitalization, researching digitalization,
promoting equitable access to digitalization, and
learning from the experience.
Regulation based on experience is one goal the
RIA allows and is enthusiastically endorsed by
international agencies as good practice. This
mechanism permits transparent regulator activity,
encourages participation and discussion, and, in
the end, fosters regulatory improvement. Peacock
et al. (2018) outline the advantages and barriers
regarding internal procedures, nancial resources,
and complexities of transforming raw data into
valuable information, and the utility and importance
of planning, evaluation, and prediction. They
recommend entitling experts to the study of an ideal
regulation process based on evidence, providing
access to all data available for the regulator,
setting norms of eective mandatory enforcement,
incentivizing competition between regulators
for innovative solutions, and giving exibility for
experimenting with new solutions, among others.
The interests and desires of the customers are
cumbersome in the new reality. Government
and regulators should pay special attention to
consumers’ needs, expectations, and opinions
when designing policies and actively involve them
in the regulatory process (Roitman et al., 2021).
Customers would demand (and pressure for) more
integrated services than in the past and would rest
on more proactive management from governments
and regulators (OECD, 2019). World Bank (2020)
oers examples of regulatory governance with
Integrated Service Delivery, which combines
multiple services in a location to be centered on the
usuaries. Beyond the single-window approach, one
single agency can centralize the services before the
clients by organizing, integrating, and simplifying
registration, licensing, and inspection made by
all the regulators involved, bridging front-oce
and back-oce, and the technology to integrate
them. The aimed results are an improvement in
the service, government eciency, supervision,
regulatory enforcement, and the addition of tools
against corruption.
In an era of more digital relations with consumers,
a not negligible challenge is the regulator’s
institutional communication and reputational
management. Part of this is the horizontalization
of communication because social networks can
directly aect the regulated rms’ and regulators’
reputations. Eective communication becomes
40
critical, and damage control should be considered.
Carpenter (2010) suggests that “…when trying
to account for a regulator’s behavior, look at the
audience… and the threats”. Busuioc & Rimkutè
(2020) add that reputation is multidimensional
and implies good technical records, capacities,
procedures, and ethical image.
Conceptually, bureaucratic reputation is made of
1) a particular vision indicating the contribution
of the agency to the public good, 2) the
multifaceted nature of reputation, 3) the existence
of multiple audiences (consumers) with disparate
expectations, and 4) the context of the knowledge
society and the tendency to blame a responsible.
Thus, the reputation is always in danger. Thus, the
regulators’ responses before the public condemn
the selective use of communication. Reputation is
an asset, a valuable resource to gain and preserve
independence. An agency can be closed if its
reputation deteriorates, and conicts can escalate
to levels that justify the former. Lewis (2002) nds
that almost two-thirds of American agencies
created between 1946 and 1997 had been
canceled, primarily because of political reasons.
On the other hand, the reputation management of
the agency can move toward a very strategic use
of communication (Bach et al., 2021).
After the globalization wave of capitalism in the
1990s, infrastructure sectors were reset in most
of the developing world. From state-owned
enterprises, energy and water sectors were
privatized in numerous countries, and regulation of
these activities was delegated to new, technically
oriented, politically independent, and nancially
autonomous agencies. Those bodies used the
accumulated experience of Britain, which had
undergone recent privatizations, and the US,
which had a long tradition of regulatory agencies
at the federal and state levels.
This paper aimed to discuss the 1990s
regulatory agencies’ design and their specics
in developing countries, with a focus on Latin
America. It sought to explore how these agencies
adapted to challenges, such as the reversal of
some privatizations, and to anticipate the new
challenges that infrastructure regulation will face
due to ongoing technical advancements. It tries to
understand the premises under which regulatory
agencies were designed in the developing world in
the 1990s. One fundamental premise was to shield
these agencies from undue political interference
7. CONCLUSIONS
and to preserve a double role to the regulator: a
mimic of competition (inducing some conducts by
controlling structure and monitoring performance)
and an impartial referee between interests.
The tools were political insulation, technical
endowment, and nancial autarky. However,
circumstances and practices in developing
countries sometimes threaten or impede the new
regulators’ expected functioning (or performance).
Political and economic pressures and long-
established patronizing practices jeopardized
the textbook agencies. They must adapt to local
conditions. Some countries with more mature
institutions survived and produced good results; in
others, their functioning has sometimes interfered,
and in a third group, they were even eliminated.
It was suggested that the regulator’s independence
must be guaranteed by design and have a
certain “antifragility” (as dened by Taleb, 2014)
to overcome the strong political and economic
instability shocks typical of countries in the Latin
American region and others in the developing
world, giving a degree of exibility to institutions
that are “work in progress.” These institutional
41
8. REFERENCES
“antifragility” features may be explored and dened
more precisely in further research.
A group of countries privatized and renationalized
infrastructure sectors, maintaining their regulatory
agencies in operation, while another group never
privatized but erected regulatory agencies in the
1990s. There is a discussion on the relevance
of having regulatory agencies when public
enterprises provide the services. There are
arguments in favor: Regulators care for the long
run, constitute a reservoir for a precise body of
sectoral knowledge, and are barriers against
political pressures. Of course, in less developed
countries, in terms of institutions, all the formers
can be dismissed easily. In countries with long-
standing democratic records, such as Uruguay,
regulatory bodies can be overcome in power
by publicly owned enterprises even while being
respected and considered in their decisions.
New challenges appear because of new times
of accelerated technical change, especially in
the technology and communication industries.
They set new expectations on regulators with
more proactive conduct, oer new tools for
transparency and auditing, and generate new
threats to reputation, obliging regulators to design
communication strategies.
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45
Rodrigo Cardinal
1
, Priscila Ebert
2
, Franciele Weschenfelder
3
Recibido: 3/04/2024 y Aceptado: 30/05/2024
ENERLAC. Volumen VIII. Número 1. Junio, 2024
ISSN: 2602-8042 (impreso) / 2631-2522(digital)
Revisión de la situación actual del
sector eólico en Uruguay - encuesta a
profesionales del sector
1. Rodrigo Cardinal, Universidad Tecnológica del Uruguay. Uruguay
rodrigo.cardinal@utec.edu.uy
ORCID: 0009-0005-7910-5829
2. Priscila Silveira Ebert, InstiUniversidad Tecnológica del Uruguay. Uruguay
priscila.silveira@utec.edu.uy
ORCID: 0000-0001-6406-8264
3. Franciele Weschenfelder, Universidad Tecnológica del Uruguay. Uruguay
franciele.weschenfelder@utec.edu.uy
ORCID: 0009-0003-1525-0766
Review of the current status of the wind energy sector in
Uruguay - survey of professionals in the eld
46
47
Proyectando la decisión de n de vida útil que será necesaria tomar en gran parte de las turbinas eóli-
cas instaladas en Uruguay en los próximos años, se considera que es de vital importancia conocer las
condiciones, problemas y características del sector eólico uruguayo. Para ello, se realizó una encuesta
a 30 profesionales vinculados a cuatro sectores clave: operación y mantenimiento, aspectos comercia-
les y nancieros, legislación y normativa del mercado eléctrico, y profesionales vinculados a extensión
de vida útil y repotenciamiento de parques eólicos.
En esta encuesta se procuró conocer las principales problemáticas que enfrenta el sector, por lo tanto,
se consulta acerca de aspectos clave como la obtención de repuestos, disponibilidad actual de las
turbinas, principales fallas de componentes en la actualidad, entre otros; con la nalidad de recolectar
información que brinde una perspectiva clara sobre el enfoque que deberán tener las decisiones de n
de vida útil en el contexto actual.
A partir de esto se obtuvo que las fallas más comunes en la actualidad están vinculadas a palas y caja
de engranajes. Por otra parte, las decisiones de vida útil más convenientes según los encuestados son
la extensión de vida útil y el repotenciamiento de la centrales eólicas.
Projecting the end of useful life decision that will need to be made for a large part of the wind turbines
installed in Uruguay in the coming years, it is considered vitally important to know the qualities, pro-
blems and characteristics of the uruguayan wind sector. To this end, a survey was conducted among
30 professionals linked to four key sectors: operation and maintenance, commercial and nancial, le-
gislation and regulations of the electricity market, and professionals linked to useful life extension and
repowering of wind farms.
In this survey, we sought to know the main problems facing the sector, therefore, we consulted about
key aspects such as obtaining spare parts, current availability of turbines, main component failures at
present, among others; with the purpose of collecting information that provides a clear perspective on
the approach that end-of-life decisions should have in the current context.
From this it was obtained that the most common failures today are linked to blades and gearbox. Also,
the most convenient useful life decisions according to respondents are the extension of useful life and
the repowering of wind centrals.
PALABRAS CLAVE: energía eólica, n de vida útil, repotenciamiento, Uruguay, encuesta.
KEYWORDS: wind energy, end of useful life, repowering, Uruguay, survey.
Resumen
Abstract
48
1. INTRODUCCIÓN
La energía eólica ha demostrado ser un recurso
fundamental en el panorama energético de
Uruguay, contribuyendo signicativamente en la
matriz eléctrica del país. Esto puede visualizarse
al observar la capacidad eólica instalada en el país
entre 2008 y 2020, presentada en la Figura 1, así
como la generación eléctrica por fuente entre
2010 y 2022 en la Figura 2.
Con el objetivo de identicar áreas de mejora y
optimización en este sector clave, se llevó a cabo
una encuesta dirigida a profesionales y expertos
relacionados con el sector eólico del país.
El propósito central de esta encuesta es conocer
cuáles son los aspectos que requieren mayor
desarrollo en la energía eólica en Uruguay. Se
busca entender las problemáticas más frecuentes
Figura 1. Capacidad eólica instalada en Uruguay entre 2008 y 2020
Figura 2. Generación de energía eléctrica por fuente en Uruguay entre 2010 y
2022
Fuente: Weschenfelder y Ebert (2021).
Fuente: Elaborado por Uruguay XXI con base en datos de BEN 2021.
y las causas de tiempos de parada más comunes,
con el n de proyectar adecuadamente la vida
útil de las turbinas eólicas instaladas y evaluar
posibles estrategias, como la extensión de su vida
útil, desmantelamiento o repotenciamiento de las
centrales eólicas.
Para abordar esta tarea de análisis en profundidad,
la encuesta se estructuró en cuatro sectores
49
2. ESTADO DEL ARTE
principales: personas involucradas en la extensión
de vida útil de centrales eólicas, profesionales
relacionados con legislación y normativa del
mercado eléctrico, expertos en el ámbito
nanciero, y expertos vinculados a operación y
mantenimiento de parques eólicos. En total 30
personas completaron la encuesta realizada, en
su mayoría pertenecientes al sector de operación
y mantenimiento.
La ejecución de encuestas y la investigación en
otros países han proporcionado información
valiosa sobre la percepción pública, los desafíos
operativos y las experiencias en la industria.
Estas investigaciones comparativas han revelado
patrones y tendencias que son aplicables en
contextos diversos, y pueden contribuir a la toma
de decisiones informadas en el sector eólico
uruguayo.
Este tipo de experiencia fue llevado a cabo en
Brasil por Espindola Ferreira, de Bona y Ordoñez
Duran (2021), donde 20 profesionales del sector
eólico respondieron un cuestionario vinculado a
repotenciación de centrales eólicas; buscando
identicar el potencial de repotenciación en Brasil
e identicar los parámetros más relevantes para un
proyecto de repotenciación. A partir de la evaluación
Una de las problemáticas asociadas con los
aerogeneradores es su vida útil limitada. Los
aerogeneradores típicamente tienen una vida útil
de entre 20 y 25 años, y después de ese tiempo,
se deben retirar del servicio y reemplazarlos con
nuevos aerogeneradores.
Sin embargo, existen casos donde por
motivos de innovación y desarrollo de las
tecnologías vinculadas con la generación
eólica, es conveniente realizar el reemplazo de
componentes antes de que lleguen al n de su
A lo largo de este artículo, se exploran los resultados
de la encuesta y se proponen alternativas de
solución a las principales problemáticas que
enfrenta el sector eólico del país actualmente.
2.1 Antecedentes
2.2 Decisiones de n de vida útil
realizada, se identicó que la repotenciación debe
centrarse en aerogeneradores con menos de 2
MW, además, los encuestados mencionaron que
la repotenciación debería estar entre el 30% y el
50% del costo original del proyecto.
Una experiencia similar fue realizada también
en Brasil por Farkat, Claro y Rodrigues (2019),
quienes buscaron identicar las principales
barreras para el desarrollo de proyectos eólicos.
Como resultado, se identicó que impedimentos
en el transporte de energía y el acceso al capital
fueron las principales barreras mencionadas por
los 41 profesionales encuestados del sector.
vida útil, durante una etapa media o avanzada
de desgaste del aerogenerador. En general, se
debe optar por extender la vida útil del parque
eólico, realizar una repotenciación (total o parcial),
o el desmantelamiento del parque. Además,
existen otros motivos que pueden encaminar al
repotenciamiento de centrales eólicas, como el
aprovechamiento de infraestructura eléctrica y
vial, contratos por terrenos, habilitación ambiental,
etc.
50
El desmantelamiento de un parque eólico se reere
al proceso planicado y controlado de desmontar
las turbinas eólicas y demás infraestructuras
asociadas al nal de su vida útil operativa. Este
procedimiento implica la desconexión de las
turbinas de la red eléctrica, la desinstalación
de las estructuras y la gestión adecuada de los
componentes retirados. El desmantelamiento
debe llevarse a cabo cumpliendo con las
normativas ambientales, garantizando la seguridad
y mitigando los impactos negativos en el entorno.
Además, debe incluir la gestión adecuada de
los residuos generados durante el proceso; esto
es analizado por Gast, Meng y Morgan (2024)
El repotenciamiento de turbinas eólicas puede
ser total o parcial, dependiendo del alcance
de las mejoras realizadas en el sistema. En el
caso del repotenciamiento total, se sustituyen
completamente las turbinas antiguas por nuevas
y más ecientes, lo que implica una renovación
total del parque eólico. Por otro lado, el
repotenciamiento parcial implica la modernización
de componentes especícos, como las palas,
generadores o cajas de engranajes, con el n
de mejorar el rendimiento y prolongar la vida
útil de las turbinas existentes, manteniendo la
infraestructura original. Ambos enfoques tienen
como objetivo aumentar la capacidad y eciencia
de la instalación, reducir los costos operativos y
maximizar la producción de energía.
2.2.1 Desmantelamiento:
2.2.2 Repotenciamiento total y parcial:
2.2.3 Extensión de vida útil:
utilizando un “índice de circularidad” propuesto
por otro autor; con lo cual se compara la
reciclabilidad de diferentes modelos de turbinas
y se plantean diferentes escenarios, proponiendo
este índice de circularidad como una medida para
mejorar la evaluación de la reciclabilidad de las
turbinas eólicas.
Un estudio de repotenciamiento parcial fue llevado
a cabo por Javed, Syed, Feroz y Calhoun (2020),
donde se propone el aumento en la altura de buje
en algunas turbinas del parque eólico estudiado
con la nalidad de evitar el efecto estela causado
por errores de diseño del parque; concluyendo
que al aumentar desde 80 metros a 100 metros la
altura de algunas turbinas aguas abajo, se lograría
un aumento promedio en la generación total de
energía de 7,5%.
La extensión de la vida útil de las turbinas eólicas
se reere a la implementación de medidas y
tecnologías destinadas a prolongar la operatividad
y eciencia de las turbinas más allá de su vida
útil inicialmente prevista. Esto puede incluir
acciones como el mantenimiento preventivo,
la actualización de componentes obsoletos y la
aplicación de nuevas técnicas de monitoreo y
gestión de activos. La extensión de la vida útil
busca maximizar el retorno de la inversión en
energía eólica al prolongar la operación de las
turbinas originalmente instaladas hasta el nal de
su ciclo de vida, Rubert. et. al. (2019).
51
Debido a que no existe una normativa
internacional que regule la extensión de vida útil,
algunos países como Dinamarca o Alemania
han establecido criterios de inspección que son
mencionados por Ziegler et al. (2018) como se
presenta en la Figura 3. En el caso de Dinamarca,
se requieren inspecciones anuales de la estructura
e inspección visual de las palas cada tres años,
dichas tareas deben ser realizadas por empresas
Las fallas más comunes en aerogeneradores
están relacionadas a palas, caja de engranajes,
fallas en el sistema de orientación y de sistema
pitch Peng et al. (2023). En la tabla 1 se describen
2.3 Marco legal
2.4 Fallas más frecuentes
certicadas. Para el caso de Alemania, se requiere
una evaluación analítica y práctica de un experto
independiente, y una evaluación estructural de la
turbina.
Figura 3. Criterios de inspección para la extensión de vida útil de turbinas
eólicas en Alemania, Dinamarca, España y Reino Unido
Tabla 1. Motivos de falla más comunes en componentes
de aerogeneradores
Fuente: Ziegler et. al. (2018).
Fuente: Elaboración propia basado en “Analysis of Wind Turbine Equipment Failure and Intelligent
Operation and Maintenance Research” (2023).
las razones de fallas más frecuentes en estos
componentes.
52
3. METODOLOGÍA
4. RESULTADOS
Esta encuesta busca identicar las principales
motivaciones y preocupaciones de los
profesionales del sector eólico en Uruguay.
Además, se exploran las fallas más comunes
en los componentes de los aerogeneradores,
y se evalúa en qué medida dichas fallas están
vinculadas a la antigüedad de las turbinas.
Se busca identicar la gravedad de los tiempos
de parada causados por estas fallas. También
se indaga sobre la disponibilidad de los
aerogeneradores en la actualidad, así como la
falta de repuestos como un posible problema en
el sector.
• Denición del alcance
La encuesta se enfocó en temas relevantes
del sector eólico en Uruguay, centrándose en
la extensión de vida útil y el repotenciamiento
de centrales eólicas, identicación de fallas
en los aerogeneradores, tiempos de parada y
disponibilidad de repuestos, entre otros aspectos
clave como el mercado energético o la legislación
del sector eólico.
Como se puede observar en la Figura 4, la
mayor parte de las respuestas corresponden al
sector de operación y mantenimiento, con 24
respuestas. Aspectos comerciales y nancieros:
3 respuestas, legislación y normativa del mercado
energético: 2 respuestas, y extensión de vida útil
y repotenciamiento: 1 respuesta.
4.1 Perl profesional de los encuestados
• Profesionales encuestados
La encuesta se aplicó a profesionales de
las cuatro áreas identicadas: extensión de
vida útil, legislación y normativa del mercado
eléctrico, comercial y nanciero, y operación
y mantenimiento. Los participantes fueron
contactados y se les invitó a participar en la
encuesta mediante una plataforma de encuesta
online.
• Diseño del cuestionario
Se desarrolló un cuestionario estructurado con
preguntas de acuerdo al perl profesional del
encuestado, y sus conocimientos sobre vida útil y
repotenciamiento de centrales eólicas.
Figura 4 . Perl profesional de los encuestados
Fuente: Elaboración propia.
53
Se consultó a los profesionales vinculados a
Operación y Mantenimiento sobre la decisión más
conveniente una vez alcanzado el n de vida útil
de las centrales; con un total de 16 respuestas,
Los profesionales vinculados al sector de
operación y mantenimiento fueron consultados
acerca de la disponibilidad actual de las turbinas
con las que trabajan. Se obtuvieron 24 respuestas
4.2 Toma de decisiones sobre el futuro de las centrales eólicas
4.3 Disponibilidad actual de las turbinas
Figura 5. Decisión más conveniente una vez alcanzado el n de vida útil de acuerdo a los
profesionales encuestados vinculados al sector de operación y mantenimiento
Figura 6 . Disponibilidad promedio de los aerogeneradores actualmente de acuerdo a
profesionales del sector de operación y mantenimiento
Fuente: Elaboración propia.
Fuente: Elaboración propia.
50% mencionaron extensión de vida útil, 25%
repotenciamiento, 18,8% repotenciamiento
parcial, y 6,3% desmantelamiento.
en total, 79,2% de los encuestados arma una
disponibilidad mayor al 90%, y el restante 20,8%,
una disponibilidad de entre 75% y 90%.
54
Se consultó a los encuestados sobre las principales
motivaciones y preocupaciones para la decisión
de n de vida útil de las turbinas eólicas, en la
Tabla 2 se presentan los resultados.
Al consultar a los profesionales vinculados a
operación y mantenimiento sobre las principales
fallas de componentes en la actualidad, se observa
en la Tabla 3 que los componentes que presentan
4.4 Motivaciones y preocupaciones sobre decisión de n de vida útil
4.5 Principales fallas de componentes en la actualidad
Tabla 2. Motivaciones y preocupaciones respecto a la decisión de vida útil de las centrales
eólicas de acuerdo a los profesionales encuestados
Tabla 3. Desglose de principales fallas de componentes en la actualidad de acuerdo a los
profesionales encuestados
Fuente: Elaboración propia.
Fuente: Elaboración propia.
mayor cantidad de fallas son la caja multiplicadora
y las palas por signicativa diferencia.
55
Los tiempos de inactividad no solo afectan la
productividad, sino que también inuyen en
la viabilidad de iniciativas como la extensión
de vida útil y el repotenciamiento. Además, la
disponibilidad de repuestos juega un papel crucial
en la gestión de estos períodos de inactividad,
destacando la necesidad de estrategias efectivas
de mantenimiento y gestión de recursos.
Los profesionales vinculados a legislación y
normativa del mercado eólico, al ser consultados
sobre sus principales preocupaciones respecto a
las decisiones de n de vida útil mencionaron la
inexistencia de normativa y legislación vinculada
Los resultados de la encuesta a profesionales
del sector eólico en Uruguay proporcionaron
una perspectiva sobre las principales fallas en
las centrales eólicas. Entre los componentes
analizados, la caja multiplicadora y las palas de las
turbinas fueron identicados como los elementos
más susceptibles a presentar problemas.
4.6 Tiempos de parada por fallas en las turbinas
4.7 Legislación y normativa
4.8 Evaluación general de los resultados
Figura 7. Gravedad de tiempos de parada por fallas actualmente de acuerdo a los profesionales
vinculados al sector de operación y mantenimiento encuestados
Fuente: Elaboración propia.
En la Figura 7 se presentan los resultados
obtenidos al consultar sobre la gravedad de los
tiempos de parada ocasionados por fallas en las
turbinas. Donde 1 es “nada grave” y 5 es “muy
grave”.
a repotenciamiento de parques eólicos, y
la disposición nal de las turbinas que son
decomisadas.
Una tendencia signicativa observada en los datos
fue la relación entre la antigüedad de las turbinas y la
ocurrencia de fallas. La mayoría de las incidencias
se atribuyeron al desgaste progresivo causado
por el tiempo de funcionamiento de las turbinas.
El envejecimiento de los equipos fue identicado
como un factor determinante que conduce a la
degradación de los componentes y aumenta la
56
probabilidad de fallos, fundamentalmente en caja
multiplicadora y palas.
Estas fallas no solo afectan la operatividad,
sino que también generan tiempos de parada
considerables y costos sustanciales para las
reparaciones y el mantenimiento. La interrupción
de la producción de energía debido a estas
incidencias puede tener un impacto negativo
signicativo en la eciencia y rentabilidad de los
parques eólicos.
Estos hallazgos resaltan la necesidad de
implementar estrategias proactivas para abordar
las fallas recurrentes y prolongar la vida útil de
los aerogeneradores. Se sugiere considerar
la implementación de tecnologías avanzadas
de monitoreo y programas de mantenimiento
preventivo y predictivo para reducir la incidencia
de averías, mejorar la disponibilidad de los
aerogeneradores y minimizar los costos asociados
con paradas no programadas.
Asimismo, es esencial evaluar cuidadosamente el
ciclo de vida útil de los aerogeneradores y analizar
de manera realista el momento adecuado para el
repotenciamiento o extensión de vida útil de las
turbinas.
Por otra parte, desde el sector de legislación y
normativa, se plantea la necesidad de la regulación
especíca para las decisiones de n de vida útil en
el sector eólico de Uruguay.
57
La encuesta a profesionales del sector eólico
en Uruguay arrojó información valiosa sobre
diversas problemáticas en las centrales eólicas.
Se identicaron modos de falla importantes,
incluyendo palas y caja de engranajes, y se
destacaron áreas críticas para mejorar la eciencia
y conabilidad.
En el caso de las palas, se identicaron problemas
recurrentes como grietas, desprendimientos y
erosión en el borde de ataque y borde de salida.
La caja de engranajes, por su parte, puede
experimentar fallas críticas con consecuencias
graves, lo que subraya su relevancia en el
funcionamiento de las turbinas.
Para extender la vida útil de las palas, se sugiere
un análisis minucioso del historial operativo, la
evaluación de daños observados y el cálculo de
la vida de fatiga restante. Asimismo, es esencial
cuanticar el deterioro aerodinámico de las
palas debido al desgaste para tomar decisiones
informadas sobre reparaciones y reemplazos.
La caja de engranajes demanda una atención
especial, y se recomienda la realización de
inspecciones con tecnología de boroscopio y la
implementación de tecnología de monitoreo de
vibraciones y temperatura para prevenir fallas
graves y mejorar la conabilidad.
Por otra parte, las decisiones de vida útil más
convenientes según los encuestados son la
extensión de vida útil y el repotenciamiento de las
centrales eólicas.
Estos resultados sacan a la vista los principales
inconvenientes que poseen las turbinas eólicas en
Uruguay, los cuales en muchos casos coinciden
con experiencias anteriores realizadas en otros
países, como fue mencionado en la sección de
antecedentes. Esto resalta la importancia de
adoptar enfoques proactivos en el mantenimiento
y gestión de activos en el sector eólico. La
inversión en tecnologías avanzadas de monitoreo
y la implementación de acciones preventivas
CONCLUSIONES
serán fundamentales para maximizar la eciencia
y prolongar la vida útil de los aerogeneradores en
Uruguay.
En última instancia, la aplicación de medidas
informadas y estrategias sólidas permitirá un
desarrollo más efectivo del sector eólico.
Trabajos futuros
En perspectiva de futuras investigaciones,
se sugiere profundizar en el análisis de datos
provenientes de turbinas eólicas en Uruguay,
centrándose en la aplicación de herramientas
de software avanzadas para estimar la vida
útil remanente de las turbinas, proporcionando
información para la formulación de estrategias de
mantenimiento y gestión eciente de activos en
parques eólicos. Al emplear técnicas de análisis de
datos y modelado, se podría establecer un marco
predictivo que contribuya a optimizar la operación
y el rendimiento de las turbinas, mediante la
identicación de aquellos componentes más
críticos.
58
Espindola Ferreira, J. C., de Bona, J. C., & Ordoñez Duran, J. F. (2021, January). Analysis of scenarios for
repowering wind farms in Brazil. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 135(110197), 1364-0321.
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6. REFERENCIAS
59
Wilian Patricio Guamán Cuenca
1
, Nicolás Alejandro Mayorga Lozada
2
y
Xavier Alfonso Proaño Maldonado
3
Recibido: 7/07/2023 y Aceptado: 24/06/2024
ENERLAC. Volumen VIII. Número 1. Junio, 2024
ISSN: 2602-8042 (impreso) / 2631-2522(digital)
Coordinación de protecciones en
sistemas eléctricos de distribución
considerando la introducción de
generación distribuida
1.- Universidad Técnica de Cotopaxi. Ecuador
wilian.guaman8956@utc.edu.ec
https://orcid.org/0000-0002-9905-8231
2.- Universidad Técnica de Cotopaxi. Ecuador
nicolas.mayorga9114@utc.edu.ec
3.- Universidad Técnica de Cotopaxi. Ecuador
xavier.proano@utc.edu.ec
https://orcid.org/0000-0002-8271-8838
Coordination of protections in electrical distribution
systems considering the introduction of distributed
generation
60
61
Los sistemas de distribución están en un crecimiento constante, por ello es necesario implementar
nuevas tecnologías de generación para satisfacer toda la demanda. La generación distribuida (GD) es
una interesante alternativa en el Ecuador, dado sus abundantes recursos naturales. Sin embargo, la
inclusión de GD cambia los valores operativos y corrientes de cortocircuito, afectando la coordinación
de protecciones. En este trabajo, se utiliza el software DigSILENT PowerFactory para la coordinación
de las protecciones del sistema eléctrico de la provincia de Cotopaxi en Ecuador. Posteriormente,
se determinan los puntos y subestaciones idóneas para la instalación de GD fotovoltaica, con el n
de introducirlos al sistema de distribución. Finalmente, se verica el estado de operación del sistema
eléctrico por el efecto del ingreso de GD a la red, evidenciando que se requiere reajustar y volver a
coordinar las protecciones eléctricas. Los resultados demuestran que el aporte de la GD a la corriente
de falla es relativamente pequeño, no mayor al 5.00%.
Distribution systems are constantly growing, so it is necessary to implement new generation technologies
to meet the entire demand. Distributed generation (DG) is an interesting alternative in Ecuador, given its
abundant natural resources. However, the inclusion of DG changes the operating values and short-circuit
currents, aecting the coordination of protections. In this work, the DigSILENT PowerFactory software
is used for the coordination of the protections of the electrical system of the province of Cotopaxi
in Ecuador. Subsequently, the points and substations suitable for the installation of photovoltaic DG
are determined, in order to introduce them to the distribution system. Finally, the operating status of
the electrical system is veried due to the eect of DG entering the grid, showing that the electrical
protections need to be readjusted and re coordinated. The results show that the contribution of DG to
the fault current is relatively small, no more than 5.00%.
PALABRAS CLAVE: Sistema de distribución, generación distribuida, coordinación de protecciones,
DigSILENT PowerFactory, estudio de cortocircuito, fuente de energía fotovoltaica.
KEYWORDS: Distribution system, distributed generation, protection coordination, DigSILENT
PowerFactory, short-circuit study, PV energy source.
Resumen
Abstract
62
El frecuente uso de fuentes de energía de
procedencia fósil ha ocasionado daños ambientales
importantes a nivel global, principalmente por
medio de las emisiones de CO_2, uno de los gases
principales que causa el calentamiento global del
planeta o también llamado efecto invernadero,
culpable de los cambios climáticos. Por esta
razón, las energías renovables variables (ERV) se
están utilizando cada vez más en todo el mundo,
desde grandes plantas de generación hasta
generación in situ en los sistemas eléctricos de
distribución, denominada generación distribuida
(GD) (Muñoz et al., 2018).
En los últimos años, la energía solar fotovoltaica
ha experimentado un notable crecimiento en
comparación con otras fuentes de energía
renovable. Según los datos recientes, la capacidad
de energía fotovoltaica instalada a nivel mundial
ha aumentado en un 22% en el año 2022 en
comparación con el año anterior (Elcacho, 2023).
En Ecuador, la disposición normativa emitida por
la Agencia de Regulación y Control de la Energía y
Recursos Naturales no Renovables, denominada
ARCERNNR 013-2021, permite una generación
fotovoltaica límite de capacidad nominal de 1000
kW (ARCERNNR, 2021).
En Estados Unidos y en la mayoría de los países
europeos, la GD representa más del 10% de la
capacidad instalada, inclusive, en Dinamarca
y Países Bajos, esta forma de generación ha
alcanzado más del 30% de la capacidad instalada
total. En Austria, el 78% de su producción
eléctrica fue de energías renovables para el año
2010 (Sánchez de la Cruz et al., 2018). Aunque
no existen datos ociales de la GD instalada en los
países latinoamericanos, las fuentes de energía
eléctrica con recursos renovables, principalmente
solar, eólica e hidráulica, han experimentado un
crecimiento notable en el 2022, entre algunos
países se encuentran Brasil, Chile, El Salvador y
Guatemala con un aporte de 47.4%, 33%, 59.4%
y 78% respectivamente de generación eléctrica a
partir de recursos renovables (OLADE, 2023).
1. INTRODUCCIÓN
Al instalar GD, se pueden obtener varios benecios,
incluyendo una disminución de los costos de
pérdidas en la distribución y transmisión eléctrica.
También se pueden eludir los costos de expansión
del sistema de distribución y transmisión, y reducir
los costos de mantenimiento de la infraestructura.
Además, la GD puede proporcionar mayor
conabilidad a los usuarios cercanos, minimizar
las caídas de tensión, mejorar el factor de
potencia e incrementar la calidad de energía. Sin
embargo, también hay problemas que pueden
surgir debido a la incorporación de GD, incluyendo
la descoordinación y pérdida de sensibilidad
en el sistema de protección, problemas en la
reconexión, cambios en la tensión, armónicos,
sobretensiones, ujos de potencia bidireccionales
y variaciones en el valor de las corrientes de
cortocircuito (Morales Vallejo, 2007). Por lo tanto,
es crucial que las empresas distribuidoras revisen
los esquemas de coordinación de protecciones
eléctricas ante la introducción de GD en la red
eléctrica. Esto no solo mejora la conabilidad y
selectividad del sistema de protección, sino que
también aumenta la calidad y continuidad del
servicio a los consumidores.
Varios trabajos previos han estudiado el impacto
de GD en sistemas eléctricos de distribución. El
trabajo de Morales Vallejo (2007) se enfoca una
red real de distribución y establece distintos
escenarios en que la GD afecta a la coordinación
de protecciones, lo cual permite determinar
los ajustes de los relés de sobrecorriente para
mantener la coordinación, aun con GD. Por
otro lado, Merla Ibarra (2018), desarrolla una
investigación de Simulación y protección de
sistemas eléctricos de distribución tipo radial
mediante ETAP con y sin GD. Se elabora y analiza
el alimentador TZE-5390 Xilitla, concluyendo que
la penetración de la GD en el alimentador tiene
un impacto en la coordinación de protecciones
en ciertos puntos de la red. En Ecuador, Soria
Colina (2016) realiza un estudio de los esquemas
de protecciones de EMELNORTE teniendo en
cuenta la GD presente en la empresa, utilizando
Cymdist. También, Morante del Rosario & Salcán
63
2. METODOLOGÍA
Reyes (2019) proponen una metodología para la
coordinación de los relevadores de sobrecorriente
considerando elementos direccionales en
sistemas de distribución eléctrica que incluyen GD.
La metodología utilizada permite determinar los
ajustes óptimos en cada escenario, obteniendo de
esa manera una mejor sensibilidad y selectividad
en el sistema de protecciones eléctricas.
Finalmente, Cabrera Buestán (2021) analiza
un método de coordinación en alimentadores
radiales con presencia de GD, donde se revisa
cada componente de protección, conservando
en lo posible la infraestructura inicial, teniendo en
cuenta las restricciones operativas y constructivas
de los reconectadores, relés, y fusibles instalados.
El Ecuador es un país que se mantiene en
constante desarrollo, lo que conlleva al aumento
de la demanda de energía eléctrica, la GD es
una alternativa promisoria para enfrentar este
desafío, sin embargo, hay información limitada
sobre el impacto de la GD en la coordinación de
protecciones en las redes eléctricas del sistema
nacional. Este trabajo pretende reducir esta
brecha, mediante la aplicación a un caso de
estudio real de coordinación de protecciones
antes y después de la inclusión de GD, usando
Para el desarrollo del caso de estudio, se toma
como punto de partida el trabajo de investigación
de Bernal Rivera (2022), quien estudia la
conabilidad del sistema eléctrico de Cotopaxi
usando el software DigSILENT PowerFactory,
basado en datos reales otorgados por la
Empresa Eléctrica Cotopaxi S.A (ELEPCOSA),
empresa distribuidora de energía en la provincia
de Cotopaxi - Ecuador. El sistema eléctrico de
Cotopaxi está alimentado por las subestaciones
Ambato, Mulaló y Quevedo, no obstante, para el
presente trabajo se tendrán en cuenta únicamente
a las subestaciones Ambato y Mulaló, por el hecho
de que están interconectados entre sí, lo que
permite vericar la interacción de las protecciones
eléctricas de este sistema, tal como se realiza en
el trabajo de Guano Sinchiguano (2017).
como caso de estudio el sistema eléctrico de la
provincia de Cotopaxi. Dadas las condiciones
geográcas de Cotopaxi, se considerará como
GD exclusivamente a la generación fotovoltaica.
Las principales contribuciones de este trabajo se
detallan a continuación:
1) Se presenta un caso de estudio de
coordinación de protecciones del sistema
eléctrico real de la provincia de Cotopaxi en
Ecuador.
2) Se propone un esquema de coordinación
de protecciones del sistema eléctrico de
Cotopaxi, considerando la inclusión de
GD. La ubicación y dimensionamiento de
la GD se basa en un estudio de irradiación
y georreferenciación de las subestaciones
para instalación de generación fotovoltaica.
Se estudia la coordinación de protecciones del
sistema de distribución actual, teniendo en cuenta
las características de la red eléctrica en estado de
operación normal y en cortocircuito. Luego, se
detalla la ubicación, la capacidad y características
del sistema fotovoltaico. Finalmente, se verican
los cambios en el estado de operación del sistema
eléctrico después de la inclusión de la GD y el
impacto que tuvo en el sistema de protecciones
integrado anteriormente, para reajustar el tiempo
de operación de las protecciones eléctricas y
garantizar una operación conable. La Figura 1
detalla la metodología propuesta para estudiar
la coordinación de protecciones ante el ingreso
de GD en el caso de estudio propuesto de
ELEPCOSA.
64
Figura 1. Metodología de Coordinación de protecciones en presencia de GD
Figura 2. Esquema del Sistema Eléctrico Cotopaxi
Fuente: Elaborado por los Autores
Las protecciones son ubicadas de tal manera que
garanticen la selectividad en cada zona de la red,
conformada por: barras, líneas de subtransmisión,
transformadores de potencia y alimentadores.
Los equipos de protección que se utilizan son
dos modelos de relés de la marca ABB, el RET
630 y REF 630, donde, para líneas y cabecera del
alimentador se utiliza el modelo REF 630, mientras
que, para transformadores se utiliza el modelo RET
630. Además, los alimentadores son coordinados
con su fusible máximo aguas abajo de la red de
distribución. En la Figura 2 se presenta una parte
del sistema eléctrico de Cotopaxi donde se realiza
la coordinación de protecciones, especícamente
en la subestación Salcedo.
Fuente: Elaborado por los Autores
65
Tabla 1. Relaciones Estándar del TC
La relación de transformación de los
transformadores de Corriente (TC), es
determinada, considerando una clase de precisión
5P20, C-100, la corriente nominal y máxima
de cortocircuito. A continuación, se muestra la
Ecuación (1) que permite garantizar que el TC
no se sature ante la corriente de falla máxima
(Ramírez Castaño, 2003).
Para la selección del TC se debe determinar
el valor máximo entre la corriente nominal y
el valor obtenido en la Ecuación (1). La Tabla 1
muestra las relaciones de transformación para
transformadores de corriente estándar, donde, la
corriente secundaria en todos los casos es de 5
amperios.
Los transformadores de potencial (TP) se calculan
de acuerdo con la relación de transformación
de potencial estándar en el mercado, donde la
selección del valor del lado primario se determina
considerando el máximo voltaje nominal permitido
en el sistema, y el secundario se escoge
considerando el valor estandarizado de 110
voltios, voltaje con el cual operan los relevadores
de ELEPCOSA.
Donde:
x: Relación de transformación del TC en el
lado primario.
5: Valor estandarizado de corriente en el lado
secundario del TC.
Isc: Corriente máxima de cortocircuito.
Fuente: (Ramírez Castaño, 2003)
2.1 Selección de la relación de transformación
66
2.2 Ajuste de los relés de protección
En esta sección se detallan los criterios utilizados
para ajustar la corriente de pickup, esta última
constituye un valor de referencia para la operación
La corriente pickup para la protección de
sobrecorriente de fase es tomada directamente
del valor de la capacidad de corriente del elemento
(criterio utilizado por Empresas Distribuidoras
de energía), en este caso, la capacidad de
corriente para cada alimentador se obtiene a
partir del calibre utilizado para su troncal principal,
donde, se verica que todos los alimentadores
tienen salidas de cuatro conductores de cobre,
3 fases (3/0 cada una) y 1 neutro (1/0), datos
que fueron tomados del Geoportal Web de la
ELEPCOSA. Según el Catálogo de productos
de Electrocables (Electrocables, 2018), dicho
conductor tiene una capacidad de corriente de
250 amperios para calibre 3/0. Para la corriente
La corriente Pickup del dispositivo de protección
ubicado en el transformador (alto y bajo voltaje)
y línea de subtransmisión es determinado con la
Ecuación (3):
El ajuste para la corriente de falla a tierra de los
relevadores es determinado teniendo en cuenta
el máximo desbalance que puede existir en el
sistema bajo condiciones normales de operación.
Un desbalance típico permitido es del 20%, así
que la expresión de la Ecuación (4), llega a ser:
En alimentadores de distribución rurales el mayor
desbalance puede elevarse al 30%, lo que es
considerado para la coordinación de fallas a tierra
en las protecciones ubicadas en la cabecera de
los alimentadores del presente caso de estudio
(Ramírez Castaño, 2003).
2.2.1 Cabecera del alimentador
2.2.2 Transformadores y líneas de Subtransmisión
2.2.3 Ajuste de los relés de protección de fallas a tierra
Donde:
Ipickup: Corriente de arranque de operación del relevador.
Inominal: Capacidad de corriente nominal.
RTC: Relación de transformación del TC.
Donde:
Ipickup: Corriente de arranque de operación del relevador.
Inominal: Corriente nominal.
RTC: Relación de transformación del TC.
1.25: Factor de sobrecarga.
Donde:
Ipickup: Corriente de arranque de operación del relevador.
Inominal: Corriente nominal.
RTC: Relación de transformación del TC.
0.2: Desbalance permitido.
pickup en el lado secundario se divide el valor de
capacidad de corriente denido, para la relación
de transformación del TC, como lo muestra la
Ecuación (2).
inicial del relevador de los relés de protección.
67
2.3 Conguración del Dial entre dispositivos de protección
2.4 Emplazamientos para la inclusión de GD
El tiempo de disparo de un relé de sobrecorriente
puede ser retardado para garantizar que, en
presencia de falla, el relé no actúe antes de la
operación de cualquier otra protección localizada
más cercana a la falla (Ramírez Castaño, 2003).
La Figura 3 muestra la diferencia en el tiempo
de operación de los relevadores en los mismos
niveles de falla, para satisfacer el denominado
“Margen de discriminación”.
La tecnología de GD a utilizar para la inclusión en
el sistema eléctrico de Cotopaxi es la generación
fotovoltaica, por su fácil instalación en comparación
a las demás tecnologías disponibles, es amigable
con el medio ambiente y tiene larga duración de
vida con poco mantenimiento. De acuerdo con
los datos del trabajo de Vaca & Ordóñez (2020)
y los registros de la NASA, se estima que el nivel
promedio de irradiación solar anual en la provincia
de Cotopaxi tiene un valor aproximado de 4
kWh/m^2. Además, con la herramienta Google
Earth se establece que las subestaciones que
cuentan con espacio aledaño y la mejor ubicación
para la instalación de GD son las subestaciones
de distribución Pujilí, Lasso y Salcedo. Las
características del sistema fotovoltaico en cada
punto de instalación se muestran en la Tabla 3.
Posterior al ingreso de GD a la red de distribución
de Cotopaxi se verica el estado de operación
del sistema eléctrico y se realiza nuevamente
un estudio de cortocircuito para recongurar y
Figura 3. Margen de discriminación entre dos curvas del
relé de tiempo inverso
Fuente: Adaptado de Ramírez Castaño (2003)
El margen de discriminación para la coordinación
de protecciones es tomado de la IEEE Std. 242
(2001), donde, al coordinar relés con fusibles
aguas abajo, se debe tomar el tiempo total de
despeje del fusible como punto de partida del
intervalo de tiempo, que si se usa un relé estático
el tiempo se puede congurar en 0.12 segundos,
mientras que, para la coordinación entre relés un
tiempo de 0.2 segundos. A continuación, la Tabla
2 resume el margen de discriminación mínimo de
actuación entre dispositivos de protección.
Tabla 2. Margen de discriminación mínimo
Tabla 3. Características de los Sistemas Fotovoltaicos
Fuente: (IEEE Std 242, 2001)
Fuente: Los Autores
reajustar el sistema de protecciones, repitiendo el
proceso completo previamente indicado.
MçRGEN DE
DISCRIMINACIîN
INFEED
B
A
AB
I
t
68
3. ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS
La inclusión de GD al sistema eléctrico de
distribución de la provincia de Cotopaxi presenta
su mayor incidencia en las protecciones aledañas
a la barra en donde fue conectada, por ello, se
Se presentan los resultados de la relación de
trasformación de los dispositivos de protección
cercanos a la barra donde se conecta la GD. La
Tabla 4 muestra la relación de transformación de
A continuación, la Tabla 5 muestra los resultados
de la relación de transformación de corriente
(RTC) antes y después de la GD de los
alimentadores conectados a sus respectivas
subestaciones, donde se evidencia un cambio
de la RTC únicamente en el alimentador “Acosa”,
debido al aporte a la corriente de cortocircuito
3.1 Relación de transformación del TC
los relés de sobrecorriente ubicados en el lado de
bajo voltaje y alto voltaje de los transformadores.
por parte de la GD (ver Ecuación 1). La relación
de transformación del TC de las protecciones del
transformador de potencia no se ven afectadas
ante la inclusión de GD.
Tabla 4. Relación de transformación para relés de los transformadores antes de GD
Tabla 5. Relación de transformación para relé a cabecera de alimentador considerando
aporte de GD
Fuente: Los Autores
Fuente: Los Autores
presentan los resultados del estudio de dichas
protecciones eléctricas.
69
La corriente pickup se determina únicamente para
los relés del transformador de cada subestación
eléctrica, dado que, la corriente de arranque del
relé de sobrecorriente a cabecera del alimentador
se toma el valor de 250 amperios en el lado
primario, dicho valor es la capacidad de corriente
del conductor 3/0.
La Tabla 6 muestra las corrientes de pickup de
fase y tierra de los relés ubicados en el lado de
bajo voltaje y la corriente pickup del relé de fase
del lado de alto voltaje del transformador por
su conguración Delta-Estrella. Los ajustes de
corriente pickup después de GD se mantienen
para el caso de las protecciones a cabecera del
alimentador, por el motivo que está jada a 250
amperios primarios, capacidad de corriente del
conductor, en el caso de los transformadores
La Tabla 7 presenta los resultados de la
coordinación de protecciones antes de la inclusión
de GD. El margen mínimo de discriminación
mínimo para la coordinación de protecciones
es tomado de la IEEE Std 242 (2001). Se
muestran los resultados de la máxima corriente
de cortocircuito, tiempo de operación de cada
3.2 Ajuste de la corriente pickup de los relés de sobrecorriente
3.3 Ajuste de tiempo entre dispositivos de protección
Tabla 6. Corrientes pickup para relé de sobrecorriente del transformador antes de GD
Fuente: Los Autores
también conservan su valor de corriente pickup,
dado que, se determinan a partir de sus corrientes
nominales y relación de transformación del
TC, mas no de la corriente de cortocircuito, ver
Ecuación (3).
protección y su margen de discriminación (∆T)
de la subestación Pujilí, Lasso y Salcedo.
70
Tabla 7. Margen de discriminación para corrientes de falla máximas de las
subestaciones antes de GD
Tabla 8. Margen de discriminación para corrientes de
falla máximas de las subestaciones con GD
Fuente: Los Autores
Fuente: Los Autores
A continuación, se presentan los resultados
de la coordinación de protecciones posterior
a la inclusión de GD a las subestaciones de
distribución de Cotopaxi. La Tabla 8 muestra
los resultados de la máxima corriente de
cortocircuito, que ahora es mayor por el aporte
de la GD a la corriente de cortocircuito, tiempo
de operación de cada protección y su margen
de discriminación (∆T) de la subestación Pujilí,
Lasso y Salcedo.
71
Tabla 9. Porcentaje del aporte de la GD en las subestaciones con GD
Figura 4. Coordinación entre protecciones del alimentador Apahua con el relé de bajo voltaje del
transformador Pujilí sin presencia de GD
Fuente: Los Autores
Fuente: Los Autores
Finalmente, se presenta un resumen de las
corrientes de cortocircuito, antes y después de
la GD, con su respectiva variación. La Tabla 9
presenta el aporte de la GD en la corriente de
cortocircuito máxima en la subestación Pujilí, con
un aporte máximo de 4.983%, en la subestación
La Figura 4 muestra las curvas de coordinación
entre el relé a cabecera del alimentador Apahua
y el relé de bajo voltaje del transformador Pujilí,
antes de la inclusión de GD, con una corriente de
cortocircuito máxima de 2,773.157 amperios y
un margen de discriminación de 0.204 segundos,
por otra parte, la Figura 5 muestra las curvas de
coordinación después de la inclusión de GD y
Lasso, con un aporte máximo de 1.82% y
nalmente, en la subestación Salcedo, con un
aporte máximo de 2.389%.
reajuste de las protecciones, con una corriente
de cortocircuito de 2,911.347 amperios y un
margen de discriminación de 0.204 segundos,
presentando una variación del 4.98% en la
corriente máxima de cortocircuito después de la
inclusión de GD en la subestación Pujilí.
72
Figura 5. Coordinación entre protecciones del alimentador Apahua con el relé de bajo voltaje del
transformador Pujilí con presencia de GD
Fuente: Los Autores
4. CONCLUSIONES
• La coordinación de protecciones del caso
de estudio de la red eléctrica de Cotopaxi se
realiza mediante un análisis de cortocircuito,
concluyendo que la corriente más elevada
para congurar el margen de discriminación
entre curvas es la corriente de falla trifásica.
Exceptuando los relés en los transformadores
de las subestaciones que son coordinados con
la corriente de falla bifásica, considerando que
los transformadores de ELEPCOSA tienen una
conguración Delta – Estrella, donde este tipo
de falla se convierte en la más severa para la
coordinación entre el lado de alto y bajo voltaje
del transformador.
• La incorporación de GD al sistema eléctrico
de distribución de Cotopaxi aporta a la corriente
de cortocircuito un porcentaje no mayor al 5.00
%, dado que su contribución está limitada por
el nivel máximo de corriente de los inversores,
aun así, inuye en los tiempos de actuación
entre los dispositivos de protección, por lo que
es necesario repetir el proceso de coordinación
y reajustar los tiempos de operación de las
protecciones eléctricas, vericando su correcto
funcionamiento en dos escenarios de operación
de la red, el primero con una contribución del
100% de la capacidad nominal del sistema
fotovoltaico y el segundo sin aporte de GD, en
los dos casos con demanda máxima, por el
motivo que estos escenarios representan la peor
condición de operación para las protecciones
eléctricas.
• La GD conectada a la red eléctrica puede generar
ujos de potencia bidireccionales, dependiendo
de la capacidad de generación en comparación
con la potencia del sistema eléctrico, es necesario
vericar las direcciones mediante análisis de ujo
de potencia y cortocircuito, en caso de existir
ujos bidireccionales cambia el esquema de
protección y la metodología utilizada. Trabajos
futuros deberían considerar este particular.
73
5. REFERENCIAS
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2023.
75
Víctor Lisandro Napoleón Zurita
1
, Débora Belén Malisani
2
, Claudio Guidi
3
, Juan López Meyer
4
Recibido: 22/04/2024 y Aceptado: 25/06/2024
ENERLAC. Volumen VIII. Número 1. Junio, 2024
ISSN: 2602-8042 (impreso) / 2631-2522(digital)
Análisis econométrico de la calidad del
servicio eléctrico de distribución: Un
enfoque en SAIDI y SAIFI
1. Víctor Napoleón Zurita
Consultora BA ENERGY SOLUTIONS, Argentina
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7335-2726
2. Débora Malisani
Consultora BA ENERGY SOLUTIONS, Argentina
ORCID: https://orcid.org/0009-0004-3191-1699
3. Claudio Guidi
Consultora BA ENERGY SOLUTIONS, Argentina
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-6387-2143
4. Juan López Meyer
Consultora BA ENERGY SOLUTIONS, Argentina
ORCID: https://orcid.org/0009-0008-5563-7232
Econometric analysis of the quality of electric distribution
service: A focus on SAIDI and SAIFI.
76
77
Este estudio se centra en el análisis de la calidad del servicio eléctrico, utilizando modelos econométricos
para vincular SAIDI y SAIFI con los ingresos permitidos para la distribuidora (Valor Agregado de
Distribución, VAD), las pérdidas de energía eléctrica y la densidad de clientes. Con datos de 30
empresas distribuidoras de energía eléctrica de 8 países de Latinoamérica durante 2018-2022, los
resultados revelan relaciones signicativas. Un aumento en VAD del periodo anterior se asocia con
una disminución en SAIDI y SAIFI, mientras que un incremento en Pérdidas de energía eléctrica (%) se
relaciona con un aumento en SAIDI y SAIFI. La Densidad de clientes muestra una asociación inversa
en ambos indicadores. Destacando la relevancia de estos hallazgos para la toma de decisiones en
el sector eléctrico, se sugiere una atención especial a estrategias que minimicen pérdidas y mejoren
la gestión de la infraestructura en áreas con diferentes densidades de clientes. Este trabajo no solo
contribuye al entendimiento global de la calidad del servicio eléctrico, sino que también proporciona
conocimientos aplicables a empresas y formuladores de políticas a nivel internacional.
This study focuses on the analysis of electric service quality, using econometric models to link SAIDI
and SAIFI with the allowed revenues for the distributor (Value Added of Distribution, VAD), electric
energy losses, and customer density. With data from 30 electric utility companies from 8 Latin American
countries during 2018-2022, the results reveal signicant relationships. An increase in VAD from the
previous period is associated with a decrease in SAIDI and SAIFI, while an increase in electric energy
losses (%) is related to an increase in both SAIDI and SAIFI. Customer density shows an inverse
association in both indicators. Highlighting the relevance of these ndings for decision-making in the
electric sector, special attention is suggested towards strategies that minimize losses and improve
infrastructure management in areas with varying customer densities. This work not only contributes to
the global understanding of electric service quality but also provides insights applicable to companies
and policymakers internationally.
PALABRAS CLAVE: Servicios eléctricos; Econometría; Medidas de rendimiento; Pérdida de energía;
Industria eléctrica.
KEYWORDS: Electricity services; Econometrics; Performance measures; Energy loss; Electric industry
Resumen
Abstract
78
La calidad del servicio eléctrico desempeña un
papel crucial en el funcionamiento eciente de
las sociedades a nivel global. En un mundo cada
vez más dependiente de la energía, comprender
los factores que afectan la abilidad y eciencia
del suministro eléctrico permite considerar y
analizar nueva información clave para la toma de
decisiones.
Este estudio realiza un análisis econométrico de los
indicadores de calidad de servicio SAIDI (Tiempo
Total Promedio de Interrupción por usuario) y SAIFI
(Frecuencia Media de Interrupción por usuario)
con el n de analizar y cuanticar su relación con
el Valor Agregado de Distribución (VAD), el nivel
de Pérdidas Totales y la Densidad de clientes, los
cuales resultan aspectos de interés tanto para las
distribuidoras como para los entes reguladores.
El análisis se basa en un panel de datos que
abarca a 30 empresas distribuidoras de energía
La calidad de servicio puede denirse como
las características
5
que presenta el servicio
eléctrico brindado por las distribuidoras, la cual
generalmente se evalúa a través de una serie de
indicadores de desempeño que monitorean los
aspectos técnicos y comerciales de la prestación.
En general, las normas técnicas de calidad de
servicio suelen considerar los siguientes aspectos:
En esta sección se presenta una breve revisión
de la literatura sobre calidad de servicio, algunas
deniciones técnicas y se indaga sobre las
relaciones entre las variables consideradas.
1. INTRODUCCIÓN
2. MARCO TEÓRICO
eléctrica desde 2018 hasta 2022, desarrollando
dos modelos econométricos que vinculan SAIDI y
SAIFI con el Valor Agregado de Distribución (VAD),
Pérdidas y Densidad de clientes. El conjunto de
empresas latinoamericanas proporciona una
perspectiva regional sobre las dinámicas de
calidad del servicio eléctrico.
A medida que las empresas enfrentan desafíos
para mantener la calidad del servicio en un
entorno en constante cambio, entender las
complejas interconexiones entre factores técnico-
económicos y calidad del servicio eléctrico se
convierte en un imperativo.
2.1 Breve revisión de la literatura sobre calidad del servicio eléctrico.
• Calidad del Servicio Técnico (Frecuencia y
duración de las interrupciones)
• Calidad del Producto Técnico (Nivel de
tensión y perturbaciones)
• Calidad del Servicio Comercial (Tiempos de
respuesta para conectar nuevos usuarios,
emisión de facturación estimada, reclamos
por errores de facturación, restablecimiento
del suministro suspendido por falta de pago)
5.- Continuidad y calidad de la onda.
79
Este trabajo se enfoca en la calidad del servicio
técnico (continuidad del servicio) la cual se mide a
través de los indicadores SAIDI (System Average
Interruption Duration Index) y SAIFI (System
Average Interruption Frequency Index). Según
la Norma IEEE 1366 el indicador SAIDI reere a
la duración promedio de las interrupciones, y el
SAIFI (System Average Interruption Frequency
Index) a la frecuencia media de las interrupciones.
La calidad de servicio adquiere una relevancia
mayor en la actualidad debido a los desafíos que
presenta la transición energética a las distribuidoras
eléctricas y a los entes reguladores a medida que
se electrican consumos, se amplía la generación
distribuida y se incorporan nuevas tecnologías.
Es importante señalar que la calidad de servicio
se encuentra asociada a distintos niveles de
inversión y mantenimiento en infraestructura (Levy
& Carrasco, 2020) y por ende a los incentivos
que otorguen los marcos regulatorios. Si las
regulaciones se enfocan en minimizar los costos
de la distribución para cierto nivel de calidad de
servicio, menores inversiones pueden afectar los
niveles de conabilidad (ADELAT, 2023).
En este contexto, si bien América Latina avanzó en
la cobertura de la provisión eléctrica, también es
importante que el servicio eléctrico se encuentre
disponible y sea de buena calidad debido a que
niveles de calidad bajos tienen efectos negativos
no solo en la satisfacción del cliente sino también
en la productividad (Levy & Carrasco, 2020).
Un diagnóstico sobre la calidad de servicio
en América Latina es el realizado por (Levy
& Carrasco, 2020) donde comparan las
regulaciones de distintos países y analizan los
principales indicadores de calidad de servicio.
Como resultado general encuentran que, si bien
hubo avances regulatorios, no se evidenció una
tendencia clara de mejora en la duración de las
interrupciones o en la cantidad y que además
estos valores fueron muy superiores a los que se
encuentran en países fuera de la región.
Respecto al impacto de la regulación en la calidad
eléctrica, (Weiss, y otros, 2021) realizan un
ejercicio econométrico para analizar si cambios
regulatorios implementados para mejorar la
calidad del servicio tuvieron algún impacto en
SAIDI y SAIFI utilizando datos de distribuidoras
eléctricas de América Latina y el Caribe para el
período 2003-2019. Como resultado encuentran
que los niveles de SAIDI y SAIFI se reducen luego
de implementados los cambios regulatorios,
aunque habiendo diferencias entre empresas
públicas y privadas debido a que las primeras
presentan promedios más altos de SAIDI y SAIFI
mientras que las últimas valores más dispersos.
Al analizar literatura que relacione los indicadores
SAIDI y SAIFI con otros indicadores técnicos se
encuentran los trabajos de Guitiérrez Moya (2003)
y Acevedo Wogl (2018). En el primero la autora
construye un modelo econométrico para estudiar
los factores que contribuyen a explicar la calidad
del servicio de suministro eléctrico en España,
utilizando el índice de continuidad del suministro
de energía eléctrica (TIEPI) y encuentra que los
factores principales que inuyen en la disminución
del TIEPI serían la potencia instalada en las
centrales eléctricas, el número de empleados de
las compañías y el número de clientes a quienes
en potencia podrían dejar sin suministro eléctrico.
Por su lado, Acevedo Wogl (2018) también
realiza un modelo econométrico para estudiar la
inuencia del VAD, el pago por compensaciones a
los usuarios y el tipo de propiedad de la empresa
regulada en la calidad del suministro eléctrico.
Como resultado general encuentra que mayores
valores de VAD ayudan a disminuir el SAIFI y
SAIDI.
80
Si bien en el punto 5.1 se analiza estadísticamente
la relación entre variables utilizando los datos
recopilados, en este punto se indaga sobre las
vinculaciones que se encontrarían a priori entre
las variables seleccionadas.
Como se menciona en la sección 3.1 la calidad
de servicio se dene como las características que
presenta el servicio eléctrico brindado por las
distribuidoras. Por su lado, en el sector eléctrico
el concepto de Valor Agregado de Distribución
(VAD) se reere a la remuneración que reciben las
distribuidoras eléctricas por poner a disposición
el uso de sus instalaciones de distribución en su
área de concesión. Estas instalaciones incluyen
redes de distribución, transformadores, sistemas
de medición y otros componentes. Además,
el VAD cubre los costos de administración,
comercialización, operación y mantenimiento de
dichas instalaciones.
La relación negativa entre indicadores de calidad
de servicio y el VAD puede estar vinculada a:
• CAPEX/OPEX: bajos niveles de VAD
podrían generar falta de recursos para
realizar las inversiones en actualización
de la red eléctrica y realizar acciones de
mantenimiento preventivo y predictivo.
• Gestión del talento: Menores ingresos
podrían afectar la incorporación y retención
del personal idóneo y la formación del
personal. La falta de personal capacitado y
la incapacidad actualizarse con las mejores
prácticas puede impactar en el nivel de
desempeño.
Un indicador clave para evaluar la eciencia y
la economía de la distribución eléctrica en una
determinada área es el indicador de densidad de
clientes con relación a la infraestructura de red,
el cual reere al número de clientes o usuarios
conectados a la red eléctrica por unidad de
longitud (generalmente kilómetro) de la red. Una
mayor densidad de clientes por kilómetro de
red eléctrica generalmente implica un uso más
eciente de los recursos de la distribuidora.
2.2 Explicación de relación entre variables seleccionadas
La relación negativa entre los indicadores de
calidad de servicio y la densidad de clientes puede
atribuirse a:
• Menor posibilidad de redundancia en la
infraestructura eléctrica: La baja densidad
podría no justicar la existencia respaldos
para el suministro de energía, lo que podría
aumentar la vulnerabilidad de la red ante
fallas.
• Incentivos económicos: En áreas con
menor densidad, podrían presentarse
menos incentivos económicos para invertir
adecuadamente.
• Tiempos de respuesta más lentos: En
regiones con baja densidad de clientes, es
probable que existan áreas remotas con
difícil acceso y por consiguiente tiempos de
respuesta mayores
Por su lado, las pérdidas de energía eléctrica
técnicas (PT) y no técnicas (PNT) representan la
diferencia entre la cantidad de electricidad que
ingresa a la red y aquella que es entregada y
facturada para consumo nal. De esta manera, un
menor nivel de pérdidas contribuye a la eciencia
y la sostenibilidad nanciera de las distribuidoras.
La relación positiva entre los indicadores de calidad
de servicio y las pérdidas de energía (PT y PNT)
podría estar vinculada a los siguientes factores:
• Hurtos de energía: a menudo están
asociados con conexiones ilegales o
manipulación de medidores, lo que puede
provocar interrupciones no planicadas y
afectar los indicadores de calidad de servicio.
• Infraestructura: un nivel elevado de
pérdidas eléctricas generalmente sobrecarga
las instalaciones, en particular en redes
antiguas, obsoletas o con problemas de
mantenimiento. Esto podría resultar en
indicadores de calidad de servicio más
elevados.
• Asignación ineciente de costos: Las
pérdidas eléctricas generan costos
adicionales de O&M lo que podría llevar a
menor mantenimiento preventivo e inversión
en infraestructura.
81
Esta sección tiene como objetivo principal
caracterizar la metodología empleada en el
presente estudio. En este sentido, se aborda la
caracterización de la base de datos utilizada, se
lleva a cabo un análisis estadístico descriptivo
de las variables consideradas, y se detallan
las fuentes consultadas. Posteriormente, se
La investigación se basa en un extenso panel de
datos recopilados de 30 empresas distribuidoras
de energía eléctrica de 8 países de Latinoamérica,
abarcando el período comprendido entre 2018
y 2022. La información se obtuvo de diversas
fuentes públicas y conables, como estados
contables, memorias anuales e informes ociales,
asegurando la robustez y validez de los datos
Donde:
• SAIDI: Tiempo Total Promedio de
Interrupción por usuario (hr/año)
• SAIFI: Frecuencia Media de Interrupción
por usuario (#/año)
• VAD: Valor Agregado de Distribución
(US$/MWh-año)
Para evaluar la calidad del servicio eléctrico se
plantearon dos modelos econométricos de datos
de panel:
3.1 Datos
3.2 Modelos econométricos
3. METODOLOGÍA
describen los modelos econométricos propuestos
y ajustes estadísticos realizados, ofreciendo así
un contexto adecuado para su comprensión.
También se detalla la metodología de cálculo
del Valor Agregado de Distribución, Pérdidas de
energía y Densidad de clientes.
analizados. El listado de países y empresas que
integran el panel de datos se encuentra en la
sección 7 Anexos (pág. 12).
Tabla 1. Estadísticos descriptivos del panel de datos
• Pérdidas: Diferencia entre la compra y
venta de energía eléctrica (%)
• Densidad de los clientes: Clientes por
unidad de medida de la longitud de red de
media tensión (Clientes/km red MT).
82
corrección por heterocedasticidad asegura que
la estimación de los parámetros sea consistente,
considerando posibles cambios en la dispersión
de los errores a lo largo del tiempo o entre
las empresas analizadas. Por otra parte, la
autocorrelación implica la existencia de patrones
temporales en los errores del modelo, indicando
que las observaciones en momentos sucesivos
están correlacionadas. En este contexto, corregir
la autocorrelación es esencial para evitar sesgos
en las estimaciones y garantizar la validez de las
inferencias realizadas a partir de los modelos
econométricos.
Como conclusión de las pruebas realizadas resultó
que ambos modelos sean de efectos jos ajustado
por heterocedasticidad y autocorrelación. Estos
ajustes no solo mejoran la calidad de los modelos
econométricos, sino que también permiten una
interpretación más precisa de las relaciones entre
las variables, contribuyendo así a la validez y la
robustez de la investigación sobre la calidad del
servicio eléctrico en la región latinoamericana.
Para implementar los modelos econométricos y
realizar ajustes estadísticos, se empleó el software
estadístico Stata. Esto garantiza la precisión y la
replicabilidad de los análisis realizados.
Estos modelos permiten analizar cómo las
variables explicativas (VAD, Pérdidas y Densidad
de los clientes) inuyen en los indicadores de
calidad del servicio eléctrico (SAIDI y SAIFI) para
cada empresa en el tiempo .
La aplicación de ajustes estadísticos desempeña
un papel crucial en garantizar la solidez y la
abilidad de los resultados obtenidos a partir de
los modelos econométricos propuestos. Estos
ajustes responden a la necesidad de abordar
posibles desafíos y complejidades inherentes
a los datos recopilados de las 30 empresas
distribuidoras en un periodo de 5 años.
En una primera etapa, con base en la prueba
de Hausman se evaluó si los modelos debían
ser de efectos jos o aleatorios (Wooldridge,
2010). Tal prueba determinó la correspondencia
de efectos jos
6
; los cuales sirven para modelar
adecuadamente las particularidades individuales
de cada empresa, permitiendo una interpretación
más precisa de las relaciones entre las variables.
Seguidamente, se evaluó en ambos modelos la
presencia de heterocedasticidad (Test modicado
de Wald) y autocorrelación (Test Wooldridge)
para su posterior corrección (Wooldridge, 2010).
La heterocedasticidad consiste en la presencia
de variaciones no constantes en la varianza de
los errores en los modelos econométricos. La
Se determinó un VAD global de cada distribuidora
en cada año, sobre la base de información pública
mediante la siguiente ecuación matemática:
Ajustes Estadísticos
Software Utilizado
3.3 Valor agregado de distribución
6.- Este modelo supone que el error puede descomponerse en dos partes, una parte ja constante en el tiempo para cada distribuidora y
una parte aleatoria que cumple los supuestos de mínimos cuadrados ordinarios (Montero, 2011).
83
Se debe tener en cuenta que esta metodología es
una aproximación al VAD ya que las pérdidas de
energía eléctrica podrían distorsionar el resultado
obtenido. Especícamente, si las pérdidas reales
En caso de que las pérdidas globales de
energía eléctrica que no estuvieron explicitadas
directamente, las mismas se determinaron sobre
La variable Densidad de clientes se construye
para cuanticar la concentración de usuarios
servidos por kilómetro de red de media tensión.
Esta métrica es esencial para evaluar cómo la
Donde:
• : Energía total anual comprada por
la distribuidora, es decir la energía ingresada
a sus redes (en MWh)
• : Energía total anual vendida a los
clientes (en MWh)
El %PE se ha referido a la energía ingresada a las
redes de la distribuidora.
Donde:
• : Facturación total anual
por venta de energía u potencia a clientes
nales en US$.
• : Gasto total anual de
abastecimiento por compras de energía y
potencia (Incluyendo Transporte) en US$.
• : Energía total anual
vendida a los clientes (en MWh).
de una distribuidora superan las reconocidas en
las tarifas, el VAD estimado resultará subestimado,
lo que no reeja completamente los costos
operativos reales soportados por la distribuidora
para mantener y operar la red eléctrica.
3.4 Pérdidas de energía
3.5 Densidad de clientes
la base de información pública mediante la
siguiente ecuación matemática:
distribución geográca de los clientes afecta
la eciencia operativa y la calidad del servicio
eléctrico.
84
4. RESULTADOS Y ANÁLISIS
En esta sección se presentan los resultados
obtenidos a partir de la aplicación de modelos
econométricos diseñados para explorar la
relación entre las variables explicativas y las
variables objetivo. A través de grácos de
dispersión y análisis estadísticos, se evalúan
cómo estas variables inuyen en la calidad del
servicio eléctrico en Latinoamérica. Este análisis
no solo busca vericar hipótesis especícas
La comprensión de las interacciones entre las
variables explicativas (VAD, Pérdidas, y Densidad
de clientes) y las variables explicadas (SAIDI
y SAIFI) es fundamental para desentrañar los
factores que inciden en la calidad del servicio
eléctrico. A continuación, presentamos una serie
de grácos de dispersión con ajustes lineales que
sobre los determinantes de la calidad del servicio
(ver 3.2 Explicación de relación entre variables
seleccionadas) sino también identicar patrones
y tendencias que aporten a la comprensión del
sector eléctrico en la región.
4.1 Exploración de relaciones entre variables
ilustran la naturaleza de estas relaciones. Estos
grácos permiten visualizar tendencias, identicar
patrones y anticipar el comportamiento de las
variables bajo estudio.
Gráco 1. VAD y SAIDI /SAIFI
Gráco 2. Pérdidas y SAIDI /SAIFI
85
5.2 Modelo SAIDI
El modelo SAIDI revela relaciones signicativas
entre las variables explicativas y el tiempo total
De los resultados hallados se deducen las
siguientes interpretaciones de los coecientes:
• El incremento en una unidad de VAD
(US$/MWh) del periodo anterior se relaciona
con una disminución de 0,0819 horas
anuales (4:54 minutos) del SAIDI.
• El incremento de un punto porcentual de
Cada gráco de dispersión viene acompañado de
una línea de ajuste lineal, la cual ha sido calculada
mediante el método de mínimos cuadrados. Este
ajuste proporciona una representación visual de
la relación promedio entre variables, permitiendo
apreciar de manera clara y directa la dirección y
fuerza de la asociación entre ellas.
• Relación entre VAD-1
7
y SAIDI/SAIFI: A
mayores niveles de VAD, mejora la calidad
del servicio eléctrico, reejada en valores
más bajos de SAIDI y SAIFI (gráco 1).
Tabla 2. Especicación del modelo SAIDI
**signicatividad al 5% de conanza. ***signicatividad al 2% de conanza.
Gráco 3. Densidad y SAIDI /SAIFI
• Relación entre Pérdidas y SAIDI/SAIFI:
A mayor porcentaje de pérdidas, mayores
serán los valores de SAIDI y SAIFI, sugiriendo
una relación directa entre la eciencia en
la gestión de la energía y la abilidad del
suministro eléctrico (gráco 2).
• Relación entre Densidad de clientes
y SAIDI/SAIFI: Una mayor densidad de
clientes está asociada con menores valores
de SAIDI y SAIFI, lo cual implicaría una mayor
eciencia en la operación y mantenimiento
de la red de distribución (gráco 3).
7.- En esta primera instancia de exploración gráca de los datos se presume que la vinculación de los indicadores de calidad podría darse
con los ingresos permitidos del año anterior, reejando de este modo el efecto rezagado que podrían tener las inversiones y tareas de
mantenimiento en el desempeño de tales indicadores.
promedio de interrupción por usuario. Los
coecientes estimados son los siguientes:
Pérdidas (%) se relaciona con un incremento
de 0,7364 horas anuales (44:11 minutos)
de SAIDI.
• El incremento de una unidad de Densidad
de clientes (cliente/kmMT) se relaciona con
una disminución de 0,0355 horas anuales
(2:07 minutos) de SAIDI.
86
5.3 Modelo SAIFI
El modelo SAIFI muestra relaciones
estadísticamente signicativas entre las variables
De los resultados hallados se deducen las
siguientes interpretaciones de los coecientes:
• El incremento en una unidad de VAD
(US$/MWh) de dos periodos anteriores se
relaciona con una disminución de 0,0497
en la frecuencia anual del SAIFI.
• El incremento de un punto porcentual de
Pérdidas (%) se relaciona con un incremento
de 0,3465 en la frecuencia anual del SAIFI.
Este estudio ha explorado cómo el Valor
Agregado de Distribución (VAD), las Pérdidas, y
la Densidad de Clientes afectan los indicadores
de calidad del servicio eléctrico, SAIDI y SAIFI, en
empresas distribuidoras de energía eléctrica en
Latinoamérica.
El análisis realizado coincide con los análisis y
resultados que encuentra la literatura mencionada
en la sección 3, respaldando la relación inversa
entre el Valor Agregado de Distribución (VAD) y
la frecuencia y duración de las interrupciones
(SAIDI y SAIFI). De esta manera, los resultados
encontrados aportan evidencia empírica de que
inversiones insucientes o bajos ingresos pueden
afectar negativamente la continuidad del servicio.
Por otra parte, se conrma que la densidad
independientes y la frecuencia media de
interrupción por usuario:
Tabla 3. Especicación del modelo SAIFI
***signicatividad al 2% de conanza.
• El incremento de una unidad de Densidad
de clientes (cliente/kmMT) se relaciona con
una disminución de 0,0216 en la frecuencia
anual del SAIFI.
5. CONCLUSIONES
de clientes y las pérdidas de energía son
determinantes. Menor densidad implica una
mayor vulnerabilidad ante fallas, mientras que
altas pérdidas se asocian con interrupciones y
mantienen una relación positiva con SAIDI y SAIFI.
Estos resultados destacan la importancia
de inversiones adecuadas y ecientes en
infraestructura eléctrica. La relación signicativa
entre variables nancieras y la calidad del
servicio subraya la necesidad de estrategias
que minimicen pérdidas y planiquen la red
maximizando la densidad de clientes con relación
a la infraestructura de red.
Con base en los resultados y análisis presentados,
se sugieren las siguientes orientaciones para
87
las distribuidoras eléctricas, las cuales deberían
ser consideradas como puntos de partida para
estudios más profundos y especícos:
1. Gestión eciente del Valor Agregado de
Distribución (VAD): Niveles bajos de VAD están
vinculados a problemas de infraestructura y
presupuestarios, impactando negativamente
la calidad del servicio. Las empresas
eléctricas deben asegurarse de contar con
los ingresos permitidos necesarios para
realizar inversiones adecuadas y ecientes
en infraestructura eléctrica, garantizando un
equilibrio entre ingresos y gastos. En este
sentido se vuelve fundamental el rol de los
entes reguladores en jar tarifas acordes a
las necesidades de inversión. Estrategias
que minimicen pérdidas y optimicen el Valor
Agregado de Distribución (VAD) contribuirán
signicativamente a mejorar la calidad del
servicio, permitiendo que las inversiones
no solo se realicen, sino que también se
alineen con los objetivos de eciencia y
sostenibilidad.
2. Enfoque en reducción de pérdidas: Altas
pérdidas de energía están positivamente
relacionadas con interrupciones y afectan
negativamente los indicadores de calidad del
servicio. En este contexto, las conclusiones
del análisis refuerzan la necesidad conocida
de que las distribuidoras implementen
medidas para reducir las pérdidas de
energía, abordando problemas como
conexiones ilegales o manipulación de
medidores. Esto no solo mejora la calidad
del servicio, sino que también optimiza los
costos operativos.
3. Optimización de infraestructura: La baja
densidad de los clientes en relación con
la infraestructura se asocia con mayores
interrupciones, sugiriendo problemas de
redundancia en la infraestructura eléctrica.
Según estos resultados se sugiere que las
empresas enfocarse en mejorar la densidad
de la red, asegurando la existencia de rutas
alternativas para el suministro de energía.
Esto puede reducir la vulnerabilidad ante
fallas y mejorar la continuidad del servicio.
Estas conclusiones no solo se orientan a guiar
a las distribuidoras eléctricas hacia prácticas y
estrategias que mejoren la calidad del servicio,
sino que también optimicen la eciencia operativa
y la sostenibilidad nanciera.
Sin perjuicio de lo antedicho, se reconocen ciertas
limitaciones que podrían inuir en la interpretación
de los resultados:
• Generalización a otras regiones: Los
resultados y conclusiones se basan en datos
especícos de empresas latinoamericanas.
La aplicabilidad directa a otras regiones
debe abordarse con precaución, dada
la variabilidad en las infraestructuras y
prácticas de distribución de energía.
• Variables no consideradas: A pesar de la
inclusión de variables signicativas, existen
otros factores que podrían inuir en la
calidad del servicio eléctrico y que no se
han considerado en este análisis. Explorar
estas variables adicionales podría ofrecer
una visión más completa.
88
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Montero, R. (2011). Efectos jos o aleatorios: test de especicación. Documentos de Trabajo en Economía
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Weiss, M., Ravillard, P., Sanin, M., Carvaja, F., Daltro, Y., Chueca, E., & Hallack, M. (2021). Impacto de la regulación
en la calidad del servicio de distribución de la energía eléctrica en América Latina y el Caribe. Banco Iterameriano
de Desarrollo.
Wooldridge, J. (2010). Econometric analysis of cross section and panel data.
89
7. ANEXOS
91
Nury Sanchez Hernandez
1
y Abdel Galvez
2
Recibido: 29/02/2024 y Aceptado: 11/07/2024
ENERLAC. Volumen VIII. Número 1. Junio, 2024
ISSN: 2602-8042 (impreso) / 2631-2522(digital)
1.- MAN ENERGY SOLUTIONS, Alemania
Regional Sales Manager (LATAM) (Retrots & Upgrades)
nury_lizbeth@yahoo.com
2.- Sinergia Ingenieria, S.A.
Managing Director
abdel.galvez@gmail.com
Eciency and emissions of the compression-ignition
internal combustion engine powered by vegetable oils
Eciencia y emisiones del motor de
combustión interna de encendido por
compresión impulsado por aceites
vegetales
92
93
Las nuevas estrategias energéticas que tienen los diferentes países a nivel mundial suponen un reto
e impulso para las industrias y los investigadores, obligándolos a encontrar nuevas soluciones para
satisfacer la demanda energética atendiendo las nuevas demandas ambientales. El uso de aceites
vegetales y aceites de cocina usados se ha estudiado últimamente como combustibles alternativos
para motores diésel en algunas aplicaciones como el transporte, la generación de energía, la propulsión
híbrida o marina. La Organización de las Naciones Unidas (ONU), tiene como objetivo limitar el
calentamiento global a 1,5 °C, para lograr esta tarea, se requerirían transiciones “rápidas y de gran
alcance” en tierra, energía, industria, edicios, transporte y ciudades. Las emisiones netas globales
de CO2 producido por el hombre tendrían que reducirse en un 45% para 2030 con respecto a los
niveles de 2010, y continuarían disminuyendo hasta alcanzar el “cero neto” alrededor de 2050. Hay
que tener en cuenta que los aceites vegetales se pueden producir en casi todas partes en plantas
relativamente pequeñas y en cuanto a los aceites de cocina usados, estaríamos contribuyendo con
el uso de un material de desecho que debe ser eliminado. El presente trabajo se centrará en una
revisión bibliográca de artículos cientícos, así como de literatura de relevancia para el tema estudiado
buscando enfocarse en las soluciones que presenta el mercado utilizando motores de combustión
interna cuyo combustible es a base de aceites vegetales.
The new energy strategies that dierent countries have worldwide entail a challenge and impulse for
industries and researchers, forcing them to nd new solutions to meet energy demand by meeting new
environmental demands. The use of vegetable oils and used cooking oils are studied lately as alternative
fuels for diesel engines in some applications such as transportation, power generation, hybrid or marine
propulsion. The United Nations (UN), aims to limit global warming to 1.5 ° C, to achieve this task, would
require “rapid and far-reaching” transitions in land, energy, industry, buildings, transport and cities.
Global net emissions of man-made CO2 would have to be reduced by 45% by 2030 from 2010 levels,
and continue to decline until reaching “net zero” by about 2050. Keep in mind that vegetable oils can
be produced almost everywhere in relatively small plants and as for used cooking oils, we would be
contributing with the use of a waste material that must be eliminated. The present work will focus on a
bibliographic review of scientic articles, as well as literature of relevance to the subject studied seeking
to focus on the solutions presented by the market using internal combustion engines whose fuel is
based on vegetable oils.
PALABRAS CLAVE: Generación de energía, Biocombustribles, Aceites Vegetales, Motores de Com-
bustion Interna (CI)de encendido por compresión, SVO (Aceite Vegetal Puro), WCO (aceite de cocina
usado), HVO (Aceite Vegetal Hidrogenado).
KEYWORDS: Power Generation, Biofuels, Vegetable Oils, Compresion-Ignition Internal Combustion,
Engines (IC), SVO (Straight Vegetable Oil), WCO (Waste Cooking Oil), HVO (Hydrogenated Vegetalbe
Oil).
Resumen
Abstract
94
Los biocombustibles líquidos son conocidos
desde el comienzo de la revolución industrial.
Biocombustibles se derivan de un material
biológico y puede ser producido desde cualquier
fuente de carbón, usualmente plantas, pero
también las hay de origen animal. Las fuentes
típicas de biocombustible liquido probadas son
aceites de varias semillas aceiteras, tales como
el aceite de palma, estearina de palma, aceite
de colza, aceite de girasol y aceite de jatropha
(piñón) también como aceites no vegetales y
grasas del pescado, aves de corral y animales
terrestres. Biocombustibles líquidos altamente
renados, como los producidos a través de la
transestericación de aceites vegetales o grasas
animales son también aprobados en motores
de combustión interna. Es en el sistema de
alimentación de combustible donde las mayores
investigaciones para la mayoría de los motores de
velocidades medianas toman lugar.
Las plantas de motores que operan con
biocombustible líquido nacen como una
alternativa para suplir de una energía estable a la
red, ya que algunas soluciones de energía limpias
como la generación solar y eólica que dependen
directamente de las condiciones climáticas del
momento.
Motivados por el crecimiento de la población, la
preocupación por el agotamiento de las reservas
de petróleo y por el deterioro ambiental, se ha
impulsado el desarrollo de energías alternativas
basadas en recursos renovables y menos
contaminantes, como la luz solar, las mareas, el
agua y la biomasa.
El uso de aceite vegetales para el funcionamiento
de los motores de combustión interna es un área
en la que se sigue desarrollando investigaciones, a
pesar de que su uso ha venido de los años 1900.
Es importante conocer las propiedades de los
materiales de las piezas que están confeccionados
1. INTRODUCCIÓN
2. ANTECEDENTES
Los aceites vegetales usados contienen sólidos y
ácidos grasos libres debido a la descomposición
del aceite durante el proceso de fritura. Los
residuos de aceite usados se vuelven dañinos
para el medio ambiente, como contribución a
este remedio, la recuperación se convierte en una
necesidad.
(Tadashi Murayama, 1995) La utilización de
biocombustibles en motores diésel no es una
práctica reciente. El motor Diesel original que
Rudolph Diesel diseñó funcionaba con aceite
vegetal. Usó aceite de maní para alimentar uno de
sus motores en la Exposición de París en 1900.
En 1911, el Dr. Rudolf Diesel fue citado diciendo:
“El motor Diesel puede ser alimentado con aceites
vegetales y ayudaría considerablemente en el
desarrollo de la agricultura de los países que lo
utilizarán”.
estos motores y su comportamiento cuando se
exponen a las variaciones del aceite vegetal.
Los aceites vegetales se pueden obtener a partir
de más de 300 especies vegetales. El hecho
de que también se pueda reciclar a partir de
la transformación del aceite vegetal usado ha
cobrado fuerza ante la necesidad de descartar
este aceite, procedente principalmente de
negocios de comida frita.
Uno de los datos más relevantes en la historia
es que en la década de los 70, muchos países
desarrollados enfrentaron una crisis en el
95
3. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
suministro de combustibles derivados del petróleo.
Esto desencadeno que se despertara el interés
nuevamente por la búsqueda de combustibles
alternos.
¿Por qué es importante hacer esta
investigación?
Es importante dado que hoy en día tenemos
problemas mundiales tanto de calentamiento
global, como dependencia del petróleo el cual
es controlado por países en especíco. Tener
el conocimiento de que elementos que son de
uso diario y domestico pueden ser reciclados y
aprovechados como fuente de alimentación para
motores de combustión nos permite ahorros
económicos y reducción en la contaminación
del medio ambiente. El proceso de obtener
aceite vegetal también es menos complejo que
el del petróleo, lo que permite que países no
desarrollados puedan producir su biocombustible
y se podría buscar una independencia del
monopolio de combustibles fósiles que se tiene.
• Reconocer la eciencia y emisiones del motor de
combustión interna de encendido por compresión
(MEC) impulsado por aceites vegetales.
• Explorar los métodos de uso de aceite vegetal
en el motor de combustión: Aceite vegetal
directamente empleado (SVO), Uso de aceites
residuales de cocina (WCO) y Aceite vegetal
hidrogenado (HVO).
• Comparar la eciencia del motor de combustión
impulsado por aceites vegetales versus similares
impulsados a diésel.
• Presentar los aspectos relacionados al
mantenimiento y ciclo de vida del motor de
combustión impulsado con aceites vegetales.
3.1 Objetivo General:
3.2 Objetivos Especícos:
• Mostrar los retos de la temperatura sobre la
viscosidad del aceite vegetal y el combustible
diésel en el encendido del motor.
• Estudiar el impacto de los aceites vegetales en
los motores desde el punto de vista de combustión
y control de emisiones
96
4. MOTOR DE COMBUSTIÓN IMPULSADO POR
ACEITE VEGETALES ENFOQUE GENERAL.
Los biocombustibles de primera generación para
motores diésel se producen a partir de aceites
vegetales. Las fuentes de energía renovables
y alternativas son cada vez más exigentes y
necesarias debido a los aumentos en los precios
del petróleo crudo y las emisiones de gases de
escape debido a los combustibles fósiles en todo
el mundo. En segundo lugar, los biocombustibles
producto de aceites vegetales, son renovables
ya que las hortalizas que producen semillas
oleaginosas se pueden plantar año tras año.
En tercer lugar, son “más verdes” para el medio
ambiente, ya que rara vez contienen elementos
de azufre en ellos. Esto hace que los estudios de
combustibles vegetales se vuelvan actuales entre
las diversas investigaciones populares.
Lo mismo ocurre con la evaluación del rendimiento
de los motores diésel cuando se alimentan
con aceites vegetales. Se han realizado varias
investigaciones y los resultados de las pruebas
han demostrado que los aceites vegetales son
sustitutos factibles del combustible diésel. El
principal problema del uso de aceites vegetales
en motores diésel es la alta viscosidad de dichos
combustibles. Los métodos químicos y térmicos
son las dos técnicas para reducir la viscosidad de
los aceites vegetales.
El método térmico utiliza el precalentamiento de
los combustibles, lo que aumenta la temperatura
y reduce la viscosidad. La mezcla de combustible
tiene la ventaja de mejorar el uso del combustible
de aceite vegetal con un procesamiento mínimo
del combustible y sin modicaciones en el motor.
Los aceites vegetales poseen casi los mismos
valores calorícos que el combustible diésel. Pero
una gran desventaja de los aceites vegetales es
su alta viscosidad inherente.
Los motores diésel modernos tienen sistemas
de inyección de combustible que son sensibles
a los cambios de viscosidad. La alta viscosidad
puede conducir a una atomización deciente del
combustible, a una combustión incompleta, a la
coquización de los inyectores de combustible, a
la carbonización del anillo y a la acumulación de
combustible en los combustibles lubricantes.
Como lo arma (Vrabie et al, 2016), las grasas
y aceites (lípidos) consisten en 95-98% de
triglicéridos. Los componentes menores presentes
en los aceites incluyen ácidos grasos libres, mono
y diglicéridos, fosfolípidos, tocoferoles, esteroles,
colorantes naturales, así como compuestos
olorosos más o menos volátiles.
Los triglicéridos están compuestos por una
molécula de glicerol estericada con tres
moléculas de ácidos grasos similares o diferentes.
Una veintena de ácidos grasos se encuentran en
la naturaleza y sus numerosas combinaciones
posibles con las tres funciones alcohólicas
del glicerol producen una amplia variedad de
triglicéridos y, por lo tanto, de aceites.
97
5. MÉTODOS DE UTILIZACIÓN DE ACEITE VEGETAL COMO
COMBUSTIBLE:
5.1 Aceite vegetal directamente empleado (SVO)
El uso de aceites vegetales como combustible
diésel depende de los precios del mercado
mundial de los productos minerales y, por lo tanto,
es de especial interés en la actualidad solo para
los países con un gran exceso de producción
de aceites vegetales. Es esencial medir tres
parámetros característicos para garantizar que el
combustible utilizado es realmente aceite vegetal
puro y para conrmar el origen vegetal: densidad,
viscosidad y valor de yodo.
La especicación de densidad es adecuada para
excluir materiales distintos del aceite vegetal o
para detectar mezclas de aceite vegetal con
otros líquidos (productos derivados del petróleo,
glicerol, etc.). La densidad de los aceites vegetales
es ligeramente variable entre 900 y 960 kg/m3.
La viscosidad de los aceites vegetales directos
(SVO) es mucho mayor que la del combustible
diésel: aumenta con la longitud de la cadena de
carbono. La alta viscosidad de SVO causa una
disminución en la tasa de inyección debido a las
pérdidas de presiones en las bombas de inyección
de combustible, ltros e inyectores, la mala
atomización del combustible y la vaporización
por parte de los inyectores, lo que conduce a una
combustión incompleta dentro de la cámara de
combustión.
Esto da como resultado una menor eciencia
termodinámica y un aumento en las emisiones
de hollín y las partículas. La viscosidad es un
indicador rápido de la calidad del combustible
antes de su uso, especialmente si la naturaleza
de la materia prima no se conoce bien, o si el
aceite podría haberse deteriorado o polimerizado
durante el almacenamiento.
Gran cantidad de publicaciones indican que el
uso de SVO reduce la vida del motor, a causa de
una acumulación de depósitos de carbono dentro
del motor y también por los impactos negativos
del SVO sobre el lubricante del motor. Tanto los
depósitos de carbono como la acumulación
excesiva de SVO en el lubricante son causadas
por el alto punto de ebullición y la viscosidad
del SVO cuando se compara con el punto de
ebullición del combustible diésel.
Comparado con el combustible diésel, todos
los aceites vegetales son mucho más viscosos,
mucho más reactivos a oxígeno y tienen una
mayor temperatura de enturbiamiento y punto de
vertido. Los motores diésel con aceites vegetales
ofrecen un desempeño y emisiones aceptables en
el motor por periodos cortos. El uso a largo plazo
genera problemas operativos y de durabilidad.
98
5.1.1 Impacto en la combustión del motor al usar aceites directamente (SV)
La alta viscosidad de los aceites modica
radicalmente los fenómenos asociados a la
pulverización del combustible y por tanto el tiempo
de combustión, ya perturbado por el bajo índice
de cetano de estos aceites, muy por debajo del
límite 51 impuesto por la norma Diesel EN 590.
Los aceites vegetales contienen cantidades
signicativas de oxígeno. Sus características de
encendido son, por ejemplo, un mal arranque del
motor en frío, fallos de encendido y retardo del
encendido, y este último incluye una combustión
incompleta. Los depósitos de carbón alrededor
del oricio de la boquilla, las ranuras superiores
del segmento del pistón y los segmentos del
pistón son los principales problemas durante el
uso de aceite vegetal como combustible.
Además, algunas de las dicultades mencionadas
anteriormente se amplicarán aún más con
las mejoras en las tecnologías de los motores
diésel. El uso directo de aceites vegetales con
tecnologías actualmente en desarrollo será cada
vez más crítico.
Según (Sisi et al, 2020), se registraron las
características de rendimiento y emisión de los
combustibles SVO y se compararon con las del
combustible diésel puro, este estudio presentado
busca atender la demanda por combustible
sustentable en la isla de Vanatu.
El par aplicado en el motor se mostró y registró
en el software de monitoreo Dynosoft conectado
a un transductor de celda de carga electrónica
conectado a la unidad de dinamómetro. La
conguración experimental, que se muestra en
la Figura 1, consistía en un banco de pruebas
del motor con tres fuentes de suministro de
combustible que constaban de dos cilindros de
2000 ml y uno de 250 ml ubicados sobre el motor
y que tenían tres válvulas de salida separadas.
99
5.1.2 Metodologia
En este estudio se emplea un motor QC386D con
las siguientes características:
Cuatro aceites vegetales diferentes: coco, coco
virgen, Tamanu y Nangae se obtuvieron de
Vanuatu. Los aceites de coco, tamanu y nangae
se extrajeron de las nueces secas utilizando el
método de prensado de tornillo, mientras que
el aceite de coco virgen se extrajo del molino de
copra que no se expuso a mucho calor.
Las plantas de Tamanu y Nangae no son comunes
y las pruebas de los aceites de estas plantas
como SVO contribuirán a los esfuerzos globales
En cada carga ajustada, se registraron lecturas
de consumo de combustible en mililitros por
segundo, propiedades de los gases de escape
con el analizador de gases y los datos de rpm,
potencia de frenado, temperatura de los gases
de escape, temperatura ambiente, temperatura
del aire de admisión, temperatura del refrigerante
del motor, torque y presión de aceite que se
mostraban en la computadora con el software
Dynosoft. Combustibles SVO con la válvula de
suministro de combustible diésel cerrada durante
el proceso de lectura y registro.
Los combustibles diésel y SVO se utilizaron para
impulsar el motor con una relación de compresión
constante y rpm variables y se realizaron los análisis
de rendimiento y emisiones. En cada prueba, se
midieron las rpm, la potencia de frenado, el par, la
para encontrar nuevos combustibles renovables.
Los cuatro aceites anteriores se probaron como
aceites vegetales directos por sus propiedades,
así como por sus características de rendimiento y
emisiones utilizando un motor diésel.
temperatura de los gases de escape y las emisiones
de gases de escape, en particular monóxido de
carbono, óxidos de nitrógeno, dióxido de carbono,
dióxido de azufre y oxígeno.
En cada condición de operación, se obtuvieron
las características de rendimiento y los niveles
de emisión de escape y se repitió el mismo
procedimiento para otras cargas. La repetibilidad
de las mediciones de emisiones de gases de
escape fue del 61%.
Los resultados encontrados, según (Sisi et al),
mostraron que la viscosidad cinemática de los
SVO es más alta que el diésel, mientras que la
densidad para TMO (tamanu oil) resultó ser la
más alta de todos los aceites probados y fue
aproximadamente un 10 % más alta que el diésel.
100
El poder caloríco de todos los SVO es menor que
el del diésel, lo que normalmente se debe al mayor
contenido de oxígeno de los biocombustibles. Se
puede ver que la viscosidad cinemática de todos
los SVO disminuye signicativamente cuando
la temperatura se incrementó de 28 a 73°C. La
Debido a la necesidad de adaptar el tiempo de
combustión, el uso de aceites vegetales en los
motores diésel generalmente conduce a un mayor
nivel de Monóxido de carbono (CO), Hidrocarbono
(HC) y Materia Particulada (PM). En cambio, debido
a su combustión más lenta y a las temperaturas
más bajas en la cámara de combustión, los aceites
vegetales reducen las emisiones de NOx. Las
diferencias pueden aumentar con el kilometraje,
la edad de la tecnología del motor y el grado de
obstrucción del motor. También se han realizado
experimentos sobre el uso de aceites vegetales en
mezclas.
Según Vrabie et al, en su estudio se realizaron
pruebas con mezclas 25/75 de aceite de girasol o
cártamo en gasóleo. En el experimento, las pruebas
se han llevado a cabo para evaluar el rendimiento
y las características de emisión de gases de un
motor diésel alimentado con aceite vegetal y sus
reducción de la viscosidad de los SVO fue mayor
que la del diésel.
5.1.3 Impacto en las emisiones
mezclas de 25%, 50% y 75% de aceite vegetal
con combustible diésel ordinario por separado.
Se selecciona un motor diésel de la serie Lister
Petter T para el estudio y se monta en un banco de
pruebas. El motor es del tipo TS2, de 9,5
KW de capacidad, régimen jo, refrigerado por aire
e inyección directa.
La Figura 5 muestra la comparación de las
emisiones de CO de diferentes combustibles con
diferentes cargas del motor. Dentro del rango
experimental, las emisiones de CO del aceite
vegetal y las mezclas de aceite vegetal y diésel son
casi todas más altas que las del combustible diésel
puro. Solo en el punto de plena carga del motor,
las emisiones de CO2 del aceite vegetal y de las
mezclas de aceite vegetal/combustible diésel fue
inferiores a las del combustible diésel.
101
Esto se debe posiblemente a dos factores:
• Primero, a plena carga del motor, la
temperatura en el cilindro del motor es más
alta, lo que hace que el aceite vegetal y se
mezcle sea más fácil de atomizar, se puede
lograr una mejor mezcla de aire / combustible
y luego una mejor combustión;
• Segundo, el contenido de oxígeno en
el aceite vegetal hace que sea más fácil
quemarlo a mayor temperatura en el cilindro.
En el rango de carga total del motor, las emisiones
de CO2 del combustible diésel son más altas que
las de los otros combustibles, según se puede
apreciar en la gura No. 6. Esto se debe a que
el aceite vegetal contiene el elemento oxígeno; el
contenido de carbono es relativamente menor en
el mismo volumen de combustible consumido al
mismo tiempo carga del motor, en consecuencia,
las emisiones de CO2 del aceite vegetal y sus
mezclas son menores.
102
Las emisiones de HC del aceite vegetal y las
mezclas de combustible diésel y vegetal son más
bajas que las del combustible diésel, excepto
que el 50 % del aceite vegetal con la mezcla de
combustible diésel al 50 % es un poco más alta
que la del combustible diésel.
A medida que las fuentes de combustibles fósiles
convencionales no renovables se agotan día
a día, los investigadores están continuamente
encontrando nuevas formas de producir y utilizar
combustibles alternativos, renovables y conables.
Debido a las tecnologías convencionales, el
medio ambiente se ha degradado gravemente,
lo que afecta profundamente la vida en la tierra.
Para reducir las emisiones causadas por el
funcionamiento de los motores de encendido por
compresión, el biocombustible producto aceite
de cocina usado (WCO) es uno de los mejores
combustibles alternativos disponibles localmente
en todas partes del mundo.
Se revisan diferentes resultados del estudio
con un claro enfoque en las características de
combustión, rendimiento y emisiones, y el impacto
en la durabilidad del motor. Además, los impactos
ambientales y económicos también se revisan en
este estudio. Al determinar las características de
combustión del biocombustible de WCO, el valor
de presión máxima del cilindro aumenta y la tasa
de liberación de calor y el período de retardo de
ignición disminuyen.
En las características de rendimiento, el consumo
de combustible especíco del freno aumenta
mientras que el consumo de energía especíco del
freno, la potencia de frenado y el par disminuyen.
Reducción del biocombustible de WCO el valor de
las emisiones en un 85% debido a la disminución
de las emisiones de hidrocarburos, SO2, CO y
humos de escape que salvarán efectivamente
el medio ambiente. Sin embargo, el CO2 y el
NOx generalmente aumentan en comparación
con el diésel. Desde la perspectiva del impacto
económico general de la producción en la utilización
de este recurso, el uso de este biocombustible es
económicamente viable debido a la disponibilidad
esperada, el bajo costo de procesamiento y ninguna
modicación requerida en el diseño o la estructura
de la compresión - ignición de los motores.
De acuerdo a lo expuesto por (Yacoob et al, 2021),
WCO no se usa directamente en el motor de
5.2 Uso de aceites residuales de cocina (WCO)
103
encendido por compresión debido a la diferencia
de viscosidad y numero de ácido. Sin embargo,
otras propiedades también varían del diésel de
petróleo. En general, el calor de combustión,
el índice de cetano, la viscosidad y los puntos
de fusión de los ácidos grasos disminuyen con
la insaturación y aumentan con la longitud de
Hay muchas formas de procesar el aceite de
cocina usado (WCO), entre ellos los métodos de
hidrolisis, estericación y el de transestericación.
Estos tratamiento hace que los WCO sean
más compatible con motores de encendido
por compresión modicando las propiedades
sicoquímicas. Estas propiedades modicadas
la cadena. Los hallazgos signicativos de las
propiedades sicoquímicas del aceite de cocina
usado se analizan en la tabla 2.
Tabla 2. Propiedades sicoquímicas del biocombustible de aceite de cocina usado mezclado con
combustible diésel en motores diésel.
afectan las características de pulverización del
combustible, transformándose las características
de combustión cuando se quema en el motor.
104
5.2.1 Características de la combustión
5.2.2 Características de desempeño
Según los resultados expuestos por (Yaqoob et al,
2021), en sus investigaciones, la presión del cilindro
es uno de los factores críticos que determinan
el rendimiento del motor, ya que se utiliza para
calcular cuánto trabajo se transere de los gases
quemados al pistón. La presión del cilindro se
mide usando algunos sensores de desplazamiento
sosticados y medidores de tensión. Se mide en
términos de la presión efectiva media indicada
(IMEP), que es la relación entre la producción
de trabajo y el volumen de barrido del motor o
la presión máxima del cilindro (CPP). El retardo
de encendido se dene como el período entre el
inicio de la inyección de combustible y el inicio
de la combustión, que es uno de los parámetros
fundamentales para cuanticar la combustión.
El retardo de ignición (ID) se dene como el período
comprendido entre el inicio de la inyección de
combustible y el inicio de la combustión, que es uno
de los parámetros fundamentales para cuanticar
la combustión.
Debido a la alta viscosidad de los biocombustibles
WCO, las mezclas también se vuelven más viscosas
que el diésel puro, lo que afecta la atomización
del combustible durante la inyección y perturba la
pulverización prolongada, reduciendo el torque del
motor. Las características del rociado juegan un
papel importante en el rendimiento del motor y las
emisiones de escape., algunos de los combustibles
pueden requerir ligeras modicaciones en el diseño
del motor, como el diseño de la caja del pistón,
debido a las diferencias en las características de
pulverización e inyección. Todas estas mejoras
pueden mejorar la salida del par motor para los
combustibles combinados con
biocombustibles de WCO.
La potencia de frenado se reduce al usar la mezcla
de biocombustible de WCO en comparación con
el diésel de petróleo. Esto se debe al pequeño
poder caloríco del estos. El BSFC (Brake-specic
fuel consumption) se dene como la cantidad de
El período ID prolongado corresponde a la
intensidad de la tasa de liberación de calor de
la fase de combustión premezclada, ya que la
cantidad de mezcla de aire y combustible aumenta
con el tiempo. El ID limita el rango de operación
y combustión del motor de CI. Un período de ID
prolongado puede provocar una temperatura y una
presión muy altas en el interior del cilindro al nal
de la carrera de compresión. Una vez que naliza
el período de retardo de encendido, el proceso
de combustión comienza a partir de la tasa de
liberación de calor, que cambia de negativo a
positivo con un ángulo de manivela.
El efecto de una rata de liberación de calor (HRR)
más alta en la fase de combustión premezclada
para las mezclas de biocombustible de WCO se
observa en forma de presión de cilindro alta. Valor
de HRR y las mezclas posteriores, aunque la
presión del cilindro suba en su caso.
combustible consumido para producir una unidad
de potencia, que es una medida del rendimiento
económico del motor. Usando B100, el BSFC de
un motor diésel es relativamente más alto que
usando combustible B0.
El valor BSFC disminuye al aumentar la carga del
motor porque se reduce la pérdida de calor. El
consumo de energía especíco del freno es otro
factor valioso para observar combustibles de
diferentes valores calorícos en un motor de CI. Los
hallazgos signicativos, expuestos por (Yaqoob
et al, 2021), de las características de rendimiento
del aceite de cocina usado en un motor diésel se
analizan en la Tabla 3.
105
El resumen de la investigación muestra que el
torque motor, BP (brake power) y BSEC (brake-
specic energy consumption) disminuyen al usar
estos biocombustibles y mezclas, y el valor BTE
Tabla 3. Características de rendimiento del biocombustibles de aceite de cocina usado mezclado
con combustible diésel en motores diésel.
(Brake thermal eciency) disminuye o aumenta
según condiciones de funcionamiento, como la
presión de inyección y la geometría de la boquilla
de pulverización.
106
5.2.3 Características de las emisiones
La cantidad de Hidrocarbono (HC) no quemado
en el escape depende del máximo de aire y
combustible dentro del cilindro del motor. La
mayor demora en el encendido también puede
causar una alta emisión de HC a medida que
el combustible se acumula en la cámara de
combustión. La cantidad de emisiones de HC
disminuye para las proporciones más altas de las
mezclas de biocombustibles de WCO en todas
las cargas del motor debido al mayor contenido
de oxígeno y al mayor índice de cetano. La
menor emisión de HC asegura que la combustión
sea perfecta con una buena atomización del
combustible.
En el artículo publicado por Yaqoob et al, se informa
sobre el descubrimiento de que las emisiones
totales de hidrocarburos aromáticos policíclicos en
el motor EURO II eran menores cuando se usaba
biocombustibles de WCO. El motor EURO IV no
mostró un cambio signicativo en las emisiones
de PAH y PCDD/F (polychlorinated dibenzo-p-
dioxins y dibenzofurans).
La cantidad de CO en las emisiones del motor está
directamente relacionada con las propiedades
sicoquímicas del combustible, como la
temperatura máxima dentro del cilindro del motor,
la relación aire-combustible, el tiempo disponible
para la combustión completa y la disponibilidad
de oxígeno a alta velocidad del motor. Sin
embargo, la mayor viscosidad de las mezclas de
WCO generalmente aumenta las emisiones de
CO debido a la menor.
atomización en los motores no modicados.
Con cargas más bajas, la emisión de CO es
incluso menor que la del diésel, pero aumenta con
las cargas más altas. La emisión de CO2 depende
principalmente de la relación de compresión y
la temperatura de los gases de escape. A una
rata de compresión (CR) más baja, el contenido
de emisiones es alto debido a una combustión
adecuada. La cantidad de NOx aumenta al
aumentar la carga del motor, independientemente
del combustible que se utilice.
La temperatura máxima del cilindro está
directamente relacionada con la temperatura
adiabática de la llama, que controla la tasa de
emisión de NOx. La reducción de la emisión de
óxidos de nitrógeno es uno de los principales
objetivos de los investigadores de motores.
Generalmente, la emisión de NOx aumenta con
un aumento en CR. La cantidad de humo en
las emisiones de escape del motor se debe a la
combustión incompleta del combustible, y los
motores con menor emisión de humo son signos
de una buena combustión del combustible.
La emisión de humo aumenta con el aumento de
la potencia de salida debido a que se quema más
combustible dentro del motor, aplicado a todos
los combustibles. A 0 km, el motor B20 mostró
emisiones de HC, PM y CO más bajas que el
motor B. El efecto de las propiedades físicas y
químicas transformadas también se observa en
las características de emisión del combustible.
Para resumir las características de las emisiones, se
puede decir que las emisiones de biocombustibles
de WCO se reducen y tienen un impacto positivo
en el medio ambiente mediante la reducción de
las emisiones de CO2 equivalente.
107
5.2.4 Impactos ambientales
Las emisiones globales de GEI registraron un
record de 54,4 GtCO2 en 2022. Según las
Naciones Unidad en su informe de Brecha de
Emisiones de 2023, las emisiones mundiales de
GEI aumentaron un 1,2% de 2021 a 2022 hasta
alcanzar un nuevo récord de 57,4 gigatoneladas
de CO2 equivalente (GtCO2e) (gura ES.1).
Todos los sectores, excepto el transporte, se
han recuperado plenamente de la caída de las
emisiones inducida por la pandemia de COVID-19
y ya superan los niveles de 2019. Las emisiones
de CO2 procedentes de la combustión de
combustibles fósiles y los procesos industriales
fueron los principales contribuyentes al aumento
general, representando alrededor de dos
tercios de las emisiones actuales de GEI. Las
emisiones de metano (CH4), óxido nitroso
(N2O) y gases uorados (gases F), que tienen
un mayor potencial de calentamiento global
De todos los recursos energéticos que contribuyen
a la demanda mundial de energía, la porción
de petróleo crudo es la más alta de todas. Los
productos nales del petróleo crudo incluyen gas
combustible, GLP, queroseno, gasolina, diésel, fuel
oil y nafta. Las emisiones de CO2 equivalente del
diésel es de 87 g/MJ y el de los biocombustibles
de WCO es de 13 g/MJ (Yaqoob et al, 2021).
y representan aproximadamente una cuarta
parte de las emisiones actuales de GEI, están
aumentando rápidamente: en el V Informe sobre
la Brecha de Emisiones 2023: Récord Batido
2022, las emisiones de gases uorados crecieron
un 5,5 %, seguidas de las de CH4 con un 1,8
% y de N2O con un 0,9 %. Según las primeras
proyecciones, las emisiones netas mundiales de
CO2 por el uso de la tierra, el cambio de uso de
la tierra y la silvicultura (UTCUTS) se mantuvieron
estables en 2022. Las emisiones y absorciones
de CO2 del UTCUTS siguen teniendo las mayores
incertidumbres de todos los gases considerados,
tanto en términos de sus cantidades absolutas
como de sus tendencias (Division et al, 2023).
Esto demuestra que los biocombustibles y
mezcla de WCO provoca un 85 % menos de
emisiones que el diésel. De acuerdo con Yaqoob
et al, utilizando WCO como biocombustible, la
contaminación se controla mediante la reducción
de aguas residuales en un 79%, la reducción de
desechos peligrosos en un 96%, la reducción de
partículas en un 47% y las emisiones de HC en
un 67%.
108
Por lo expuesto por (Hunicz et al, 2021) el aceite
vegetal hidrogenado (HVO) es un diésel renovable
que se puede producir a partir de varios aceites
y grasas vegetales que contienen triglicéridos y
ácidos grasos. El término HVO se utiliza para los
combustibles diésel renovables derivados de la
hidrogenación y el hidro craqueo de diferentes
materias primas, como el aceite alto, el aceite
de colza, el aceite de cocina usado y las grasas
animales.
HVO también se conoce como ésteres hidro
procesados y ácidos grasos (HEFA). En general,
tiene propiedades químicas similares a las del
diésel fósil. Algunas diferencias son que tiene una
densidad y contenido de energía más bajos que
el diésel fósil. HVO está libre de azufre, oxígeno e
hidrocarburos aromáticos, y tiene un alto número
de cetano. Hoy en día es la segunda alternativa
de diésel renovable más grande del mundo y se
mezcla con diésel fósil que se vende como mezclas
en estaciones de servicio de combustible.
HVO tiene una composición química bastante
similar al combustible diésel fósil y se puede utilizar
como combustible renovable en vehículos con
motor diésel existentes (puros o mezclados). HVO
se considera un sustituto del diésel de alta calidad
y, por lo tanto, a menudo se conoce como diésel
renovable. HVO es un combustible diésel parafínico
y se especica en la norma EN 15940: 2016, que
cubre los productos HVO y Fischer-Tropsch GTL
hidro tratados que contienen hasta un 7,0 % (V / V)
de éster metílico de ácidos grasos (FAME).
5.3 Aceite vegetal hidrogenado (HVO)
Las normas de combustible diésel, como EN 590
y ASTM D 975, se cumplen con altas relaciones de
mezcla de HVO. Las normas de biodiésel (FAME)
no son aplicables para HVO. HVO se mezcla hoy
con diésel fósil y se vende en estaciones de servicio
de combustible.
HVO también ha sido aprobado para ser utilizado
como combustible de aviación (bio jet), basado en
ASTM D7566-14. En 2011, se publicó una versión
actualizada de la norma, que permite agregar
hasta un 50% de componentes de base biológica
(HVO) al combustible para aviones convencional.
HVO es, por lo tanto, una alternativa importante
en la implementación de combustibles de aviación
renovables.
Las investigaciones de (Hunicz et al, 2021),
presentas las características de combustión y
emisión de un motor de encendido por compresión
monocilíndrico contemporáneo alimentado con
diésel, ésteres metílicos de ácidos grasos (FAME) y
aceite vegetal hidrotratado (HVO). Estos dos
combustibles directos tienen una participación
cada vez mayor en las cadenas de suministro
automotriz, pero tienen propiedades físicas y de
autoignición sustancialmente diferentes. HVO tiene
una viscosidad más baja y un mayor número de
cetano, y FAME tiene características contrarias.
109
A este respecto, es fundamental considerar las
diferencias en la combustión como una fuerza
impulsora de la formación de emisiones. Sin
ningún análisis detallado, se puede observar que la
combustión de los tres combustibles (FEME; HVO
y DF) funciona de manera similar, sin embargo,
solo si se considera la fase principal de combustión
controlada por difusión. La insensibilidad está
impulsada por la fenomenología del concepto
de combustión multipulso realizado. Es decir, la
combustión piloto principalmente premezclada,
visible como los dos primeros picos característicos,
HRR, actúa como cebador hacia la inyección
principal.
El pulso de inyección principal se enciende
instantáneamente después de llegar a la zona
quemada caliente del piloto, ubicada cerca de las
paredes de la cámara de combustión. El CN más
alto de HVO se maniesta en las características de
encendido del piloto, que es notablemente diferente
en comparación con DF y FAME. Cabe señalar
que las características de combustión de FAME
5.3.1 Efectos de los combustibles comparados en la combustión
y DF son muy similares. Sin embargo, es visible
la combustión de combustible piloto ligeramente
avanzada de FAME.
Una superposición de las características de
combustión derivadas de la Fig 2. El CN (número
de cetano) de los combustibles dan forma a la
combustión piloto premezclada, que forma un
desencadenante directo para la fase principal.
110
El análisis de la combustión de las secciones
anteriores constituye la base para comprender la
respuesta de los combustibles a los cambios en la
presión de inyección. Esta respuesta no monótona
de la combustión piloto a la presión de inyección
indica que hay otro mecanismo involucrado. En
la medida en que exista cierta ambigüedad en el
efecto de la presión de inyección en la combustión
piloto, la inuencia de este parámetro de
5.3.2 Efectos de la presión del combustible en la combustión
calibración en la fase decombustión principal es
transparente en la Fig. 3 para los 3 combustibles
vericados.
111
Ambos biocombustibles tanto HVO como
FEME redujeron aproximadamente a la mitad
las emisiones de PM (material particulado PM10
y PM2.5) en comparación con el DF. Al mismo
tiempo, los biocombustibles producen solo entre
2% y un 3% más de emisiones de NOx. A la luz del
comportamiento de combustión muy similar de
DF, HVO y FAME, las diferencias de combustible
a combustible discutidas anteriormente en
5.3.3 Efectos de la presión del combustible sobre las emisiones
las emisiones son el resultado directo de las
propiedades sicoquímicas. De acuerdo a la g.
4 estas emisiones especícas del combustible
se mantienen a través del barrido de presión de
inyección.
112
6. MOTOR DE INYECCIÓN DIRECTA
(EL COMBUSTIBLE SE VAPORIZA DIRECTAMENTE EN LA CÁMARA DE COMBUSTIÓN)
Los motores diésel duran mucho, hasta medio
millón de millas o más, y hay muy pocos estudios
minuciosos y a largo plazo sobre los efectos que
produce el aceite de cocina en los motores. Lo que
está claro, sin embargo, es que decir «funcionará
en cualquier motor diésel» es una exageración.
• Unos aceites son mejores que otros.
• Unos motores son más adecuados que
otros.
• Unas bombas de inyección fusionan
mejor que otras.
• Algunos sistemas electrónicos de
distribución de combustible no toleran
los aceites vegetales.
• Hay dudas sobre el uso de aceites
vegetales en los motores de inyección
directa.
• También hay dudas sobre la utilización
como combustible para motores del
aceite de cocina usado.
Debido a este sistema de inyección, los
motores de inyección directa como por ejemplo
camiones, tractores agrícolas y motores
industriales, alimentados con aceites vegetales no
estericados, rápidamente presentan problemas
de funcionamiento. Los mismos consisten en
la formación de sedimentos carbonosos en el
interior del motor y una fuerte dispersión cíclica
que puede conducir a problemas mecánicos a
veces importantes.
En estos casos, si no se quiere modicar el
carburante, de forma que obtengamos biodiesel,
se puede actuar sobre las cámaras de combustión
para que las condiciones de temperatura durante
el funcionamiento aseguren una total combustión
de los aceites vegetales.
Es importante que el aceite este caliente antes de
que llegue a la bomba del inyector y se purgue. Los
problemas con los motores diésel de inyección
directa parecen estar asociados principalmente
con la acumulación de carbono en los inyectores
y eso se puede reducir signicativamente, si no
eliminarse, mediante el uso de aceite vegetal
calentado.
Los motores diésel actuales son motores
ecientes y de combustión limpia. La tecnología
de inyección de combustible es muy sosticada.
Las propiedades del aceite (ejemplo canola) y
el diésel son muy similares, excepto por una
diferencia signicativa en la viscosidad, ya que
el aceite tiene 12 veces la viscosidad del diésel.
Incluso después de calentarlo a alrededor de 80
grados C, sigue siendo seis veces más viscoso
que el diésel. Esto conduce a problemas con el
ujo de aceite desde el tanque de combustible al
motor, bloqueos en los ltros y las subsiguientes
pérdidas de potencia del motor. Incluso si
se utiliza el precalentamiento para reducir la
viscosidad, aún pueden surgir dicultades con el
arranque debido a las temperaturas requeridas
para que los aceites emitan vapores inamables.
Además, los motores pueden sufrir coquización
y engomado, lo que conduce a la adherencia
de los anillos del pistón debido al pirólisis de los
compuestos multienlazados. Los ácidos grasos
poliinsaturados también se oxidan durante el
almacenamiento, lo que provoca la formación
de gomas ya altas temperaturas, donde puede
producirse una compleja polimerización oxidativa
y térmica.
Entre los problemas que se han encontrado del
uso de aceite vegetal directamente en motores DI
esta:
1. Mayor viscosidad (mucho mayor) del
aceite vegetal respecto al diésel normal
proveniente del petróleo. Hay que calentar
el aceite para que los inyectores puedan
pulverizarlo bien. Si no está bien pulverizado
no arde bien y forma depósitos en los
inyectores y en los cilindros, empeora el
rendimiento, aumenta las emisiones
contaminantes y acorta la vida del motor.
113
7.MANTENIMIENTOS Y CICLO DE VIDA DEL MOTOR DE CI
IMPULSADO POR ACEITES VEGETALES:
A manera de poder ilustrar el comportamiento
de los motores de combustión de encendido
por combustión interna impulsados por aceites
vegetales, nos hemos referido al fabricante
nlandés de motores Wartsila.
La electricidad proporcionada por la red, puede
ser estable. Muchas soluciones energéticas
– como la solar y eólica – dependen de las
condiciones del tiempo. Las plantas de energía
a base de biocombustible conscientes de esta
dependencia en los recursos renovables y
ofrecen altos desempeños en general durante
todos los tiempos. De hecho, biocombustibles
tienen mucho más que ofrecer a las personas
de negocio, así como a los ambientalistas. Son
capaces de producir dinero mientras toman en
consideración los problemas ambientales este es
una buena inversión, para ahora y para el futuro.
La demanda de la energía mundial se aumenta
exponencialmente. Al mismo tiempo, hay una
2. Coquización y formación de trompeta
en los inyectores hasta el punto de que la
atomización del combustible no se produce
correctamente o incluso se evita como
resultado de los oricios obstruidos,
3. Depósitos de carbón,
4. Pegado del anillo de aceite,
5. Espesamiento y gelicación del lubricante.
aceite como resultado de la contaminación
por aceites vegetales, y
6. Problemas de lubricación.
Otras desventajas del uso de aceites vegetales
y especialmente grasas animales son la alta
viscosidad (alrededor de 11 a 17 veces mayor
que el combustible diésel), menor contenido
de volatilidades que provoca la formación de
depósitos en los motores debido a una combustión
incompleta y características de vaporización
incorrectas. A altas temperaturas puede haber
algunos problemas con la polimerización de
los ácidos grasos insaturados, aquí es donde
comienza a producirse el entrecruzamiento entre
otras moléculas, provocando que se formen
aglomeraciones muy grandes y, en consecuencia,
se produzca el gomoso.
Aunque algunos motores diésel pueden funcionar
con aceites vegetales puros, los motores
turboalimentados de inyección directa, como
los camiones, son propensos a tener muchos
problemas.
preocupación creciente con el mediamente y en
particular con el cambio climático, haciendo de
la reducción de gases de efecto invernadero una
prioridad.
Las plantas a base biocombustible liquido ofrecen
generación sustentable y permiten la reducción
de gases nocivos. En muchos países, dueños
de plantas energéticas con bajas emisiones se
benecian doblemente. Al vender la electricidad
a la red nacional, así como obtener incentivos
¨verdes¨.
La producción de biocombustible crea
oportunidades laborales locales, así como
promociona la cohesión social y económica.
También mejora la seguridad de la producción
de combustible al reducir la necesidad de
combustibles importados. En algunos casos,
el cultivo de plantaciones para la energía puede
ayudar a la lucha contra la erosión de los suelos.
114
Los motores de media velocidad son diseñados
para correr en Heavy Fuel Oil (HFO), y son también
aptos para la operación con biocombustibles
líquidos solamente en contraste con los motores
de alta velocidad más pequeños que requieren
combustibles ligeros de alta calidad o biodiésel.
Los motores de mediana velocidad tienen los años
probados de su valor como sets de generación
de energía bajo las condiciones más extremas del
planeta y con varias calidades de combustible.
En cuanto se optimizan los estándares de
diseño del motor, fabricantes como Wartsila
ha desarrollado un sistema de alimentación de
combustible el cual controla la temperatura y la
viscosidad a lo largo de la planta de energía. Esto
elimina el sobrecalentamiento o enfría puntos que
pueden generar cambios en las características del
combustible. Décadas de experiencia y un sistema
que consiste en separadores, calentadores, ltros
y enfriadores ha ayudado a desarrollar soluciones
óptimas para la eciencia máxima del combustible
con un mínimo de emisiones.
Hemos escogido el motor W-46 con las siguientes
características:
• Sistema de Combustión:
El motor Wartsila 46 está disponible para sistemas
de inyección de combustible convencional u
opcionalmente en carril común para la inyección
de combustible para una operación sin emisiones
y también a baja carga. El sistema completo de
combustión es integrado en un compartimiento
totalmente cubierto para máxima seguridad.
Todas las ltraciones de las válvulas de inyección,
bombas y mangueras son colectadas en un
sistema cerrado.
115
• Emisiones de Escape:
El énfasis en temas ambientales ha
considerablemente crecido y se espera continúe
a crecer en el futuro. El foco principal han sido
las emisiones de Óxidos Nitrosos (NOx), Óxidos
de Sulfuro (SOx) y las emisiones particuladas.
Recientemente mucha atención también se está
prestando al CO2 debido al Protocolo de Kyoto y
en el sector marítimo, la operación sin emisiones
ni humo ha cobrado mucha importancia sobre
todo en la industria de cruceros.
El motor W46 está diseñado para correr usando
combustibles destilados, tales como el Diesel Oil,
HFO, LFO. Pueden emplearse también, HFO de
alta viscosidad, combustible crudo, combustibles
emulsicados y biocombustibles líquidos (LBF).
En nuestro caso utilizaremos LBF, que como
mencionamos antes son combustibles bio-
orgánicos basados en vegetales, que han sido
aceptados para motores Wartsila desde 1996
y que han encontrado un uso comercial para
plantas de generación Diesel. Aceite de oliva,
aceite de palma, aceite de soya y aceite de semilla
de colza son algunos de los de mejores calidades
entre los bio-aceites, todos ellos son usables
como combustible diésel. Biodiesel y bio-aceite
transestericado, también pueden ser utilizados.
116
• Mantenimiento:
Durante el diseño y desarrollo el fabricante del
motor enfatiza la necesidad de fácil mantenimiento
al incluir las siguientes herramientas y fácil acceso
en el diseño básico y al proporcionar instrucciones
de fácil entendimiento.
El principio de mantenimiento del Wartsila 46 esta
sostenido en lo siguiente:
• Una cabeza de motor con cuatro
espárragos de jación y apretado hidráulico
simultáneo en los cuatro.
• Un gato hidráulico para el mantenimiento
del cojinete principal.
• Piezas uniformes de los cilindros del árbol
de levas.
• Accesorios deslizantes toda vez que sea
posible.
• Sistema de aislamiento de gases de
escape al usar paneles fáciles de remover
en una malla que es montada exiblemente
al motor.
• Bielas en tres secciones que permiten la
inspección del BEB (Big end bearing) sin
remover el pistón, y el mantenimiento del
pistón sin desmantelar el BEB.
8. CONSIDERACIONES FINALES Y CONCLUSIONES:
Los biocombustibles de primera generación para
motores diésel se producen a partir de aceites
vegetales. Después de una puricación más o
menos profunda, se pueden usar directamente
como combustible en motores diésel y todavía
se usan actualmente en algunas aplicaciones
limitadas. Ejemplo de ello lo constituye la utilización
de aceite de piñon (Jatropha) en las islas Galapagos
de Ecuador, al aceite ser extraído de las semillas
oleaginosas a través de extracción por solvente,
extracción mecacina, extracción enzimática y
extracción acuosa. Según (Villafuente-Barreto et
al, 2022), al realizarse la extracción en condiciones
de operación adecuadas, la eciencia del aceite
obtenido fue del orden del 57%. Desde 2010
un sistema híbrido de dos generadores de
aceite de Jatropha de origen alemán con una
potencia eléctrica de 69 kW (kWel) y una planta
fotovoltaica con una potencia eléctrica pico
de 21 kW (kWpico) está suministrando con
éxito electricidad a partir de energías renovables
a los habitantes y turistas de Isla Floreana. Los
equipos de alemanes recomiendan que la
calidad del aceite de Jatropha se compare
con los requisitos de la norma de colza (DIN
51605), lo que debería resultar en el logro de
un aceite de Jatropha de buena calidad para
la combustión, por ejemplo, en motores diésel.
Se han realizado varias investigaciones y los
resultados de las pruebas han demostrado que
los aceites vegetales son sustitutos factibles del
combustible diésel. El uso de aceites vegetales
como combustible diésel depende de los
precios del mercado mundial para los productos
minerales y, por lo tanto, es de especial interés
en la actualidad solo para los países con un gran
exceso de producción de aceite vegetal.
Los aceites vegetales están disponibles en todo
el mundo y son renovables, ya que las verduras
que producen semillas oleaginosas se pueden
plantar año tras año. Por el contrario, debido a su
combustión más lenta y temperaturas más bajas
117
en la cámara de combustión, los aceites vegetales
reducen las emisiones de NOx. No obstante,
la utilización de los aceites vegetales como
combustible, así como los otros biocombustibles
en general puede suponer posibles líneas de
competencia con la cadena alimentaria, al tener
que cederse gran parte de la producción de
granos o frutos oleaginosos para la producción de
combustible, en lugar de estos ser utilizados para
proveer de alimento a la población tanto de la
localidad en que se producen así como posibles
exportaciones. De esta manera, estas localidades
aparte de renunciar a estas fuentes alimenticias
también dejan de percibir la retribución nancia
que con su producción y comercialización se
podría esperar. Sin embargo, esto es una cuestión
de saber balacear estas producciones y utilizacion
de materia prima a n de que se todo el proceso
sea sostenible.
Si bien los aceites vegetales representan un
combustible alternativo, seguirán presentando
riesgos relacionados con sus características
intrínsecas, que ni los fabricantes de automóviles
ni de tractores y maquinaria agrícolas están
dispuestos a asumir. Los resultados de algunos
experimentos demuestran que el aceite vegetal
y sus mezclas son potencialmente buenos
combustibles sustitutos de los motores diésel
en un futuro cercano cuando los depósitos de
petróleo se vuelvan más escasos.
Para los estudios relacionados a la utilización de
aceite vegetal directamente empleado, según el
estudio de caso presentado por Sisi et al, el motor
diésel funcionó con éxito con los combustibles
SVO puros de Vanuatu sin ningún aditivo. No
se observaron golpes, lo que implica que los
combustibles SVO están adaptados para el motor
diésel. El rendimiento del motor y los resultados
de las emisiones de los SVO se compararon con
los resultados obtenidos con combustible diésel
limpio. Podemos concluir que se encontró que
las eciencias térmicas de freno de los SVO eran
comparables con las del diésel.
El aceite de tamanu, que es un aceite no
comestible, mostró buenas características de
desempeño a pesar de tener una alta viscosidad a
temperatura ambiente. Las emisiones de CO2 de
los combustibles SVO son ligeramente inferiores
a las del diésel. Los resultados de emisión de CO
para los SVO son más altos que los del diésel para
todas las cargas debido a una alta proporción de
carbono a oxígeno en los SVO, lo que hace que
parte del carbono experimente una combustión
incompleta. Los cuatro aceites usados en el
estudio referido se pueden usar en motores diésel
directamente sin ninguna reducción signicativa
en el rendimiento del motor.
El estudio presentado por Yacoob et al, cubre
una revisión detallada del uso de biocombustibles
obtenidos de WCO en el motor de CI con diferentes
proporciones de mezcla con diésel de petróleo. La
comparación de las propiedades sicoquímicas del
diésel, biodiesel y biocombustibles WCO mostró
si los valores se encuentran dentro de los límites
permitidos por las normas ASTM y europeas o no.
Esta comparación fue seguida por la elucidación
de las características de combustión, rendimiento
y emisión de las mezclas de biocombustible y el
combustible de referencia. En la comparación
de las características de combustión del
biocombustible con el diésel de referencia, el CPP
(Cylinder peak pressure) aumentó, el período ID
(Ignition delay) se acortó, la HRR (Heat release
rate) disminuyó y la EGT (Exhaust gas temperature)
tuvo un comportamiento errático.
Otros trabajos en este campo han explorado
la inclusión de nanopartículas en mezclas
de biocombustibles debido a sus efectos
positivos sobre sus propiedades sicoquímicas
y características de emisión. Una mejor
caracterización también es buena para mejorar
las características de combustión, rendimiento
y emisión. También hay espacio para mejorar
la estabilidad oxidativa del biocombustible y la
estabilidad de la mezcla, especialmente con
adiciones de nanopartículas. Se deben desarrollar
políticas relacionadas con los combustibles
alternativos para comercializar el combustible
mezclado WCO-diésel.
El HVO se produce por hidrogenación e
hidrocraqueo de aceites vegetales y grasas
animales usando hidrógeno y catalizadores a
altas temperaturas y presiones. En este proceso
de hidrotratamiento, se elimina el oxígeno de las
118
materias primas que consisten en triglicéridos
y/o ácidos grasos. En primer lugar, se agrega
hidrógeno a los dobles enlaces en la materia
prima renovable. A partir de entonces, se agrega
más hidrógeno para eliminar el propano
mediante la escisión de los triglicéridos en ácidos
grasos.
Por último, los ácidos grasos se convierten en
hidrocarburos por hidro desoxigenación y/o
descarboxilación. La producción de HVO está
bien desarrollada a escala industrial. El costo
de inversión para las instalaciones HVO es
generalmente más alto que para las plantas de
producción de biodiesel. El hidrógeno utilizado en
la producción de HVO en la actualidad
proviene principalmente de fuentes fósiles.
El HVO se puede producir a partir de cualquier
tipo de aceite vegetal y grasas que contengan
triglicéridos y ácidos grasos. HVO es una parana
renovable con propiedades de combustión
similares a otras paranas renovables como los
líquidos de Fischer-Tropsch, que se producen a
través de la gasicación de biomasa y la síntesis
química. En el procesamiento, se mezclan
normalmente entre un 5 % y un 10 % de alimentos
de base biológica con alimentos fósiles.
En el co procesamiento, los componentes de
base biológica se fraccionan en diferentes líneas
de renería y terminan como múltiples productos.
El proceso HVO también se puede modicar para
producir queroseno renovable, por ejemplo, para
las aplicaciones de combustible para aviones.
Como lo presenta el artículo publicado por
Hunicz et al, dentro de los límites del régimen
de combustión discutido, el número de cetano
del combustible tiene un efecto dominante en el
desempeño de la combustión de los combustibles,
afectando la combustión del combustible piloto.
Debido al fuerte acoplamiento de la combustión
principal con el piloto anterior, la combustión
principal permanece en gran medida insensible
a los cambios de combustible, por lo que todos
reaccionan a la presión de inyección de manera
similar. A pesar de las diferencias a gran escala
en la viscosidad y el punto de inamación entre
los combustibles probados, el efecto de todos
los demás parámetros del combustible en la
combustión es un orden de magnitud menor que
el del índice de cetano. La naturaleza oxigenada
de FAME y su gran viscosidad nalmente no
deterioran las emisiones en el concepto de
combustion realizado.
Las diferencias de combustible a combustible
resultan directamente del contenido de azufre
y cenizas en el combustible, más que de las
diferentes características de la combustión.
Los autores declaran no tener ningún conicto de
intereses, así como declaran haber dado el debido
crédito literario a las fuentes utilizadas y autores.
De igual forma los autores declaran el carácter
9. DECLARACIÓN DE CONFLICTO DE INTERESES:
informativo y educativo del presente articulo,
para tal no se ha recibido aporte econominco ni
naciero para su realización.
119
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