Intregracion de un mercado electrico en sudamerica
141
UNIVERSIDAD TECNICA FEDERICO SANTA MARIA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA INTEGRACION DE UN MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL EN AMÉRICA DEL SUR Tesis de grado presentada por Oscar Toledo Maldonado Nelson Villalobos Valenzuela Como requisito parcial para optar al grado de Magíster en Economía Energética Profesor Guía Dr. Ing. Alejandro Sáez Carreño Profesor Correferente MSc. Ing. Juan Carlos Araneda Tapia Agosto 2010
description
Tesis UTFSM - Intregracion de un mercado electrico en sudamerica.
Transcript of Intregracion de un mercado electrico en sudamerica
1
UNIVERSIDAD TECNICA FEDERICO SANTA MARIA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA
INTEGRACION DE UN MERCADO ELÉCTRICO
REGIONAL EN AMÉRICA DEL SUR
Tesis de grado presentada por
Oscar Toledo Maldonado Nelson Villalobos Valenzuela
Como requisito parcial para optar al grado de
Magíster en Economía Energética Profesor Guía Dr. Ing. Alejandro Sáez Carreño Profesor Correferente
MSc. Ing. Juan Carlos Araneda Tapia Agosto 2010
2
UNIVERSIDAD TÉCNICA FEDERICO SANTA MARÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA MAGISTER EN ECONOMÍA ENERGETICA
TITULO DE LA TESIS: INTEGRACION DE UN MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL EN AMÉRICA DEL
SUR
AUTOR:
Oscar Toledo Maldonado Nelson Villalobos Valenzuela
TRABAJO DE TESIS, presentado en cumplimiento parcial de los requisitos para el
Grado de Magíster en Economía Energética del Departamento de Ingeniería
Mecánica de la Universidad Técnica Federico Santa María
Dr. Ing. Alejandro Sáez Carreño………………………………………………………………. MSc. Ing. Juan Carlos Araneda Tapia ………………………………………………
Santiago, Chile Agosto de 2010
3
Dedico esta tesis a mi familia. Oscar Toledo Maldonado Dedico este trabajo a mi Esposa Elena y a mis 3 hijas quienes me apoyaron en forma constante para cumplir este importante logro. Nelson Villalobos Valenzuela
4
RESUMEN
En términos económicos América del Sur posee un importante potencial energético, con reservas de
hidrocarburos y un alto potencial de recursos hídricos para la generación de energía eléctrica. Sin
embargo las transacciones entre los mercados energéticos no han alcanzado todavía un nivel de
desarrollo significativo. El inicio de la apertura energética comenzó hace dos décadas con reducidos
suministros en zona de frontera, intercambios de oportunidad en electricidad, gasoductos con venta
firme de gas y centrales binacionales. A pesar de los avances, el proceso de integración sigue
pendiente, careciendo de mecanismos flexibles que permitan conciliar las distintas agendas
energéticas, políticas económicas y técnicas de los países involucrados en zonas de mutua influencia.
En la presente tesis de titulación se elaboró una propuesta de análisis y fundamentos para establecer
un mercado eléctrico regional en América del Sur evaluando las variables técnicas económicas, legales
y geopolíticas.
En primer lugar se desarrolló el marco teórico con una investigación bibliográfica y documental,
estudiando las diferentes etapas por las cuales ha pasado la integración energética, evaluando los
modelos de políticas económicas y sus resultados. Posteriormente en el contexto del estudió se revisó
los elementos a considerar para el comercio internacional de electricidad, analizando los diferentes
tipos de comercio y contratos que se pueden realizar en un mercado de transacciones de electricidad,
revisando las características de las interconexiones binacionales existentes en el MERCOSUR y la
CAN. En segundo lugar, basado en el concepto de los pilares de la integración, se identificó las Reglas,
los Recursos y las Redes realizando un análisis de riesgos a nivel cualitativo. Se desarrolló
posteriormente una metodología para determinar y evaluar una interconexión eléctrica internacional.
Se identificó una oportunidad para una interconexión entre Chile y Perú, el cual fue estudiado en un
análisis de caso, donde se cuantificaron los beneficios económicos de las transacciones de electricidad.
Dichos intercambios se estimaron al considerar la instalación de una línea de transmisión, optimizando
las características técnicas y los puntos de interconexión. Los resultados económicos permiten
visualizar que las interconexiones debieran desarrollarse como alternativas razonables en las
perspectivas del negocio energético regional.
Finalmente en base al análisis, antecedentes bibliográficos y estudios, se identificaron las barreras y
las medidas que permitirán en el mediano plazo, la integración de un mercado eléctrico regional en
América del Sur
5
ABSTRACT In economic terms, South America has a significant power potential, with reserves of hydrocarbons and
a high potential of water resources for power generation. However, the transactions between the energy
markets have not yet reached a significant level of development. The start of the opening energy began
two decades ago with reduced supplies in border areas, exchanges of opportunity in electricity, gas
pipelines and gas firm sale and power unit between countries. Despite progress, the process of
integration is on the agenda of the region, lack of flexible mechanisms to reconcile the different agendas
energy, economic and technical policies of the countries involved areas of mutual influence.
In this diploma thesis is elaborated a proposal for the analysis and rationale for establishing a regional
electricity market in South America to evaluate the technical variables of economic, legal and
geopolitical. .
First the theoretical framework was developed with a bibliographic and documentary, exploring the
different stages through which has passed the energy integration, evaluating the economic policy models
and outcomes. Later in the studied context, it was revised the items to consider for international trade in
electricity, analyzing different types of trade and contracts that can be performed in an electricity market
transactions, reviewing the characteristics of the existing bi-national interconnections in MERCOSUR
and CAN. Secondly, based on the concept of the pillars of integration, identified the Rules, Resources
and Networks by a risk analysis on a qualitative level. Subsequently developed a methodology to identify
and evaluate international electrical interconnection. .
We identified an opportunity for an interconnection between Chile and Peru, which was studied in a case
study, which quantified the economic benefits of electricity transactions. These exchanges were
estimated by considering the installation of a transmission line, optimizing the technical characteristics
and points of interconnection. The economic results can visualize the interconnections should be
developed reasonable alternatives in the prospects of regional energy business. .
Finally, based on the analysis, and bibliographic studies, we identified barriers and measures that will in
the medium term, the integration of a regional electricity market in South America.
6
GLOSARIO ALALC: Asociación Latinoamericana de Libre Comercio ANEEL: Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Argentina) ANDE: Administración Nacional de Electricidad (Paraguay) CAF: Corporación Andina de Fomento CAN: Comunidad Andina de Naciones CANREL: Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad del CAN CIER : Comité de Interconexiones Eléctricas Regionales CDEC-SING: Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Eléctrico del Norte Grande CEPAL: Centro de Estudios para América Latina CNE: Comisión Nacional de Energía (Chile) CENACE: Generadores y Distribuidores-Comercializadores (Colombia) CIER: Comité de Integración Energética Regional COES SINAC: Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (Perú) GOPLAN: Grupo Técnico de los Organismos Planificadores de los Sectores Eléctricos del CAN HVAC: Sistema de corriente alterna en alta tensión (del inglés High Voltaje Alternate Current) HVDC: Sistema de corriente directa en alta tensión (del inglés High Voltaje Direct Current) ISA: Empresa de servicios de administración, operación y transporte de energía eléctrica (Colombia) MERCOSUR: Mercado de Comercio del Sur OCDE: Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico MAE: Mercado Mayorista de Energía (Argentina) MEM: Mercado Eléctrico Mayorista (Argentina) OLADE: Organización Latinoamericano de Energía PIB: Producto Interno Bruto SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (Perú) SCADA: Sistema de control adquisición y datos variables eléctricas URSEA: Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (Uruguay)
7
INDICE INTRODUCCION 1
CAPITULO I MARCO TEÓRICO
1.1 Antecedentes históricos de la Integración regional 4
1.2 Antecedentes históricos de la economía regional 6
1.3 Antecedentes técnicos para una integración eléctrica regional 8
1.4 Antecedentes de integración subregional 12
CAPÍTULO II ANTECEDENTES PARA LA INTEGRACION REGIONAL
2.1 Características a considerar para el comercio internacional de electricidad 14
2.2 Particularidades técnicas del comercio internacional de electricidad 18
2.3 Aspectos políticos e institucionales del comercio de electricidad 19
2.4 Proyectos que originan las interconexiones regionales 21
2.5 Tipos de comercio internacional de electricidad 22
2.6 Estado de la integración eléctrica regional 25
CAPÍTULO III ANALISIS DE RIESGOS DE LA INTEGRACION REGIONAL
3.1 Análisis de riesgos de la integración del MERCOSUR 27
3.2 Análisis de riesgos de la integración del CAN 37
3.3 Riesgo de las redes en la interconexión eléctrica en el CAN 44
3.4 Riesgo de las reglas en la interconexión eléctrica en el CAN 46
3.5 Análisis de riesgos de los recursos 51
3.6 Análisis del riesgo Geopolítico 59
CAPITULO IV METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE LA INTEGRACION
4.1 Introducción 62
4.2 Metodología 62
4.3 Fase I, motivación 63
4.4 Fase II, Prefactibilidad 64
4.5 Fase III, Factibilidad 68
4.6 Fase IV, Acuerdos 70
8
CAPITULO V ANÁLISIS DE CASO INTERCONEXION CHILE-PERU
5.1 El escenario de estudio 73
5.2 Definición del proyecto de interconexión 77
5.3 Estimación de los costos marginales para la interconexión Chile-Perú 79
5.4 Estimación de los beneficios económicos de la interconexión Chile-Perú 85
5.5 Análisis de los beneficios de los intercambios de energía 91
5.6 Estimación de Inversión para la interconexión Chile-Perú 93
CAPITULO VI ANÁLISIS DEL PROBLEMA 102
CONCLUSIONES 115
8. ANEXOS
Anexo A:
Citas Bibliográficas
Anexo B:
Estimación de las pérdidas eléctricas para el análisis de caso.
1
INTRODUCCION En los últimos años la economía mundial ha mostrado una tendencia a la integración de mercados
buscando aprovechar las ventajas comparativas y competitivas que esta estrategia ofrece.
El sector eléctrico desempeña un importante papel en la dinámica económica de la gran mayoría de los
países y no es ajeno a este fenómeno y por esto su mercado muestra tendencias de integración
regional que apuntan a la conformación de mercados eléctricos comunes para varios países, por ello,
las empresas del sector eléctrico deben enfocar sus esfuerzos hacia este objetivo pues este es el
panorama del mercado en el mediano y largo plazo.
La conformación de un mercado interior de la energía desde sus orígenes ha perseguido dos objetivos
fundamentales: por un lado mejorar la competitividad de la industria comunitaria y por otro promover
mejoras en la calidad del suministro a los consumidores. Para lograr estos objetivos tan ambiciosos, se
busca avanzar en la consolidación de mercados energéticos competitivos y eficientes donde el precio
de la energía recoja los verdaderos costos de su suministro.
El intercambio de energía entre países modifica los flujos de potencia por las líneas de cada sistema
eléctrico en particular y su utilización. El costo asociado a las mismas debe ser reasignado entre los
distintos usuarios, independientemente de la regulación particular de los mercados mayoristas de cada
país participante del mercado regional, que podrá establecer un mayor o menor grado de competencia.
La Comunidad Europea entendió la necesidad de una política energética común, con la integración de
los mercados eléctricos de las naciones que la conforman, lo cual se consolidó en el Tratado de la
Unión Europea de 1992. Esta política se logró implementar en el decenio pasado y permitió cumplir los
objetivos de; Aumentar la seguridad de suministro; Disminuir los precios; Respetar el medio ambiente y
Fomentar el ahorro energético.
En el caso de América del Sur existen muchos recursos energéticos y reservas, que pueden ser
utilizados para suministrar en forma económica y segura los requerimientos de la región. Sin embargo
se deben eliminar las actuales barreras que impiden la integración efectiva de los mercados eléctricos,
lo cual requiere no tan solo el desarrollo de nuevos sistemas de transmisión para unir las diferentes
naciones, sino que también elaborar normas y regulaciones para la inversión pública-privada y la
definición de la operación del mercado común.
La Región de América del Sur es productora excedentaria de insumos energéticos y exportador neto,
sin embargo los recursos no se encuentran distribuidos de manera uniforme. Las reservas de
combustibles fósiles y renovables presentan en su conjunto un superávit, sin embargo pocos países
2
tienen la capacidad para exportarlos, mientras que la mayoría de los países debe importar parte de su
consumo.
Actualmente existen varios acuerdos y proyectos de integración binacional de mercados eléctricos;
Brasil-Uruguay; Brasil-Paraguay; Brasil-Argentina; Colombia-Ecuador, los que representan progresos
innegables en materia de interconexiones sin embargo aun se está lejos de poder hablar de mercados
eléctricos regionales integrados, lo que supone una vinculación estructural entre los agentes privados y
públicos de mercado con el propósito de reducir costos y aumentar la confiabilidad de suministro,
careciendo la región de instrumentos vinculantes, ni una institucionalidad supranacional (como en el
caso de la comunidad económica europea) que trabajen en este sentido. En América del Sur la
formación de los precios de la energía eléctrica en el mercado spot es un resultado inmediato de la
operación óptima sujeta a restricciones de seguridad, mediante procedimiento regulado a partir de los
costos variables empleados en el despacho de cada país.
Un proceso de integración requiere de mecanismos flexibles al interior de los países que permitan
conciliar las distintas agendas energéticas, políticas, económicas y técnicas de los países involucrados
en zonas de mutua influencia, donde se debe considerar el clima político y económico que permita
promover la concurrencia de inversiones destinadas a la infraestructura energética comercial regional,
de manera que se pueda minimizar los riesgos no comerciales asociados a la inversión y reducir y/o
eliminar restricciones comerciales. Actualmente se observan en la Región, dos proyectos de desarrollo
diferentes. Uno basado en la economía de mercado y el otro en el Estado gestor. En el primer caso
están países como Chile, Colombia y Perú y en el segundo está claramente Venezuela y Bolivia.
Argentina, Brasil y Uruguay están en una situación intermedia. Por lo tanto, con la creciente necesidad
de generar mercados eléctricos integrados, sustentables para garantizar el crecimiento económico de
las naciones que conforman la región, surge la necesidad de preguntarse:
1) ¿Cuáles son los beneficios estimados en una integración de un mercado eléctrico regional?
2) ¿Cómo implementar un mercado eléctrico regional?
3) ¿Cuáles son las barreras y las medidas que permitirán en el mediano plazo la integración de un
mercado eléctrico regional en América del Sur?
El objetivo general planteado en respuesta a esas preguntas es desarrollar una propuesta de análisis y
fundamentos para la constitución de un mercado común de electricidad en América del Sur,
considerando las variables técnicas, económicas, legales y geopolíticas.
Los objetivos específicos son:
• Analizar la situación actual de la integración eléctrica en América del Sur.
• Realizar un análisis de riesgo de la integración regional.
• Proponer una metodología para evaluar la interconexión eléctrica regional
• Analizar a través de un estudio de caso, los beneficios de la integración eléctrica regional.
3
• Analizar las actuales barreras y proponer medidas para retirar las barreras para la integración.
El trabajo está dividido en 5 capítulos. En el capítulo 1 se desarrolló el marco teórico, donde se realizó
una investigación bibliográfica a través de la búsqueda de publicaciones, revistas universitarias,
informes de organismos de investigación, documentos presentados en congresos, conferencias, para
recoger antecedentes de integración regional, la situación de la economía regional y antecedentes
técnicos de integración de mercados eléctricos.
El capítulo 2 se desarrolló los antecedentes generales para la integración de un mercado eléctrico
común, la propuesta de análisis de interconexión, la metodología para analizar los diferentes
escenarios de interconexión entre los distintos países de la región.
En el capítulo 3 se investigó cuales son los mayores riesgos para la integración. Se desarrolló un
análisis a partir del concepto de los 3 pilares fundamentales; las Reglas, las Redes y los Recursos para
la integración en el MERCOSUR y el CAN, investigando los aspectos legales, los aspectos de
infraestructura eléctrica y la disponibilidad de insumos energéticos, aspectos esenciales que influyen en
la toma de decisiones en los diferentes países de la región para definir una integración regional. Se
consideró los potenciales riesgos geopolíticos para la integración energética de Chile.
En el capítulo 4 se presenta una metodología para evaluar una interconexión eléctrica internacional. Se
analiza los diferentes aspectos relacionado a los estudios; Energético, Ambiental, Eléctrico, Normativo,
Operativo, Económico y Financiero y los acuerdos operativos y comerciales.
En el capítulo 5 se realizó un estudio de análisis de caso, estimando los posibles beneficios
económicos, suponiendo en el mediano plazo la realización de transacciones internacionales de
electricidad entre Chile y Perú. Dichos intercambios se estiman al considerar la instalación de una línea
de transmisión, optimizando las características técnicas, su ubicación geográfica y los puntos de
interconexión. Se proyectan los costos marginales de energía para la interconexión par un período de 7
años comprendido entre el 2015-2022 Los beneficios económicos desde el punto de vista de la oferta
de energía se calculan en base al margen operacional del sector eléctrico. Esto es la diferencia entre la
valorización (a costo marginal ) de las inyecciones de energía de las centrales del sistema eléctrico del
Perú que despachan energía desde subestación Montalvo hacia la subestación Crucero en Chile.
Finalmente se elaboran el análisis y las conclusiones donde se presentan y las actuales barreras y
proponer medidas para retirar las barreras para la integración regional, presentando las conclusiones
del informe.
4
CAPITULO I
MARCO TEORICO
1.1 Antecedentes históricos de Integración regional Bolognesi (1986) señala que el límite político, así como aparece en el trazado de los mapas, es la línea
de demarcación de juridicciones nacionales. Marca discontinuidades, más que continuidades y muchas
veces interrumpe áreas que de otro modo serian una unidad desde el punto de vista de la convivencia
humana. El límite político señala el ámbito territorial de centros de decisión soberanos que, como tal,
aplican sus propias políticas monetarias, crediticias y fiscales, influyen en la estructuración del espacio y
ponen barreras a la libre circulación de bienes y factores productivos. Sin embargo la proximidad y las
leyes económicas crean una zona de tránsito donde los habitantes obtienen ventajas de las políticas
aplicadas a ambos lados de la frontera.
Milet (2007) define la Integración regional como un concepto amplio, que no considera sólo nociones
económicas, sino también variables políticas, sociales y culturales. La integración regional en América
del Sur ha pasado por tres etapas, relacionadas con el sistema económico en boga, como también con
el pensamiento político. La primera, etapa voluntarista entre 1950 hasta mediados de los años 70,
donde se caracteriza por una realidad de pos guerra, con influencia de la CEPAL con su política de
promoción de la industrialización. Caracterizado por un marco de protección arancelaria y no
arancelaria. El rol fundamental del Estado en el impulso del desarrollo, tuvo doble asidero en la
integración. El desarrollo industrial requería cierta intervención a nivel micro y macroeconómico, e
incluso participación directa. Además, de paliar las desventajas de los países con menor desarrollo
relativo, que debían optar por la industria subregional frente a la posibilidad de importar a menor costo.
Otro elemento central de los procesos desarrollados durante este período es que buscaban avances
graduales pero progresivos hacia metas predeterminadas. Todos los acuerdos suscritos en este período
establecían compromisos rígidos, para lograr establecer un arancel común, en determinados número de
años. Estos finalmente no se cumplían o sólo parcialmente. .A pesar de estas deficiencias, durante los
60 el intercambio recíproco se constituyó en factor dinamizador del comercio exterior, además se creó
infraestructura común y algunas instituciones. En 1960, se originó la Asociación Latinoamericana de
Libre Comercio (ALALC), proceso que fracasó. Este fracaso generó el surgimiento de dos nuevas
iniciativas subregionales. En 1969, el Pacto Andino entre Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú, Venezuela y
Chile y el Tratado de la Cuenca del Plata entre Argentina, Brasil, Uruguay, Paraguay y Bolivia.
La segunda etapa revisionista (fines de los años 70-80s) donde se puso énfasis en la “integración
informal” y la “integración por proyectos”. Se ensayaron mecanismos de comercio compensado, de
5
trueque y otras modalidades de corte más bien bilateral que multilateral. Esto se evidenció por ejemplo
en el Grupo Andino. Así el Protocolo de Quito de 1987: flexibilizó los compromisos andinos de liberalizar
el comercio y de adoptar el arancel externo común, postergando indefinidamente el compromiso original
de establecer una Unión Aduanera. En este marco es que en 1980 surge la ALADI, Asociación
Latinoamericana de Integración. Formada por Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Cuba (desde
1999), Ecuador, México, Paraguay, Perú, Uruguay y Venezuela. Principios generales: Pluralismo en
materia política y económica. Convergencia progresiva hacia la formación de un mercado común
latinoamericano. Flexibilidad y tratamiento diferencial en cuanto al nivel de desarrollo de los países. Y
una multiplicidad en concertación de instrumentos comerciales.
La tercera Etapa pragmática a partir de la década de 1990, con un marco de una gradual convergencia
económica y política de los países de la región. Se busca que la integración sea compatible con el
esfuerzo de mejorar la competitividad internacional, según la CEPAL la integración debe contribuir al
cumplimiento de “los objetivos específicos de fortalecer la inserción internacional, favorecer la
articulación productiva e inducir la interacción creativa entres los agentes públicos y privados”. Noción
del regionalismo abierto, dirigida al aumento de intercambio entre los miembros, el logro de un arancel
externo común bajo y la búsqueda de nuevos socios para América Latina. Procesos de apertura
comercial, con márgenes preferenciales cada vez menores favorecen una mayor multi-lateralización de
la integración. Idea de compromisos realistas y concretos, que reconozcan la existencia de los costos
de la integración y de sus obstáculos.
En el año 1969, Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador y Perú firmaron un acuerdo de integración y
cooperación regional denominado el Pacto Andino. Este agrupamiento después de una fase inicial de
resultados relativamente exitosos, pasó a enfrentar un largo período de estancamiento y retroceso. La
falta de coordinación de las políticas cambiarias y el no cumplimiento de las obligaciones y de plazos
pactados, sumado a los severos problemas de balanza de pagos ocasionados por la crisis de la deuda
a partir del decenio de 1980, desencadenó un proceso de desintegración entre los países de la región
según lo señalado por Hisrt (1997). Chile se retiró el año 1976. En el año 1997, se creó la Comunidad
Andina de Naciones (CAN) y en 2003 se establece un Plan de Integración de Desarrollo Social.
Posteriormente, en el año 2006 Chile ingresó en calidad de país miembro asociado de la Comunidad
Andina, con lo cual puede participar en los distintos órganos e instituciones del Sistema Andino
Integrado (SAI), entre los cuales se encuentra el Parlamento Andino, creado en el año 1979. Asimismo,
se estableció el derecho de nuestro país a participar con derecho a voz, tanto en las reuniones
ordinarias como extraordinarias de los órganos e instituciones políticas y técnicas del SAI.
El tratado de la Cuenca de la Plata firmado por Argentina, Bolivia, Brasil, Paraguay y Uruguay en el año
1969 estableció un tratado de integración regional, con el objetivo principal de promover el desarrollo
6
armónico y la integración física de la cuenca de la Plata, en sus áreas de influencia directa y
ponderable. El tratado de la cuenca de la Plata pretendió identificar áreas de interés común y la
realización de estudios, programas y obras, así como lograr desarrollar los entendimientos operativos y
los instrumentos jurídicos necesarios que propendan, en el sistema hidrográfico de los ríos de Cuenca.
Desde su aprobación se ha establecidos acuerdos multinacionales entre sus países miembros,
desarrollándose grandes centrales hidroeléctricas; Itaipú 12.600 MW, Yacyretá 3.100 MW y Salto
Grande 1.800 MW con la consiguiente integración de mercados eléctricos regionales.
Por otro lado con miras a otorgar una proyección regional de integración, Argentina y Brasil acordaron
en marzo de 1991 la creación del MERCOSUR, con la incorporación de Paraguay y Uruguay.
Conducidos por un consejo formado por los ministros de Relaciones Exteriores y de Economía de los
cuatro países esta iniciativa prevé; a) la libre circulación de bienes, servicios y factores productivos entre
los cuatro países miembros. b) el establecimiento de un arancel externo común y la adopción de una
política comercial común en relación con terceros estados c) la coordinación de políticas
macroeconómicas y sectoriales entre los estados miembros; d) el compromisos de estos estados de
armonizar sus legislaciones en las áreas correspondientes. Giuliucci (2000) señala que Brasil vislumbró
en el MERCOSUR, la necesidad de establecer una estrategia progresiva de apertura del proceso
económico que debía estar necesariamente interrelacionada con la conducción de la política externa
brasileña, y que permitiera hacer viable la integración económica sub-regional y regional.
1.2 Antecedentes históricos de Ia economía regional. Devlin.R y Moguillansky (2009) señalan que como región, América del Sur no ha obtenido
históricamente buenos resultados económicos. Desde la era colonial, ha tenido que contemplar que
sucesivos países la dejaran atrás en término de Producto Interno Bruto (PIB) per cápita; muchos de
ellos, cuya situación era de extrema pobreza, pasaron a ocupar los peldaños más altos en la escala de
ingresos mundiales. En la última mitad del siglo XX, el fortalecimiento y el mejoramiento de la calidad
de la inserción internacional de Estados Unidos, fue un pilar significativo para que los países de la
región pudieran participar con éxito en un proceso de cerrar brecha de ingresos con respecto a los
países ricos. En ese contexto el desarrollo de la exportación fue un instrumento importante para
estimular la inversión, la innovación y el crecimiento. El papel de la exportación se vio respaldado por
las tasas de crecimiento del comercio y el financiamiento internacional, que alcanzaron niveles sin
precedentes. Sin embargo, casi todos los países que lograron equipararse abordaron la cuestión de la
integración y el desarrollo de la exportación por vías diferentes
De acuerdo a lo indicado por Reyes. G (2001), durante la década de 1960, las economías de la región
tuvieron características propias de lo que en ese entonces se esperaba fueran las naciones en
7
desarrollo. Las exportaciones primarias dominaban el comercio internacional y la concentración de la
dependencia productiva variaba, pero en general se mantuvo con índices altos. La industria contribuía
con alrededor de un 22% del (PBI) teniendo un rango que iba desde 11% en Bolivia hasta un 25% en
Brasil. Una característica muy importante de las economías de la región en los años sesenta fue el
desarrollo de la industria y la diversificación de las nuevas líneas de exportación. El notable aumento de
la producción industrial fue sostenido por el modelo de crecimiento basado en la sustitución de las
importaciones. En la mayor parte de los países de la región, estos años se caracterizaron por la caída
de los coeficientes de importación y por la reducida capacidad exporadora de bienes industriales. Cabe
señalar que las iniciativas de integración en la región que se iniciaron en los 60-70 no demostraron ser
una variable tan importante para la expansión económica como se esperaba.
Para 1982 casi todos los países de América del Sur habían sido afectados por la más profunda y
prolongada recesión económica de los últimos 50 años. Aunque las fuerza externas fueron
determinantes en el agravamiento de la crisis, otros factores no menos importantes actuaron, como por
ejemplo la inconsistencia en el manejo de las políticas económicas, especialmente en cuanto a la
adopción de medidas que favorecieran, sin previsión, altos niveles de endeudamiento externo, el
aumento del gasto interno y las políticas de estabilización de precios basadas en el manejo casi único
de las tasas de cambio. Para enfrentar este escenario, cuyo problema se agravaban debido al problema
de la deuda externa, las naciones de la región llevaron a cabo los procesos de ajustes. Los mismos se
iniciaron en 1982 y duraron, en una primera fase, hasta 1990. Entre las repercusiones se registró una
importante reducción en el PIB per capita y el consumo interno. El coeficiente de inversión en la región
cayó de manera constante, alcanzando sus mínimos niveles en 1987. A partir de este año este
indicador ha experimentado una lenta recuperación, hasta alcanzar un 22% del PIB para 1989. No
obstante este último nivel ha mejorado, encontrándose por debajo de las cifras que se tenían a
principios de los ochenta.
En la década de 1990 un factor económico significativo en términos del comercio internacional que
mostraron los países de la región, fue un uso más intenso de los recursos naturales en un marco en
donde las exportaciones aumentaron. La tasa de exportación se elevó de 11% del total del PIB en 1980
a 16% en 1990 y 19% en 1998. En general y no obstante su intensificación, la participación de los
productos primarios en las exportaciones ha mostrado una menor proporción con respecto a los bienes
industriales manufacturados, cuya participación se ha incrementado. La evidencia es que estos bienes
industriales se han basado en la transformación de materias primas del sector primario. A pesar de este
esfuerzo en el comercio internacional, es de señalar que la posición de América del Sur se mantiene
aún rezagada con respecto a los países asiáticos.
De acuerdo a datos estadísticos del Banco Mundial, si se analiza los países de la región en forma
8
individual, se aprecia que desde 1960, salvo escasas excepciones, han sufrido retrasos en el camino
hacia la convergencia. Al comparar década por década el PIB per cápita como un porcentaje del PIB
per cápita promedio de los países ricos de la OCDE, se observa un desempeño deficiente de la región.
Gráfico 1.1 Países de la región: PIB per cápita como porcentaje del promedio de la OCDE
Fuente: Banco Mundial, Word Development Indicators, 2009
1.3 Antecedentes técnicos para una integración eléctrica regional
Husson (2004) señala que la integración eléctrica es un concepto con contenido técnico preciso, ya que
implica el despacho conjunto o al menos coordinado, de los recursos eléctricos. Sin embargo, no
siempre se respeta ese contenido, ya que se tiende a hablar de integración cuando esa situación no
está configurada. Por ejemplo, en el MERCOSUR, hay una coordinación de despachos entre Argentina
y Uruguay. Los demás intercambios eléctricos de la región responden más a una compraventa
9
internacional de energía que a una verdadera integración. Si se analizan las interconexiones eléctricas
internacionales desde el punto de vista de su operación física puede distinguirse varios niveles de
coordinación entre los despachos, que se muestran en la tabla 1.1, donde también se registra el grado
de armonización requerido en las reglas de los sistemas a interconectar.
Tabla 1.1 Tipo de Interconexión eléctrico Internacional
Fuente: Husson.G (2004) Armonizar reglas sólo en lo necesario para permitir un tipo dado de intercambio, es lo que se denomina
comúnmente, establecer simetrías mínimas. Si se atiende a la participación del insumo eléctrico en el
conjunto de la economía nacional, parece claro que la selección del nivel de integración no puede ser
una decisión tomada exclusivamente con una óptica sectorial. Conceptualmente, el nivel de integración
eléctrico se debe corresponder con el nivel general de integración de las economías nacionales, ya que
en otro caso pueden amenazarse o cederse ventajas relativas de carácter general a cambio de obtener
beneficios sectoriales, aspectos geopolíticos que serán tratados en el capítulo 3.
En relación con el análisis de las simetrías mínimas, este permite establecer que estas pueden
reducirse a tratar exclusivamente lo atinente a transacciones de energía, potencia, y peajes de
transmisión.
El tratamiento dado a la exportación o importación de energía eléctrica corresponde a una demanda o
una generación en frontera. Una exportación realizada en esos términos será equivalente a una
demanda en frontera en el sistema exportador y a una generación en frontera para el sistema
importador. En tal caso, por ejemplo, le corresponderán: En el mercado exportador: todos los cargos
10
establecidos para las demandas; En el mercado importador: todas las remuneraciones y cargos
establecidos para las generaciones, inclusive cargos por capacidad y pagos por transporte y reservas.
Por su parte, las compras de energía asociadas al pago de capacidad o compras firmes se debieran
implementar mediante contratos de largo plazo, para garantizar el abastecimiento a la demanda y la
inversión a la oferta. Deberá tenerse presente que compras de energía sin pago de capacidad, no
promoverán la inversión en nueva generación destinada a la exportación en el sistema exportador.
Si un mercado importador no paga capacidad al exportador, entonces no correspondería remunerar en
este último, el costo marginal de la oferta correspondiente a demanda local más la exportación, ya que
se estaría afectando el equilibrio entre oferta y demanda, y se otorgaría renta a los generadores locales
aumentando el pago de los consumidores en el país exportador, sin beneficios para estos últimos, ya
que no sería promovida la expansión de la oferta local por ese tipo de exportación.
En este tipo de situaciones corresponderá distinguir entre precio interno y precio de exportación y
verificar que los intercambios entre sistemas tiendan a ser balanceados en el largo plazo. El gráfico 1.2
muestra el incremento del costo marginal del sistema eléctrico en función del nivel de potencia
despachada con los precios sancionados en ambos casos.
Gráfico 1.2 Precio de de energía para mercado interno y de exportación
Fuente: Husson.G (2004)
Debe entenderse que por detrás de la decisión de pagar capacidad en los intercambios internacionales
se encuentra el concepto de seguridad de abastecimiento. Si por motivos estratégicos se opta por el
autoabastecimiento, la capacidad instalada en cada país deberá dimensionarse para cubrir su
demanda, los intercambios serán sólo de oportunidad y no corresponderá el pago internacional por
capacidad. Si en cambio, se aceptan los riesgos y se le quita a la energía eléctrica el carácter
11
estratégico, entonces se tratará de intercambios programados a largo plazo y corresponderá pago por
capacidad. En última instancia, la decisión de pagar o no capacidad en los intercambios está
correlacionada con la aceptación que la inversión en nueva capacidad se instale más allá de las
fronteras nacionales, siendo esa aceptación y confianza en las decisiones del otro país uno de los
elementos esenciales de un proceso de integración económica.
En relación con las tarifas de la transmisión sólo se trata de acordar los peajes en los Enlaces
Internacionales pues, atendiendo a que las reglas internas de cada sistema son distintas, los costos
internos de transmisión se pueden incluir en el precio ofertado para la energía en frontera. Para fijar el
peaje de un enlace, deben reconocerse: Los costos incurridos, y el riesgo asumido en la inversión.
Por su parte, cobrar peaje a los intercambios de oportunidad afecta la eficiencia de una operación
integrada o coordinada ya que incrementa los costos marginales de los mercados, por lo que
normalmente los peajes se suelen cargar sobre los intercambios firmes por contrato. En relación a la
inversión en sistemas de transmisión internacional, el inversionista privado en transmisión se interesa
en arbitrar precios entre sistemas. Arbitrar entre sistemas es comprar al Precio A en el sistema A y
vender en el sistema B al Precio B. Como se ve en la gráfico 1.3, donde se puede observar el precio en
los dos sistemas interconectados, al incrementar la capacidad de intercambio el diferencial de precios
se reduce, introduciendo un límite a la inversión privada.
Gráfico 1.3 Precio de peajes en sistemas de transmisión internacional.
Fuente: Husson.G (2004)
Para el inversor privado, el arbitraje más interesante es aquel que resulta del Enlace congestionado, es
decir, operando al máximo de la capacidad de intercambio ya que en otra condición los precios A y B
serán prácticamente iguales salvo pérdidas en el Enlace.
12
El interés del inversor de utilizar al máximo los Enlaces y el hecho de que se pueda accionar
técnicamente sobre la capacidad, reduciéndola, y así incrementando la renta, ha inducido a muchos
Reguladores a no otorgar al inversor dicha renta de arbitraje, denominada renta de congestión, producto
del diferencial de precios por la capacidad del Enlace.
Debido a la baja renta que resulta de los activos de interconexión si esa renta no se otorga al inversor,
esa decisión suele conducir a que la inversión en Enlaces Internacionales se realice a riesgo de los
Estados o los consumidores.
1.4 Antecedentes de Integración subregional.
El 1° de marzo de 2003 comenzó a operar la primera interconexión de potencia entre los sistemas
eléctricos de Colombia y Ecuador. El proceso de integración eléctrica de los países de la Comunidad
Andina de Naciones (CAN) ha conducido una eficacia y su análisis permita extraer enseñanzas para
transitar el proceso de integración eléctrica regional.
Al momento de decidir la creación del Mercado Eléctrico Andino había interconexiones entre los
sistemas eléctricos nacionales, aunque de importancia secundaria. El proceso de integración eléctrica
andina condujo a la puesta en servicio de una Interconexión en 230 kV entre Pasco (Colombia) y Quito
(Ecuador) de 240 MW de capacidad. En cuanto al ordenamiento jurídico del Mercado Eléctrico se
estableció un marco general para la Interconexión subregional, cuyos aspectos centrales son los
siguientes:
.
a) Tratamiento de la exportación y la importación: La exportación será considerada como una demanda
en frontera mientras que la importación será considerada como una generación en frontera.
b) Concepto de Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE): Los intercambios entre países se
concretan mediante TIE de corto plazo (spot) realizadas entre los despachos nacionales. Las
transacciones resultan cuando los despachos programan de forma coordinada (integración parcial) la
operación. Es decir, las TIE se ofertan, se aceptan y se programan entre los despachos el día previo al
de operación y no se limitan a la existencia de excedentes.
c) Enlaces al servicio de las TIE: Los Enlaces internacionales tienen por objetivo servir a las
transacciones de corto plazo en lugar de a los contratos firmes. Adicionalmente, las rentas de
congestión no se otorgan al operador del Enlace.
d) Contratos de compraventa internacional: Si bien aún no se ha autorizado la firma de contratos, la
decisión prevé que éstos sólo serán financieros, es decir que fijan el precio del suministro pero no
13
otorgan garantía de abastecimiento, no admitiéndose contratos que resulten en transacciones
obligadas.
En esos términos, para cada hora “h”, cada uno de los despachos elabora y pone a disposición del otro,
la curva escalonada Precio/Potencia que resulta posible exportar luego de abastecer la demanda
nacional prevista en esa hora. El precio ofertado será monómico, es decir, tendrá un solo término,
correspondiente al valor de la energía y estará expresado en U$S/MWh. Ese precio reunirá todos los
cargos que pagaría una demanda nacional ubicada en el nodo frontera: capacidad, cargos de
transmisión, reservas, regulación, etc.
Para esa hora, cada despacho considerará su precio ofertado en frontera para 0 MW de exportación,
disminuido en un porcentaje, fijado de momento en el 8%, como precio máximo de importación y
comparará con la curva ofertada por el otro, resultando de ello la conveniencia de importar y cuanto.
Para obtener el orden de mérito de la oferta, el despacho importador (que ve la oferta del otro como una
generación en frontera) procederá a descontar de ese precio monómico en frontera los cargos que
correspondería remunerar a un generador propio, hasta obtener el costo variable de producción con el
cual lo considerará en su curva de costos marginales.
En el gráfico 1.4 se muestra un caso posible de exportación desde el sistema peruano. Este resulta
despachando máquinas de hasta 55 USD/MWh ya que el precio máximo de compra en el sistema
ecuatoriano corresponde a su precio de exportación cero (60 USD/MWh) reducido en el 8%, resultando
55,2 USD/MWh.
Gráfico 1.4 Simulación arbitraje de precios interconexión Ecuador-Perú
Fuente: Husson.G (2004)
14
CAPITULO II
ANTECEDENTES PARA LA INTEGRACIÓN REGIONAL
2.1 Características a considerar para el comercio internacional de electricidad De acuerdo a lo señalado por Larrañaga (2007), el sector eléctrico presenta algunas características
técnicas y económicas que le son propias y especiales, que lo singularizan con respecto a la gran
mayoría de los sectores productivos. A continuación se presentan esas características y como ellas
influyen en el comercio internacional de electricidad y la integración.
2.1.1 Carácter esencial del servicio eléctrico El sector eléctrico proporciona un insumo que es imprescindible en casi todas las actividades
productivas, y que se encuentra entre las necesidades básicas de las familias. Las crisis en el
suministro eléctrico a nivel de generación, que ocurren en ocasiones en algunos países, evidencian la
existencia de una relación en el corto plazo, entre bienestar material y consumo de energía eléctrica.
Los racionamientos en el suministro o aún los riesgos de desabastecimiento, si no son administrados de
manera racional, pueden ocasionar un impacto muy fuerte en el nivel de actividad económica.
Las controversias sobre el abastecimiento internacional de electricidad tendrán entonces una
importancia mayor que las de otros bienes cualesquiera, y el país vendedor podrá adquirir sobre el
comprador una ventaja estratégica capaz de afectar todo el conjunto de las relaciones bilaterales.
2.1.2 Existencia en el sector de economías de escala El sector eléctrico se caracteriza por la existencia de rendimientos crecientes de escala en gran
parte de sus actividades, algunas de las cuales constituyen monopolios naturales. La
generación de energía eléctrica presenta economías de escala, dentro de cierto rango de potencias
y dependiendo de las circunstancias locales, si bien en general no se constituye en un monopolio
natural en los sistemas eléctricos interconectados.
La generación térmica mediante gas natural, que representa en la actualidad la mayor parte de las
ampliaciones de generación térmica en la región, presenta rendimientos a escala crecientes
significativos en la tecnología de ciclos combinados hasta potencias del orden de 200-400 MW y en
menor grado hasta 800 MW. La generación hidráulica presenta en buena parte también un fenómeno
de economías de escala. Una gran parte del potencial hidroeléctrico explotable comercialmente en el
mundo y en la región, se concentra en centrales con potencias del orden de centenares o aún miles de
MW de capacidad instalada. Un caso extremo a ese respecto es el de Paraguay, donde las dos
centrales hidráulicas binacionales de Itaipú y Yacyretá serán capaces de abastecer la demanda de ese
país por tiempo prácticamente indefinido.
15
2.1.3 Necesidad de una coordinación centralizada de la generación y transmisión. El sector eléctrico, como ningún otro, requiere un ajuste muy preciso entre oferta y demanda, instante a
instante, y esto hace necesaria una coordinación centralizada de las operaciones de generación y
transporte de energía. Una vez producida la energía eléctrica no puede ser almacenada de manera
económica. Cualquier variación instantánea de la demanda de energía eléctrica debe ser compensada
por una variación en la energía mecánica que proporcionan los motores primarios de las centrales, pues
de lo contrario los rotores de los generadores se acelerarían o frenarían, y la frecuencia del sistema
variaría de manera inadmisible. Este balance instantáneo, además de requerir de controles automáticos
en las centrales, hace necesario un monitoreo constante del sistema de generación, realizado en forma
centralizada. Por otra parte, dadas la energía demandada y la energía generada en cada punto del
sistema, los flujos de potencia en los distintos elementos de la red de transmisión (líneas aéreas, cables
subterráneos, transformadores, etc.), no pueden asignarse arbitrariamente, como en un problema de
transporte de cargas cualquiera. Por el contrario, la potencia trasmitida por cada elemento, resulta de
leyes físicas, a partir de las potencias inyectadas y demandadas en cada punto de la red y de las
características técnicas de líneas, cables y transformadores. A su vez, esos elementos de la red, tienen
una capacidad máxima de transmisión de potencia. Si se intenta exceder la misma, corre riesgo la
integridad de los equipos, o bien el sistema eléctrico en su conjunto puede ser incapaz de mantener su
funcionamiento estable. Para el caso del comercio internacional, esto hace los tránsitos de energía
puedan involucrar países que geográficamente no se encuentran entre los que comercian, y sigan
trayectorias difícilmente predecibles sin realizar flujos de carga. Por todo lo anterior, el sistema eléctrico
de generación y transmisión, requiere la existencia de una función de control, coordinación y comando
de la operación, realizada en forma centralizada por un operador técnico del sistema, que mantenga el
balance entre oferta y demanda de energía en cada momento y la estabilidad eléctrica del sistema. Se
requiere que los generadores presten al sistema una serie de servicios complementarios, además de la
generación de energía. Este sistema no puede quedar librado a la suma de decisiones individuales no
coordinadas.
Por las mismas razones, si en un sistema de generación se establece un mercado de corto plazo, por
ejemplo horario, para la energía y otros servicios complementarios que prestan los generadores, deberá
necesariamente tratarse de un mercado regulado, por dos razones; Por las restricciones técnicas
descritas antes, que hacen necesario un orden que sólo puede provenir de alguna forma de regulación,
establecida por las autoridades públicas o como resultado de un acuerdo del conjunto de los
participantes del mercado; Porque los servicios complementarios son un bien público, es decir un bien
cuyo empleo por un consumidor no excluye su usufructo por otros consumidores.
16
2.1.4 Existencia de activos cuantiosos y específicos al sector El sector eléctrico se caracteriza por el empleo de activos que son a la vez sumamente costosos y
totalmente específicos a la actividad del sector. Por una parte, el sector eléctrico es uno de los más
intensivos en inversión. Por otro lado los activos que emplea el sector eléctrico son totalmente
específicos al sector y en algunos casos específicos a una transacción en especial dentro del sector. En
economía se emplea la denominación activos específicos, para calificar a aquellos que no tienen ningún
uso alternativo fuera del sector o de la transacción para los que están destinados originalmente. Así por
ejemplo, una línea de transmisión que vincula una central de generación a la red interconectada, es un
activo específico a esa función. Una vez que se ha invertido en la línea, el costo y las pérdidas por su
desmontaje para aprovechar parte de los equipos en otro uso es tan grande, que hace casi inviable la
operación. En el ámbito del comercio internacional de energía eléctrica esto da lugar a cuantiosos
costos de transacción asociados el desarrollo de contratos internacionales de suministro, cuando el
vendedor o el comprador deban construir activos específicos a esa transacción.
2.1.5 Dificultad del transporte internacional de electricidad La energía eléctrica es probablemente el energético con dificultades mayores para su transporte
internacional: sólo puede transportarse mediante líneas de alta o extra alta tensión en corriente alterna o
continua, o si se requiere atravesar superficies marítimas, lo que es mucho menos frecuente, mediante
cables submarinos de corriente continúa.
Las inversiones requeridas para la interconexión internacional son tan grandes, que los sistemas
eléctricos de la mayor parte de los países del mundo se han diseñado históricamente como sistemas
esencialmente aislados, o débilmente interconectados. Por lo anterior, los procesos de integración
eléctrica entre naciones, están aún en una etapa inicial en la mayor parte del mundo.
En América del Sur la interconexión eléctrica internacional ha tenido impulso en los últimos veinticinco
años, con la construcción de proyectos de generación hidráulica binacionales, y más recientemente con
la realización de algunos proyectos de interconexión binacional. La capacidad de comercio internacional
de energía eléctrica de la gran mayoría de los países es limitada y casi todos deben cubrir su demanda
esencialmente con recursos propios. La débil interconexión eléctrica entre países y el carácter esencial
del suministro eléctrico hacen que la generación sea un sector crítico en la política energética: los
errores de planificación o ejecución de inversiones, o la insuficiencia de los incentivos de mercado para
la inversión, pueden ocasionar crisis de abastecimiento que se prolongan por meses o aún años.
Por la importancia aún reducida del comercio internacional en la mayor parte de los sistemas eléctricos,
una gran parte de los marcos regulatorios de la actividad de generación y los mercados competitivos
para la generación, se han diseñado inicialmente pensando en sistemas esencialmente
autoabastecidos.
17
2.1.6 Necesidad de análisis de largo plazo de la expansión del sistema de generación. En la generación eléctrica la función de planificar el sector en el largo plazo es esencial, sea realizada
por organismos públicos o bien por las empresas como parte de sus estudios de mercado y proyectos
de inversión en el entorno competitivo. Los equipos de generación tienen vida útil muy prolongada, del
orden de treinta o más años y una vez instalados no son ya removidos hasta el fin de su vida útil. Por
otra parte, la demanda de energía eléctrica es en general creciente en todo el mundo, si bien las tasas
de crecimiento varían mucho entre países. Los plazos de desarrollo de los proyectos de generación
pueden ser muy prolongados. La instalación de turbinas a gas, motores de combustión interna o
centrales eólicas tiene plazos de construcción y montaje del orden de uno a dos años (si no se
considera la posibilidad de esperas entre la firma del contrato y el inicio de la construcción). El
desarrollo de una central de ciclo de vapor a carbón insume cuatro o cinco años. Un proyecto de
generación descentralizada con biomasas puede construirse en un par de años, pero si es necesario
desarrollar plantaciones forestales específicas este plazo se multiplica. En la generación eléctrica, los
mecanismos de mercado competitivo que se han implantado en los últimos años tienden en algunos
países a limitar o incluso a eliminar el papel de la planificación centralizada de las ampliaciones del
sistema realizada por organismos públicos. No obstante, las empresas mantienen su necesidad de
prever la evolución futura del sistema de generación, y de realizar proyectos de inversión con un
horizonte de tiempo prolongado, funciones típicas de la planificación.
2.1.7 Peculiaridades de los sistemas de generación hidráulica. En América del Sur los fenómenos climatológicos del El Niño o La Niña, según la región del continente
de que se trate, están asociados a déficit persistente y profundo de las precipitaciones, generando
fuertes variaciones en la disponibilidad de energía hidroeléctrica. Como consecuencia, en la regulación
normativa y en la planificación de los sistemas de generación hidráulica, siempre está presente el riesgo
de falla, más prolongada y profunda que si el sistema fuese térmico, ya que diseñar el sistema para
evitar casi por completo ese riesgo sería económicamente inviable. La variabilidad de la generación
hidráulica se traslada también a los costos marginales del sistema de generación, y a los precios del
mercado spot de energía. Las implicaciones sobre el comercio internacional de electricidad son muy
fuertes:
El país exportador en un contrato de suministro internacional esta expuesto con una probabilidad no
despreciable a contingencias en las que peligra el suministro de la demanda local, poniendo en conflicto
este objetivo con la exportación.
Como los costos marginales del país exportador son aleatorios, puede haber riesgos significativos en
los costos de abastecimiento que un generador o comercializador experimenta por exportar, con lo que
puede aparecer un comportamiento especulativo al fijar los precios de los contratos de exportación, o
18
incluso francamente oportunista, si el generador no está dispuesto a honrar el contrato cuando
experimenta pérdidas.
En el comercio spot, cualquier país puede llegar a situarse en una posición de extrema debilidad
negociadora como comprador, si se encuentra en situación de riesgo de falla.
2.2 Particularidades técnicas del comercio internacional.
Las características señaladas con anterioridad hacen necesario que junto a la energía eléctrica se
requiere identificar otros servicios asociados susceptibles de ser comerciados internacionalmente, estos
son:
a.- La capacidad de generación o potencia firme garantizada en el largo plazo, disponible mediante un
contrato, que puede ir asociada al suministro no condicionado de energía, o a una opción de compra de
energía concedida al comprador.
b.- Las reservas en giro (centrales capaces de tomar carga inmediatamente ante contingencias) y la
reserva fría (centrales capaces de arrancar en períodos breves).
c.- La capacidad de regulación primaria y secundaria de frecuencia.
d.- La capacidad de regular la tensión de la red, o lo que es equivalente, de inyectar o extraer energía
reactiva de la red.
e.- La capacidad de almacenar energía hidráulica en los embalses de un país interconectado
f.- Los servicios que la red de transmisión de un país puede prestar a otro, por ejemplo para tránsito de
energía que es generada y consumida en un país pero que recorre las redes del otro, o bien el pasaje
de la energía comerciada entre dos países por la red de un tercero.
Por otro lado, las causas del comercio internacional de la energía eléctrica tenemos: a.- Diferencias de capacidad tecnológica
b.- Diferencias en la propiedad permanente de recursos primarios y reservas
c.-Las economías de escala para la generación de energía. Las economías de escala en la
disponibilidad conjunta de reservas de corto plazo. En general, cuanto mayor es un sistema, mayor la
cantidad de centrales de potencia disponible en un momento dado. Como resultado, un país grande
requiere una proporción menor de capacidad de generación para ser destinada a reservas, respecto a
su demanda. Al ser esas reservas un bien público, un país pequeño puede acordar con uno grande
compartir reservas, con una ganancia significativa para el primero.
e.- La complementariedad de cuencas hidrológicas. Si las energías hidráulicas que generan dos países
están correlacionadas negativamente, aparece un incentivo al comercio: el factor energía hidráulica es
relativamente abundante en un país cuando en el otro se vuelve más escaso.
19
f.- La complementariedad de demandas. Si las horas de punta (demanda máxima) en dos países no son
coincidentes, existe un incentivo a exportar disponibilidad o generación y por lo tanto menos dispersa la
distribución de probabilidad de la capacidad de generación de punta.
Se ha revisado la posibilidad de que Chile utilice la red de transmisión de Argentina para conducir a
Santiago la energía producida en futuras centrales en la Patagonia chilena, sin embargo el sistema de
transmisión de Argentina no tiene capacidad excedente. También se analizó la posibilidad de que Chile
importe energía de Paraguay a través de Argentina con un sistema de "swap", que implicaría que
Paraguay inyecte a su vecino del sur 200 MW de la central de Yacyretá y Argentina, a su vez, se la
ceda a Chile usando la línea de Salta, sin embargo temas impositivos son los que mantienen en stand
by el proyecto, según declaraciones del presidente de la Administración Nacional de Electricidad
(ANDE) de Paraguaya, Germán Fatecha, quien señaló que si bien "los argentinos ya dieron su
conformidad en el aspecto técnico, cuando pasamos a tratar más el tema, aparecieron otras dificultades
como los impuestos que se debían abonar y otras cuestiones que impidieron concretar la operación".(
Diario Financiero 19.01.2010). Este proyecto supondría un ahorro de 85 millones de dólares anuales
para Chile, ya descontadas las compensaciones que debería pagar a Argentina.
2.3 Aspectos políticos e institucionales del comercio de electricidad. En América del Sur, los proyectos de interconexión y las formas de comercio internacional de energía
eléctrica, han resultado hasta la fecha, de acuerdos bilaterales entre países destinados a resolver
problemas específicos del propio sector eléctrico. Si comparamos con la Unión Europea, en la región la
normativa del comercio internacional de electricidad y la construcción de interconexiones no se ha
desarrollado dentro de un marco único y bajo la supervisión de instituciones supranacionales comunes a
todos los países. En Europa, la integración económica ha precedido a la integración de los mercados
energéticos y la ha motivado. Una serie de instituciones, autoridades y principios generales destinadas
a asegurar un mercado único para todos los bienes y servicios, se han tratado de aplicar al sector
energía y a la electricidad como un caso particular. Por esta razón, en América del Sur las soluciones
institucionales y el tipo de transacciones adoptadas por cada par de países que han llegado a
interconectarse, resultaron de la negociación bilateral. No existe por lo tanto una autoridad
administrativa o unos tribunales de jerarquía superior a los que apelar.
En cierta medida esto ha conducido a dificultades en el proceso. Por ejemplo, en situaciones de
controversia, no es posible resolver las disputas mediante la intervención de una autoridad
supranacional. Por otro lado, puede pensarse que en algunos aspectos los acuerdos bilaterales ha
permitido un avance rápido de proyectos de interconexión, mediante soluciones negociadas de manera
pragmática, sin necesidad de ceñirse a principios generales.
20
El intento más relevante en la región de fijar principios generales multilaterales para el comercio
internacional y el desarrollo de proyectos de interconexión ha sido la Resolución 536 de diciembre de
2002, de la Comunidad Andina de Naciones (CAN). La Resolución da un marco general dentro del cual
se pueden desarrollar nuevos proyectos y realizar transacciones por las interconexiones existentes, al
establecer principios de no discriminación de precios entre sus mercados nacionales y los mercados
externos, asegurar precios y tarifas que reflejen costos económicos y eficientes, evitando practicas
discriminatorias y abusos de posición dominante, libre acceso a las redes, libre contratación entre
empresas de los países, y ejecución obligatoria de las transacciones que se determinan por las reglas
del despacho.
No obstante, esos principios generales, no proporcionan reglas explícitas que conduzcan
inequívocamente a un reparto de los beneficios del comercio entre los países de la CAN. Los precios
efectivos de las transacciones spot entre países, (que son la cuestión económica y estratégica
fundamental en la negociación) resultan de los precios spot en ambos extremos de los enlaces y del
reparto de las rentas de congestión en la interconexión, para el que no se fijan criterios exhaustivos. En
el ámbito de aplicación de esa resolución han existido controversias de Ecuador con Colombia y Perú.
No existen o no se ha recurrido a autoridades superiores para la resolución de las mismas según lo
indicado por Salazar G. y Arguello G. (2006)
Las interconexiones en la región sur de América del Sur, es decir los países del Mercosur (Argentina,
Brasil, Paraguay y Uruguay) y Chile, han seguido el camino del tratamiento caso por caso de cada
proyecto de interconexión mediante acuerdos bilaterales entre los países involucrados. Existe un
“Memorando de Entendimiento relativo a los intercambios eléctricos e integración eléctrica en el
MERCOSUR” de la década del 90, que establece principios de simetría, no discriminación y libertad en
la realización de contratos entre las empresas. No obstante el comercio ha estado supeditado siempre a
la realidad de las situaciones nacionales. En las situaciones de crisis energética experimentadas por
Brasil en 2001, por Argentina en 2004 y por Uruguay en los últimos años, los países vendedores han
priorizado el aseguramiento del abastecimiento propio, la negociación bilateral de las autoridades de los
países, y relegado el comercio libremente pactado entre empresas por consideraciones de interés
puramente económico de las partes.
En la Unión Europea, al existir un espacio económico y un régimen jurídico común, uno de los
problemas centrales del comercio es asegurar la igualdad en el tratamiento de todas las empresas y
consumidores potencialmente participantes del comercio internacional, compradoras y vendedoras. El
reparto de los beneficios del comercio entre los países cuyos agentes participan, surge como un
subproducto de esas normas que garantizan los derechos de empresas. En América del Sur, en los
21
acuerdos bilaterales, un punto central en la negociación al definir las reglas para las transacciones, es el
reparto entre los países de los beneficios del comercio, por lo general, estos en gran medida están
supeditados a la estrategia de negociación de las autoridades de cada país en la búsqueda de
beneficios para el mismo en su conjunto. La participación de las empresas de cada país en el comercio
internacional y los derechos que obtienen en el mismo, resultan de los acuerdos bilaterales.
El desarrollo de nuevos proyectos de interconexión es tal vez el punto central en las preocupaciones en
nuestra región, a diferencia del énfasis puesto en la UE respecto al establecimiento de un mercado
competitivo único en base a las interconexiones existentes.
Todo lo anterior hace que el comercio internacional de energía asuma muchas veces en la región
características de asunto estratégico para los países involucrados. Más específicamente:
• Las características del comercio, tales como precios, cantidades y modalidades son
frecuentemente negociadas entre los gobiernos de los países, aún cuando muchas veces los
participantes en el comercio sean empresas privadas.
• Los resultados de esa negociación pueden tener importancia central para alguno de los países
involucrados, sea porque la magnitud de las diferencias económicas que son objeto de
controversia es enorme (como en el caso de la relación de Paraguay con Argentina y Brasil por
las centrales binacionales de Yacyretá e Itaipú), o bien porque está afectada la continuidad del
suministro (como en el caso de las renegociaciones de contratos de venta de electricidad y gas
de Argentina a sus países vecinos Brasil, Chile y Uruguay).
• Las condiciones del comercio son variables en el tiempo, frecuentemente como resultado de los
cambios en la situación energética del país vendedor, más allá de lo pactado en los acuerdos
comerciales iniciales. Los acuerdos son renegociados cada vez que cambia la situación
energética. Los gobiernos de los países esperan renegociar a su favor las condiciones que
consideran inadecuadas (por ejemplo, Ecuador busca renegociar el reparto de los beneficios del
comercio con Colombia y Perú, al realizar contratos de suministro que le permitan acceder a los
precios internos de sus vecinos).
22
2.4 Proyectos que originan las interconexiones regionales. Los países de América Latina cuentan con recursos energéticos abundantes y variados: petróleo, gas
natural, carbón, biomasa y otros renovables, así como un gran potencial hidroeléctrico. Estos no
siempre están simétricamente distribuidos.
Es esta asimetría lo que resalta es el gran potencial para que se desarrollen importantes flujos de
comercio regional, no sólo esporádicos sino con perspectivas muy importantes para la integración de
mercados energéticos en redes como el gas natural y la electricidad.
La integración de estos mercados está ocurriendo principalmente en América del Sur, con proyectos de
importantes gasoductos internacionales y de líneas de interconexión eléctrica, la mayoría de iniciativa
del sector privado. La comercialización del gas natural y la electricidad a nivel subregional y regional no
solamente redunda en una mejor utilización de los recursos, sino que contribuirá también a consolidar la
reforma del sector en los países pequeños y a aumentar la disponibilidad de combustibles más limpios
en muchos de ellos. Hasta ahora gran parte de los primeros pasos de integración de mercados se ha
limitado a interconexiones físicas, con algún comercio de combustibles vía gasoductos u oleoductos o
venta de energía eléctrica en algunos casos de interconexión. Sin embargo, los grandes beneficios
paras sociedades vendrán con una integración de los mercados en el sentido de permitir el comercio
dinámico de energía.
En el trabajo de CIER (2004) “Interconexiones Eléctricas Regionales de Sudamérica” se presentan las
experiencias de interconexión desarrolladas, donde se caracteriza la variedad de propósitos, formas de
desarrollo de los proyectos y soluciones comerciales y regulatorias. Según su motivación económica,
surgen 3 tipos de proyectos de interconexión:
a) Las interconexiones Argentina-Uruguay, Argentina-Paraguay y Brasil-Paraguay se realizaron
con motivo de la construcción de centrales hidroeléctricas binacionales. Se trata de proyectos
que entraron en servicio en los años 80 y que fueron realizados por empresas estatales. La
retribución de los costos y el financiamiento de las obras se obtuvieron a partir de la
remuneración de la energía generada por las centrales.
b) Las interconexiones Argentina-Brasil, Brasil-Venezuela y Argentina-Chile se realizaron en los
últimos años para permitir la venta de potencia firme de un país a otro, como las
interconexiones. En estos proyectos los contratos firmes aseguran a la empresa vendedora el
flujo de ingresos para cubrir los costos de la capacidad de generación y de las instalaciones de
transmisión necesarias y obtener el financiamiento de las obras.
23
c) Las interconexiones Colombia-Venezuela (Huestecitas - Cúa tricentenario), Colombia-Ecuador y
Brasil-Uruguay se realizaron con el propósito de realizar intercambios de oportunidad (comercio
internacional spot) en los dos sentidos, aprovechando la diferencia de costos marginales entre
los dos sistemas interconectados, sin que esto excluya la posibilidad de contratos. En proyectos
como éstos la ejecución de la interconexión requiere la planificación conjunta de las autoridades
energéticas de los países involucrados, y un régimen regulatorio que asigne entre los agentes
beneficiados (que en general son un gran número en ambos sistemas) los cargos tarifarios para
cubrir los costos del proyecto.
2.5 Tipos de comercio internacional de electricidad 2.5.1 Contratos con garantía de suministro El comercio internacional en contratos en América del Sur ha tomado generalmente la forma de
contratos de suministro físico de energía, por oposición a los contratos financieros. En estos contratos
de suministro firme, por definición, el vendedor contrae una obligación de suministro que debe respaldar
con potencia instalada, en alguna de las dos modalidades siguientes:
• Un generador de un país abastece en forma permanente e incondicional una demanda o una zona
del país vecino, lo que podría denominarse contrato de suministro o de abastecimiento firme de
energía (caso de la exportación de Argentina a Chile por Termo andes, y la exportación de
Venezuela a Brasil realizada por Edelca).
• El generador vendedor concede al comprador la opción de solicitar una cantidad de energía a ser
suministrada a través de la interconexión (caso de los contratos de exportación de Argentina a
Brasil y a Uruguay), lo que podría denominarse contrato de potencia firme con opción a la energía.
Por el contrario, los contratos financieros requieren la existencia de un único mercado que abarque a los
países interconectados, y que las dos partes acuerden pagos de acuerdo a los precios spot del mercado
en un punto acordado por las partes. Típicamente en un contrato financiero forward el vendedor paga al
comprador si el precio spot del mercado es mayor que el precio del contrato, y a la inversa si el precio
spot es menor, sin que exista suministro bilateral del bien, en este caso la energía. El contrato forward
hace que las partes paguen y reciban respectivamente un precio fijo por una cantidad de energía. El
riesgo de desabastecimiento y el suministro físico no son relevantes en el contrato financiero.
2.5.2 Comercio en el marco de proyectos binacionales hidráulicos En este caso, uno de los países deja de tomar una parte de la capacidad o energía de su cuota en una
central binacional y el excedente es tomado por el otro país, en el marco de los tratados firmados para
la construcción de la central. Esto ocurrió con la energía de Yacyretá en el comercio entre Argentina y
Paraguay, y ocurrió en los primeros años de funcionamiento de la hidroeléctrica binacional de Salto
24
Grande, entre Argentina y Uruguay, mientras se pagaban los préstamos por su construcción mediante
una tarifa por la energía generada. El precio de la energía a pagar a la entidad binacional se convierte
en el precio de un comercio de oportunidad entre los países.
2.5.3 Comercio no firme o de oportunidad En las transacciones no firmes de oportunidad o spot entre los países de la región, se han empleado o
se han propuesto mecanismos muy diversos para determinar los precios en el comercio y como
resultado el reparto de los beneficios del comercio.
2.5.3.1 Precios de nodo y rentas de congestión
Este es el mecanismo propuesto por la Resolución 536 de la CAN. Es una forma de fijar los
precios que hace que los beneficios del comercio para cada país no queden determinados
explícitamente, y que el reparto dependa de la magnitud de la interconexión. Las dificultades
entre Ecuador y sus países vecinos para determinar las reglas del comercio internacional
resultan de este fenómeno. En este mecanismo, el país exportador presenta al importador una
curva de oferta de excedentes valorando cada bloque de energía por su costo variable de
producción (en principio el mismo empleado para el despacho local), incluso otros cargos y
peajes de transmisión si corresponden. Como resultado del despacho óptimo de estos recursos
se generan precios spot luego del comercio internacional, en ambos extremos de la
interconexión. En caso de que se produzca congestión por el vínculo internacional, los precios
en ambos extremos difieren y se generan las llamadas rentas de congestión, cuyo reparto entre
los dos países y dentro de cada uno de ellos entre los participantes del mercado, pasa a ser el
punto esencial a resolver. Este mecanismo es uno de los denominados como “subastas
implícitas” en la literatura teórica sobre comercio internacional de electricidad, y en particular
“market coupling”.
2.5.3.2 Reparto igualitario de beneficios En este mecanismo las dos partes hacen una estimación explícita de los beneficios conjuntos
incrementales del comercio y fijan un precio de transacción por la energía que conduzca a un
reparto igualitario de los beneficios para las dos partes involucradas. Así en un ejemplo
simplificado, si en el país vendedor se debe generar incrementalmente a un costo de 30
US$/MWh para exportar, y la energía exportada sustituye generación de costo 70 US$/MWh en
el país importador, el precio que permite repartir por igual los beneficios es la semisuma de 30 y
70, es decir 50 US$/MWh. Este ha sido uno de los mecanismos que ha adoptado el comercio
spot entre Argentina y Uruguay, el de la modalidad sustitución.
25
2.5.4 Venta al costo más un margen de ganancia En este tipo de mecanismos, el precio se determina a partir del costo medio o del costo incremental de
exportación de la parte vendedora, más un margen de ganancia, donde la definición de costo puede
incluir una rentabilidad razonable sobre la capacidad de generación empleada por el vendedor durante
el período en el que se produce la venta. Variantes de este mecanismo se han empleado en las
modalidades potencia y emergencia en el comercio entre Argentina y Uruguay, en las ventas por
contratos interrumpibles de Brasil hacia Argentina y Uruguay y las ventas pactadas inicialmente de
Venezuela a Colombia por la interconexión Cuestecitas- Cuatricentenario.
2.5.5 Venta y despacho al precio declarado En este mecanismo el país vendedor o una empresa del país vendedor oferta libremente un precio al
despacho del país comprador y en caso de ser aceptada la oferta, la misma es remunerada a dicho
precio. Es el caso de las ofertas por exportaciones a Argentina previstas en la Resolución 21/97, en la
que las empresas de los países vecinos debían ofertar precios con validez durante una programación
estacional semestral.
2.5.6 Oferta de precios por el vendedor y pago del spot del país comprador En este caso un bloque de energía es ofertado por un país al otro a un precio, pero en caso de resultar
despachado con dicho precio, es remunerado al precio spot del país comprador. Es el régimen de
importación previsto en el marco regulatorio de Uruguay, en el caso de “integración spot” entre el país
interconectado y Uruguay, que no se ha aplicado en la práctica.
2.5.7 Transacciones por las redes de terceros países A la fecha en América del Sur las transacciones han sido casi en su totalidad bilaterales, ya que la
energía va de un país a otro, sin pasar por un tercero, y no se ha presentado el caso de considerar
conjuntamente las transacciones entre tres países en un único mercado multilateral. Esto es un
resultado esperable dado que con la excepción de Argentina, Brasil y Uruguay por una parte y
Venezuela, Colombia y Ecuador por otra, no existe otro conjunto de tres países interconectados. Más
aún, estos últimos tres países tienen vínculos muy débiles que no permite el tránsito de energía de
Venezuela a Ecuador y viceversa.
En cambio, Argentina, Brasil y Uruguay están comenzando a realizar comercio multilateral en el sentido
de que las redes de uno de los países permiten el comercio de los otros dos. Así, desde 2004 ha
existido la compra de energía generada en Brasil por parte de Uruguay, empleando redes argentinas
para el transporte desde la interconexión. En 2007, Uruguay ha comprado pequeñas cantidades de
26
energía a Brasil, y revendido la misma a Argentina, lo que en la práctica equivale a un transporte de
energía
Han existido situaciones en las que un país ha utilizado la red de otro, para abastecer de manera
indirecta sus propias demandas. La más relevante es la de Argentina alimentando la provincia de
Formosa a partir de 2003, empleando energía propia y atravesando la interconexión por Yacyretá hacia
Paraguay y la interconexión Clorinda- Guarambaré de vuelta hacia Argentina.
2.6 Estado de la integración eléctrica regional En la tabla 2.1 se presentan los valores de comercio internacional, importación y exportación de
energía, en relación con la magnitud de la generación, para cada uno de los países de América del Sur
integrantes de CIER, en el año 2007.
Se observa que Uruguay es el país para el que el comercio internacional en ambos sentidos tiene la
mayor importancia relativa, con la excepción de las exportaciones de Paraguay, cuya magnitud es
enorme debido a las dos centrales binacionales con Brasil y Argentina.
Tabla 2.1 Exportaciones e Importaciones de energía año 2007
Total
Argentina Brasil Colombia Ecuador Paraguay Uruguay VenezuelaImportac ion
Brasil 5 37.936 34 537 38.512
Chile 1.628 - - - - - - 1.628
Colombia - - 38 - - 6 44
Ecuador - - 877 - - - 877
Uruguay 574 215 - - - - 789
1,9% 0,5% 1,6% 0,2% 84,5% 10,8% 0,5%9,1% 8,7% 0,1% 5,2% 8,5%
Argentina 1.999
Exportaciones e importaciones de energía - Año 2007AÑO 2007
Valores en GWh
E X P O R T A D O R
877 2.214
10.449 7.479 971 -
Expo rt ació n / Generación
Impo rt ación / Generació n
Total Exportac ión 2.207
IMPO
RTA
DO
R
41.850 543 1.005 45.415 38
Fuente : Comité de Integración de Electricidad Regional (CIER 2009)
27
Figura 2.1 Capacidad actual de Interconexión eléctrica (valores en MW)
Fuente: Comité de Integración de Electricidad Regional (CIER 2009)
Tabla 2.2 Sistema de Transmisión actual para la Interconexión regional
Fuente : Comité de Integración de Electricidad Regional (CIER 2009)
28
CAPITULO III
ANALISIS DE RIESGOS DE LA INTEGRACION REGIONAL
Para efectos de realizar un análisis de riesgos de las problemática de la integración hemos separado
América del Sur en dos sectores naturales geográficos, cuyo desarrollo de las interconexiones han
surgido y se han desenvuelto en forma separada; el MERCOSUR y la Comunidad Andina de Naciones
CAN.
3.1 Análisis de riesgos de Integración en el MERCOSUR 3.1.1 Situación actual de la Integración eléctrica de los países miembros del MERCOSUR El MERCOSUR fue establecido en el año 1991 con el objetivo de integrar las economías de Argentina,
Brasil, Paraguay y Uruguay. Desde sus comienzos, el MERCOSUR abogó por políticas energéticas
comunes dentro de sus estados miembros bajo la premisa de que la cooperación energética constituye
un paso esencial para el desarrollo económico y para el proceso de integración. La Decisión del
MERCOSUR No. 1/93 llamó a la definición de lineamientos básicos para la política energética en el
mercado común y la Resolución GMC No. 57/93 constituyó los fundamentos para la cooperación
energética incluyendo el sector de la electricidad.
De acuerdo a las estimaciones del Comité de Integración Energética Regional (CIER 2009), la
demanda de energía eléctrica para el 2010 será aprox. 627 TWh para los países del MERCOSUR, con
un nivel de transferencia de energía de 8%. En el actual escenario existe un intercambio aún escaso y
de bajo nivel significativo en el abastecimiento de la demanda de la región.
Gráfico 3.1 Importaciones MERCOSUR Gráfico 3.2 Exportaciones MERCOSUR
Fuente : Corredor (2007)
29
Los gráficos 3.1 y 3.2 incluyen los intercambios regionales de las centrales hidroeléctricas binacionales;
Itaipú (Brasil-Paraguay); Yacyretá (Argentina-Paraguay) y Salto Grande (Argentina-Uruguay).
3.1.2 Análisis del estancamiento de la Integración eléctrica de los países del MERCOSUR De acuerdo a lo indicado por Vignolo (2009). La integración energética del MERCOSUR presenta aún
desafíos importantes. Si bien las transacciones bilaterales entre países ocurren en base a acuerdos
específicos, lo que permite utilizar las capacidades remanentes de generación de un país, para
abastecer las necesidades energéticas de los otros, lejos se está del funcionamiento de un mercado
regional con reglas claras, transparentes y comunes para todos los agentes participantes. Los precios
de la energía eléctrica entre países miembros del MERCOSUR están totalmente desalineados con
diferencias medias que pueden llegar a valores de 8 a 1. En este contexto parece difícil pensar en la
aplicación de una metodología regional única para la asignación de los costos de transporte, siendo el
escenario más realista la aplicación de métodos ad-hoc para cada caso particular. En consecuencia, la
asignación de los costos del transporte parece depender más del balance de fuerzas geopolíticas del
momento entre los países y de su situación energética particular, más que de condiciones de simetría y
razonabilidad técnica.
Por otro lado ha faltado la voluntad política de los países miembros de aceptar que existen diferentes
formas de maximizar los intereses de los países, y encontrar mecanismos comerciales en el que todos
se beneficien, independientemente del escenario en el cuál se encuentra cada país.
Ha existido una ausencia planteamientos innovadores para intercambiar energía, que no requieran
armonizaciones regulatorias profundas en los mercados internos de los países miembros que posibiliten
maximizar beneficios, prevenir abuso de poder de mercado, establecer mecanismos de cubrimiento de
riesgos y de solución de conflictos.
Es indudable las oportunidades y los beneficios potenciales de la integración energética del
MERCOSUR son enormes. Sin embargo, la trayectoria ha demostrado que detrás de los procesos de
integración regional existen también grandes amenazas, como por ejemplo; la dependencia energética
de un país con otro, la pérdida de autonomía sobre los recursos y los precios de la energía, los
conflictos de intereses económicos, geopolíticos, sociales y ambientales, la falta de institucionalidad
para la solución de controversias y la cobertura de riesgos.
3.1.3 Identificación de los riesgos a Integración eléctrica de los países del MERCOSUR La identificación de los riesgos de integración son desarrollados a partir del concepto de los pilares de la
integración definidos en el VII encuentro Interamericano de energía (ISA, 2009), que identifica las
30
Reglas, los Recursos y las Redes los elementos claves para la integración efectiva de un mercado
eléctrico regional, de acuerdo a lo mostrado en la figura 3.1. Las debilidades en la implementación de
cada una de las “3R” se transforman en un riesgo para la viabilidad del proyecto.
Figura 3.1 Identificación de los riesgos (el concepto de las “3R”)
Fuente: ISA 2007
El riesgo de las Reglas, dice relación a las posibles falencias institucionales, tanto de la estructura
interna de cada país, como de la relación bilateral y regional del MERCOSUR, y en las asimetrías, que
consisten en las ventajas de un país tenga respecto del otro, provenientes de las políticas de los
Estados y de los marcos regulatorios locales, afectando la competitividad del mercado energético.
El riesgo de los Recursos, dice relación a la medición de la capacidad de la región a ser productora
excedentaria de productos energéticos, la evaluación de reservas de combustibles fósiles y el nivel de
energías renovables como superávit de exportación, con el objetivo de evaluar posibles beneficios de
integración; Mayor seguridad energética; Diversificación de la matriz energética; Tarifas competitivas y
costos eficientes ; Complementariedad de los recursos energéticos; Complementariedad estacional y
por diversidad horaria de cargas; Menores costos de operación, Utilización plena de la infraestructura y
Protección del medio ambiente
El riesgo de Redes, dice relación a la capacidad técnica y de infraestructura para desarrollar los
sistemas de transmisión que interconecten la región y transferir la capacidad de potencia y energía
requerida entre las fronteras de cada país, superando las barreras técnicas producto de la diferencia
de frecuencia entre países miembros (50 Hz Argentina, Uruguay y Paraguay versus 60Hz Brasil) a
31
través de uso de tecnología existente. Junto con ello se incorpora el riesgo de realizar las inversiones
necesarias a través de capitales públicos y privados para construir las nuevas líneas de transmisión de
alta tensión en corriente alterna y corriente continua, para lograr este objetivo
3.1.4 Análisis del riesgo de las Reglas, para el comercio de electricidad en el MERCOSUR
En Argentina se pueden realizar dos tipos de operaciones de importación y exportación;
a. Intercambios firmes que se acuerdan entre partes, con una obligación de cumplimiento físico de
una potencia a entregar en el nodo frontera con garantía de suministro. Esta modalidad de
intercambio se concreta mediante un contrato de importación o exportación del mercado a
término, del tipo Contrato de Potencia Firme.
b. Intercambios de oportunidad, mediante transacciones en el mercado Spot, interrumpibles.
La importación en Argentina es considerada generación que se adiciona al Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM), y debe pagar los cargos de transporte que le correspondan. La exportación es considerada una
demanda adicional que se agrega al MEM en la frontera y debe pagar los cargos de transporte que le
correspondan y el cargo mensual por energía adicional correspondiente a las pérdidas, como si se
tratara de un gran usuario. . Se limita la exportación Spot en caso de que provoque una variación
superior del 5 % en el precio MEM.
En Brasil Los importadores y exportadores son agentes comercializadores. Según lo establecen las
Leyes 9427/96 y 9648/98, las importaciones y exportaciones de productores independientes, así como
también la implementación del sistema de transmisión asociado, dependen de la autorización de
Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). La Ley 10848 no modifica la regulación en este
aspecto. Según la Resolución ANEEL 249/98, los agentes importadores o exportadores con carga
mayor a 50 MW deben participar en el Mercado Mayorista de Energía (MAE). Los concesionarios
importadores y exportadores de menor carga pueden participar en el (MAE) como consumidores de
acuerdo al artículo 15 y 16 de la Ley 9074/95. Durante 1999 se desarrollaron las Reglas de Mercado,
que contienen un capítulo específico sobre “Interconexiones Internacionales”. Los permisos de
exportación Spot emitidos por Brasil han restringido la entrega de energía a la Argentina a situaciones
de vertimiento en Brasil o emergencias en la Argentina.
En Uruguay la regulación del mercado corresponde a la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y
Agua (URSEA), quien dicta reglamentos en materia de seguridad, calidad de servicio, materiales y
procedimientos técnicos y tarifas. Además asesora al Poder Ejecutivo en materia de otorgamiento de
concesiones, permisos, autorizaciones relativas a actividades del sector eléctrico. La ley prevé la
participación del sector privado en la industria eléctrica, siendo necesaria la previa obtención de
autorizaciones, concesiones y aprobaciones del Poder Ejecutivo. El objetivo del actual marco regulatorio
32
uruguayo es implementar un mercado competitivo en la etapa de Generación, manteniendo las
características de monopolio en la transmisión y distribución. Sin embargo, el nuevo ordenamiento
jurídico no parece haber logrado el objetivo propuesto, ya que no se han incorporado inversores
privados en el sector, y por ende sigue teniendo al Estado como único operador.
En Paraguay el mercado es controlado por ANDE (Administración Nacional de Electricidad) entidad
estatal autosuficiente económicamente que controla el sector eléctrico, tiene un monopolio de la
generación, transmisión y distribución. Además realiza funciones normativas y reguladoras como
coordinar el desarrollo eléctrico, reglamentar el servicio y tarifas. Se puede destacar que el marco legal
consagra a ANDE un régimen de exclusividad en la prestación del servicio en todo el territorio.
Por otro lado a constitución del Paraguay prohíbe el monopolio legal y promueve la competencia en las
actividades económicas, en este sentido La Legislación muestra una asimetría con los países del área,
que han implementado reforma del sector. Entonces es necesario reglamentar de manera general el
otorgamiento de concesiones eléctricas a través de un nuevo marco regulatorio para eliminar la
condición de excepción de ANDE y separar las funciones normativas, reguladoras y de fomento.
De acuerdo al informe realizado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID, 2001), los mayores
riesgos de las reglas que pueden retrasar la integración de un mercado eléctrico para el MERCOSUR
son las siguientes, identificados por país:
a) Argentina
● La falta de incentivos de expandir el sistema de transmisión asociado a intercambios de oportunidad.
● El desarrollo del plan federal de transporte agrega incertidumbre sobre el esquema de ampliaciones y
los cargos de transmisión asociados que puede ser crítica en el incremento de las expansiones.
● La energía spot importada en un nodo frontera es remunerada al precio ofertado (pay as bid) lo cual
crea un tratamiento discriminatorio respecto a las transacciones dentro del país.
● Los procedimientos no prevén las transacciones de servicios complementarios entre países, tales
como alivio de carga, regulación de frecuencia, etc. Que pueden ser convenientes para el pago de
algunas interconexiones.
b) Brasil
● La demanda de energía comercializada para el suministro de los consumidores finales, debe estar
asegurada, por contratos, como mínimo en un 85%. Esta característica y la existencia de contratos
iniciales hacen más dificultoso la obtención de contratos asociados a nueva generación.
33
● La tarifa de transmisión nodal aplicable al sistema nacional no representa adecuadamente los costos
en cada ubicación debido a que parte de esta está estampillada, y que se distribuye 50/50% entre
generación y transmisión, con criterios no económicos para fijar peaje que introducen distorsiones en
las señales que inducen a realizar transacciones internacionales.
● No está prevista la transacción de las diferencias de calidad en las interconexiones.
c) Uruguay y Paraguay
● La falta de competencia en el mercado, con una empresa monopólica en el mismo, con tarifas de
transmisión que deben ser negociadas hace más dificultosa la realización de interconexiones
internacionales basada en la iniciativa privada. Del mismo modo se restringe un eventual uso de
Uruguay como país de transito. En el caso particular de Paraguay la falta de acuerdo más flexible en
Itapú y en Yacyretá son trabas adicionales al incremento de intercambio.
Los riesgos a la integración debidas a las restricciones de las reglas del sector, se resumen en el
siguiente figura.
Figura 3.2 Análisis de Riesgo Integración MERCOSUR, perspectiva de las Reglas
Fuente: Informe BID 2001
En resumen en el riesgo de las reglas, existe una carencia de esquemas de regulaciones
cuidadosamente diseñados para responder de manera efectiva a temas como tecnología, producción
34
limpia, ampliación de la competencia, acceso a los servicios eléctricos, la valoración de las fuentes de
energía renovable y no renovable y las proyecciones de financiamiento precisan ser evaluadas como
parte de este proceso.
El diálogo en apoyo de la cooperación entre los países ha encontrado la incompatibilidad de los marcos
legales. A pesar de que las prácticas emergentes que pueden ser consideradas como prometedoras, la
región demanda un proceso de negociación más profundo y decisivo para estimular una cooperación
eficiente por medio del establecimiento de marcos legales. Estos deberían incluir términos claros con
respecto a la autonomía de los cuerpos regulatorios, provisiones mínimas de cómo será implementada
la regulación así como definiciones básicas sobre las reglas del mercado y el rol de los participantes.
La creación de instituciones regulativas es un tema clave para la coordinación regional y nacional, lo
cual podría ser fuertemente apoyado mediante la determinación de la autoridad, las jurisdicciones y la
independencia que gobernarán estas entidades de regulación. Las funciones de dichos organismos
incluyen necesariamente procedimientos para acciones anticorrupción, mecanismos para apoyar la
estandarización de las operaciones de mercados.
3.1.5 Análisis del riesgo de las Redes, para el comercio de electricidad en el MERCOSUR
En el actual contexto de existencia de los mercados eléctricos que trascienden fronteras donde las
transacciones internacionales van en aumento y son promovidas por distintos agentes individuales,
(compradores y vendedores), con derecho de acceso a la red regional completa, se añade el problema
de armonizar y compatibilizar las regulaciones de los distintos países, la organización, la determinación
de los peajes a aplicar a las transacciones internacionales por el uso de las redes, la búsqueda de la
eficiencia económica en la asignación de las capacidades limitadas de red y en la resolución de
restricciones técnicas y, el planteamiento de los mecanismos regulatorios adecuados para conseguir
una expansión eficiente de la red de transporte.
Actualmente el crecimiento de las redes para la integración del MERCOSUR, presenta riesgos de
obtener financiamiento de inversiones (públicas y privadas) muy intensas en capital y con retorno de la
inversión en el largo plazo, con la complejidad adicional que se deben instalar plantas de conversión de
frecuencia considerando que Brasil dispone de una red en 60 Hz
El desarrollo de un mercado regional en el Mercosur exige unas reglas de juego más sofisticadas. Hay
que determinar cuánto debe pagar cada agente por el uso que hace de la red, o por el beneficio que de
ella obtiene, y este cargo afectará su posición competitiva respecto al resto de los agentes. Hay que
establecer reglas de prioridad en el acceso a las redes cuando hay conflicto en la utilización de su
capacidad limitada. Y hay que proporcionar mecanismos eficaces, ya sean administrativos o de
35
mercado-, para asegurar que la asignación de costos de transporte en el mercado eléctrico regional
integrado.
Sin embargo la realización de una interconexión entre dos sistemas eléctricos previamente separados,
requiere mucho más que solo construir una línea de transmisión nueva. Varios aspectos deben ser
considerados, a saber:
● ¿Cuanta potencia se planea transferir entre los sistemas?, y en que dirección?
● ¿Entre que subestaciones deberá instalarse la interconexión?
● ¿Cuales son los requerimientos de confiabilidad?
● ¿Se requieren dos circuitos?
● ¿La frecuencia de los sistemas a ser interconectados es la misma?
● ¿Es tolerable la propagación de disturbios entre los sistemas? ¿Requerimientos de estabilidad?
● ¿Cuál es la relación entre la potencia instalada en los sistemas a interconectar y la potencia nominal
de la interconexión?
Existen dos soluciones completamente diferentes para la interconexión de dos redes de potencia: Un
enlace en corriente alterna (HVAC) o Un enlace en corriente directa (HVDC). Un enlace en corriente
alterna es la solución natural si las frecuencias de las dos redes a interconectar son las mismas. Si no
fuera así la solución natural es un enlace HVDC. Aún siendo las frecuencias de las dos redes a
interconectar la misma, hay casos donde un enlace en HVAC no satisface los requerimientos impuestos
a la interconexión ó es más cara que un enlace en HVDC.
Una interconexión entre sistemas con distintas frecuencias sólo es posible con HVDC. Pero ésta es solo
una de las tantas aplicaciones donde HVDC es una mejor solución, tanto técnica como
económicamente. Algunos casos a ser considerados:
● Cuando no es posible o deseable coordinar el control de frecuencia de dos sistemas.
● Cuando pudiera ser difícil de obtener operación estable usando una interconexión con HVAC
● Cuando se desea mejorar los márgenes de estabilidad de los sistemas.
● Cuando la distancia a transmitir supera la distancia donde el HVDC es más económico que HVAC.
Un enlace de HVDC tiene normalmente dos (o más) estaciones conversoras, conectadas a las redes de
corriente alterna. Estas estaciones conversoras están interconectadas por medio de líneas aéreas en
configuración “Back-to-Back”, donde el rectificador y el inversor se encuentran en la misma subestación,
como es el caso de la interconexión de 1000 MW entre Argentina-Brasil en la Subestación Garabí, como
se ilustra en la figura 3.3.
36
Figura 3.3 Subestación Garabí, 1000MW configuración Back-to Back, Argentina-Brasil
Fuente: Menzies D, ERLAC Conferencia Junio 2001
De acuerdo a lo indicado por Rudervall (2003) la posibilidad de controlar exactamente el nivel de
potencia transmitida es una de las ventajas de un sistema HVDC back-to back. Este control es
realizado electrónicamente por los sistemas de control en las estaciones conversoras. Usualmente el
modo de control principal es el de transferencia de potencia constante, es decir el operador da la orden
del nivel de potencia a transmitir por el enlace. Otra función de control que es frecuentemente
implementada en los casos donde se interconectan diferentes sistemas de potencia, es permitir al
enlace cambiar automáticamente el nivel de orden de potencia para de ésta manera asistir a la red que
experimente problemas, como la pérdida de generación.
El hecho de que la potencia transmitida por el enlace de HVDC back-to back es continuamente
controlada imposibilita la sobrecarga del enlace y la consecuente pérdida de éste cuando más es
necesitado. También significa que, en comparación con enlaces de corriente alterna, se puede limitar
los flujos de potencia en paralelo en un sistema interconectado. El sistema eléctrico de Uruguay se encuentra interconectado en corriente alterna con el sistema
eléctrico de Argentina mediante dos vínculos de aprox. 1000 MW cada uno, que atraviesan el río
Uruguay; estos vínculos forman parte del denominado “cuadrilátero de Salto Grande”, sistema de
transmisión de 500 kV asociado a la central hidráulica de igual nombre En caso de la Interconexión
entre Uruguay y Brasil, considerando las frecuencias diferentes (Uruguay 50 Hz y Brasil 60 Hz) no es
posible vincular ambos sistemas en corriente alterna, sino que se hace necesaria la utilización de
equipos de conversión de frecuencia, de altos costos de inversión. En el año 2000 entró en servicio una
interconexión de 70 MW de potencia en la zona de Rivera/Livramento que vincula el sistema de
37
transmisión uruguayo (150 kV) con el del estado brasileño de Río Grande do Sul (220 kV).
El 16 de Marzo 2010, las empresas públicas de distribución de energía de Brasil y Uruguay firmaron un
convenio para el inicio de las obras de una nueva interconexión eléctrica entre ambos países, que
demandará inversiones por unos 330 millones de dólares hasta 2013. Uruguay tiene recurrentes
problemas de abastecimiento de energía y la construcción de la interconexión eléctrica con Brasil es
uno de los objetivos más inmediatos del nuevo Gobierno uruguayo Para el desarrollo de la interconexión
eléctrica, Brasil aportará 210 millones de dólares, mientras que a Uruguay le corresponderán los 120
millones de dólares restantes, de los cuales 80 millones provendrán de un préstamo no reembolsable
que negocia con el Fondo de Convergencia Estructural (Focem) del Mercosur. Sin embargo las
dificultades ocurren porque el Focem está constituido con aportes mayoritarios de los socios más
grandes para favorecer inversiones en los miembros menores y disminuir las asimetrías. El monto total
anual de aportes de los Estados parte del Mercosur al Focem es de U$S 100 millones y está integrado
por un 70% de Brasil, 27% de Argentina, 2% de Uruguay y 1% de Paraguay. Para aprobar los recursos,
se requiere el voto unánime de todos los miembros del bloque y sólo Argentina se niega a levantar la
mano, pese a haber aprobado todos los aspectos técnicos. Este tipo de riesgos geopolíticos limitan el
desarrollo de las redes en la región.
En el caso de Brasil con Argentina las actuales instalaciones de interconexión en 500 kV permiten la
exportación desde Argentina hacia Brasil de 2.000 MW. La ampliación de estas redes con tecnología y
dimensión similar a las redes existentes incrementaría la exportación hacia Brasil en 1.000 MW, sin
lograr incremento en la importación hacia Argentina, dadas las limitaciones técnicas de la red del SADI
en el área. Se trata de una línea de Corriente Continua, que permitiría la transmisión eficiente punto a
punto de grandes intercambios de energía si se instalara por ejemplo en cercanías de Sao Pablo y
Buenos Aires. La tensión nominal a seleccionar debe ser motivo de estudios de diseño, seguramente
las opciones serían de 600 kV ó 800 kV. Aunque su costo es elevado, su justificación debería
fundamentarse en un intercambio de energía eléctrica en bloques considerables, y en ambos sentidos,
de manera de lograr el pago del proyecto a una tasa razonable durante su vida útil. Además de la línea
se requieren plantas conversoras de frecuencia para posibilitar este proyecto, La financiación por su
magnitud y complejidad merece un tratamiento específico. Esta nueva interconexión, que podría operar
en forma bidireccional, incrementaría en 3.000 MW las reservas de la potencia instalada en la
Argentina, lo cual permite vislumbrar cierta complementariedad de los recursos de ambos países. Se ha
explicado ya, al tratar las complementariedades que la exportación hacia la Argentina, debería darse en
el período invernal, cuando Brasil dispone de reserva hidráulica y eventual excedente de gas contratado
con Bolivia; mientras que la exportación hacia Brasil se daría en el período de bajo consumo de gas en
la Argentina y baja hidraulicidad de Brasil y eventual mayor utilización de gas contratado con Bolivia..
38
Actualmente con las redes del sistema y a partir del 04 de febrero 2010, Argentina exporta 500MW a
Brasil, en el marco de acuerdo de intercambio compensado que fue renovado en Abril 2009. Ante la
emergencia que registra Brasil por la salida de servicio de centrales y una demanda máxima de
consumo por altas temperaturas e incremento de turistas, recibe energía eléctrica desde Argentina. Esta
energía será compensada por Brasil en el momento en que Argentina por algún motivo de demanda
máxima o alguna emergencia en el sistema requiera de esa energía disponible. Esta cooperación entre
Argentina y Brasil comenzó hace 3 años por un acuerdo de intercambio de energía.
Otro riesgo existente para el desarrollo de redes en la región es el criterio utilizado actualmente en la
asignación de los costos de trasmisión, la cual se ocupa la metodología de cada país (“pancaking”) El
cálculo de los costos de peajes asociados a una transacción entre países se realiza aplicando para
cada país su metodología específica y acumulando los costos de peajes de cada país. Si se considera
que los precios de la energía eléctrica entre países de la región presenta asimetrías, en este contexto
parece difícil pensar en la aplicación de una metodología regional única para la asignación de los costos
de transporte, siendo el escenario más realista la aplicación de métodos ad-hoc para cada caso
particular. En consecuencia, la asignación de los costos del transporte parece depender más del
balance de fuerzas geopolíticas del momento entre los países y de su situación energética particular,
más que de condiciones de simetría y razonabilidad técnica.
Si los ingresos por concepto de peajes, que pueden percibir los inversionistas de las futuras redes de
interconexión presentan actualmente asimetrías, se reduce el incentivo a desarrollar nuevas redes a
través de los inversionistas privados.
3.2 Análisis de riesgos de Integración del CAN 3.2.1 Antecedentes de la Comunidad Andina.
La Comunidad Andina de Naciones es una organización subregional con personería jurídica
internacional constituida por Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú que tienen un objetivo común: alcanzar
un desarrollo integral, más equilibrado y autónomo, mediante la integración andina, sudamericana y
latinoamericana.
El proceso de integración se inicio y el marco de desarrollo de la Comunidad Andina se estableció el 26
de mayo de 1969 con la suscripción del Acuerdo de Cartagena.
En 1973 Venezuela se vincula al Pacto Andino. En 1976, Chile anuncia el retiro del Pacto Andino
aduciendo incompatibilidades económicas. En 1979, se firma un tratado que crea la Tribunal Andino de
Justicia, el Parlamento Andino y el Consejo Andino de Ministros de Relaciones Exteriores.
39
En 1991, los presidentes aprueban la política de Cielos Abiertos e intensifican la integración
subregional. En 1992, Perú temporalmente suspende su membresía bajo el programa de Liberación.
En 1993, la Zona de Libre Comercio entre Bolivia, Colombia, Ecuador y Venezuela entra en
funcionamiento. En 1994, se aprueba el Arancel Externo Común.
En 1997, se logra un acuerdo con Perú para la incorporación gradual de ese país a la Zona Andina de
Libre Comercio Andina. El 19 de abril de 2006, Venezuela anuncia el retiro de la Comunidad Andina de
Naciones. El argumento de su retiro fueron los Tratados de Libre Comercio suscritos por Perú con los
Estados Unidos y las negociaciones colombianas para alcanzar sus propios acuerdos con el país del
norte, considerados contrarios a la normativa e instituciones de la CAN.
El 20 de septiembre de 2006, el Consejo Andino de Cancilleres, reunido en Nueva York, aprueba la
reincorporación de Chile a la CAN como miembro asociado.
3.2.2 Organización del SAI (Sistema Andino de Integración)
Tiene como finalidad permitir una coordinación efectiva entre sí, tanto económicamente como en el
aspecto político y social. Principales organismos
3.2.2.1 Consejo Presidencial Andino (Máxima reunión de los Jefes de Estado).
Creado en 1991. El Consejo Presidencial Andino es el máximo órgano del Sistema Andino de
Integración y está conformado por los Jefes de Estado de los países miembros del Acuerdo de
Cartagena. Emite directrices que deben ser ejecutadas por el resto de instituciones y órganos.
Funciona como órgano intergubernamental orientado a coordinar las diversas voluntades de
cada uno de los estados miembros. Se reúne de forma ordinaria una vez al año. Son funciones
del Consejo Presidencial definir la política de integración, orientar acciones en asuntos de
interés de la subregión, evaluar el desarrollo de la integración, emitir pronunciamientos y
examinar todas las cuestiones y asuntos relativos a la integración.
3.2.2.2 Consejo Andino de Ministros de Relaciones Exteriores (Reunión de Política Exterior de la Comunidad). El Consejo Andino de Ministros de Relaciones Exteriores está conformado por los Ministros de
Relaciones Exteriores de cada uno de los países miembros, por lo que funciona como órgano
de tipo inter-gubernamental o de coordinación.
Tiene competencias en materia de relaciones exteriores, tanto en la coordinación de las
políticas exteriores de cada miembro que afecten a la subregión como en la propia política
exterior de la organización internacional como sujeto de derecho internacional. Otros órganos
40
como la Comisión de la Comunidad Andina, tienen también atribuidas competencias en exterior
para sus respectivas áreas.
Son funciones del Consejo Andino de Ministros de Relaciones Exteriores formular la política
exterior de los países miembros en los asuntos que sean de interés subregional, dar
cumplimiento a las directrices del Consejo en materia exterior, suscribir Acuerdos con países u
organizaciones terceras, coordinar la posición conjunta de los países miembros en foros y
negociaciones internacionales y representar a la Comunidad Andina en los asuntos y actos de
interés común.
3.2.2.3 Comisión de la Comunidad Andina (Órgano normativo) La Comisión es el órgano más detenidamente regulado en el Tratado Constitutivo de la
Comunidad Andina, el Acuerdo de Cartagena. Está formado por representante plenipotenciarios
nombrados por los gobiernos de cada uno de los países miembros. Sus funciones están todas
relacionadas con el objetivo de libre mercado dentro de la subregión andina. A diferencia de los
Órganos anteriores, en la comisión los asuntos se deciden por mayoría absoluta de sus
miembros, y no de unanimidad. Este mecanismo ofrece una flexibilidad mayor para alcanzar
resoluciones importantes sin el bloqueo de alguno de los miembros. Dado que son sólo tres los
países que forman la Comunidad Andina al menos dos de ellos deben estar de acuerdo para
sacar una decisión de la Comisión adelante.
La Comisión se reúne tres veces al año y su asistencia está considerada como obligatoria (art.
24 Acuerdo de Cartagena).
3.2.2.4 Secretaría General de la CAN (Sede en Lima, Perú. Secretario General). Creada en agosto de 1997 como organismo ejecutivo y técnico. Tiene mayores atribuciones que
la Junta del Acuerdo de Cartagena que funcionó entre 1969-1997.
3.2.2.5 Tribunal de Justicia Andino(Sede en Quito) (Órgano jurisdiccional). Creado en 1996, entrando en funciones en 1999. Reformado el 2001.
3.2.2.6 Parlamento Andino (Sede en Bogotá. (Poder legislativo). Creado el 25 de octubre de 1979. En abril de 1997 es el organismo deliberante de la
Comunidad. El Parlamento Andino está formado por parlamentarios nacionales de cada uno de
los países miembros, por lo que son elegidos de una forma indirecta. El Parlamento tiene
funciones de tipo consultivo más que ejecutivas, por lo que tiene un poder limitado dentro de la
Comunidad Andina. Su sede permanente se ubica en Bogotá D.C. (Colombia).
41
3.2.2.7 Comité Andino de Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad (CANREL) En diciembre de 2002 se aprobó la Decisión 536 “Marco General para la interconexión
subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad”, (debido a la
jerarquía de los firmantes, este acuerdo tiene carácter vinculante) que brindó el marco jurídico
comunitario para impulsar el desarrollo del tema eléctrico entre los Países Miembros. Producto
de esta Decisión iniciaron sus trabajos el Comité Andino de Organismos Normativos y
Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad (CANREL), así como sus Grupos
Técnicos:
3.2.2.8 Grupo de Trabajo de Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad (GTOR). Creado en junio de 2003, encargado de formular propuestas conducentes al avance del proceso
de armonización de los marcos normativos necesarios para la plena implementación de la
interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad.
3.2.2.9 Grupo de Trabajo de Organismos Planificadores de Servicios de Electricidad (GOPLAN). Creado en enero de 2004, encargado de elaborar propuestas, realizar acciones de coordinación
con las entidades energéticas y eléctricas de los países andinos y lograr acuerdos para que se
cumplan los aspectos de acceso a la información y planificación coordinada de proyectos, con
visión de integración regional.
3.2.2.10 Alianza Energética Andina (AEA) desarrollo actual de las Interconexiones eléctricas
En la I Reunión del Consejo de Ministros de Energía, Electricidad, Hidrocarburos y Minas de la
Comunidad Andina celebrada en Quito en enero de 2004, se fijaron las bases de la Alianza
Energética Andina (AEA), la cual ha quedado proyectada en 5 ejes temáticos:
Construcción de mercados integrados de energía (electricidad y gas), a través de redes físicas y
marcos regulatorios armonizados.
Inserción en los mercados internacionales de hidrocarburos, en un contexto estratégico de
seguridad energética.
Promoción del desarrollo empresarial en los países andinos, en “clusters energéticos”.
Marco de negociación y clasificación de los servicios de energía en la OMC y otras instancias
internacionales.
Desarrollo de la temática de las energías renovables y su vinculación con la temática ambiental
y con el Plan Integrado de Desarrollo Social (PIDS).
42
3.2.3 Desarrollo actual de las Interconexiones eléctricas Actualmente, El mercado andino de electricidad se encuentra en un primer nivel de integración,
dada la existencia y pleno funcionamiento de:
3.2.3.1 Interconexión CAN, Colombia – Ecuador
La interconexión eléctrica Colombia-Ecuador fue inaugurada en marzo de 2003, en
cumplimiento de la Decisión 536, la CREG de Colombia y el CONELEC de Ecuador
desarrollaron la regulación aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad de
Corto Plazo – TIE, marcando el inicio de transacciones internacionales de electricidad TIE´S
sobre la base de un acuerdo operativo y comercial, realizándose los ajustes a la regulación
existente en cada país. La interconexión con Colombia – Ecuador se realiza hasta el momento a
través de dos interconexiones:
a) Entre las subestaciones Ipiales ( Colombia ) y Túlcan e Ibarra ( Ecuador ) en 138kV La
línea tiene una longitud de 17 Km, simple circuito , con una capacidad actual de 35 MW que
entro en operación en 1998. A partir de la entrada en servicio de la interconexión en 230 kV, la
interconexión en 138 kV opera en forma radial para abastecer Ecuador
b) Entre las subestaciones de Jamondino en Pasto (Colombia) con Pomasqui en Quito
(Ecuador). Dos líneas de transmisión, con una longitud de 213 Km, doble circuito y una
capacidad individual de 250 MW. La primera de ellas fue puesta en servicio el año 2003, la
segunda el 6 de diciembre de 2007.
A pesar de los inconvenientes sobre la disponibilidad de los recursos hídricos, derivados de
fenómeno del Niño, las exportaciones de Colombia a ecuador en el año 2009 fueron de
1.076.726 MWh (cifra superior respecto a los dos años anteriores). Las interconexiones son
mostradas en la figura 3.4
43
Figura 3.4 Representación Interconexión eléctrica Colombia-Ecuador
Referencia: Informe CAN (2008)
3.2.3.2 Interconexión CAN, Ecuador - Perú
La interconexión de Ecuador - Perú se realiza entre las subestaciones Machala ( Ecuador) y
Zorritos ( Perú) una línea de 230 kV en 60 ciclos de 110 km. de longitud con una capacidad de
diseño de 100 MW y la capacidad de transmisión máxima back to back es de 125 MW, puesta
en servicio en Septiembre del 2005. Desde el punto de vista eléctrico se trata de un vínculo
relativamente débil. La interconexión sincrónica entre los sistemas eléctricos de Colombia-
Ecuador con el Perú no es viable técnicamente, debido a la presencia de oscilaciones
electromecánicas no amortiguadas, fundamentalmente en el sistema peruano, por lo que su
operación es radial alimentando cargas desde Perú con una magnitud de alrededor de 85 MW
para permitir la operación interconectada se hace necesario instalar una S/E back to back que
separe eléctricamente ambos sistemas. La interconexión se muestra en la figura 3.5.
Figura 3.5 Representación Interconexión eléctrica Ecuador-Perú
Fuente: Anuario Estadística de operaciones COES SINAC Perú La segunda y tercera Interconexión está pendiente. La segunda etapa requiere de inversiones de USD
42,7 millones y permitiría ampliar la potencia a 100 MW con energía de hasta 734 GWh. La tercera
etapa, requeriría USD 34 millones y permitiría ampliar la potencia a 250 MW y hasta 1800 GWh.
anuales de energía. La segunda y terceras etapas son proyectos muy importantes porque realmente
44
interconectarán los sistemas de energía eléctrica de los dos países. La primera etapa sólo permitirá
alimentar un punto de la demanda ecuatoriana. Este proyecto que estará listo en los próximos 30
meses y permitirá en cinco años un ahorro operativo de USD 23 millones.
3.2.3.3 Interconexión CAN, Colombia - Venezuela
La interconexión de Colombia - Venezuela se realiza hasta el momento a través de:
• Entre las subestaciones Huestecitas (Colombia) y Cuatricentenario (Venezuela), doble
circuito de 230 kV tiene una longitud de 128 km. La capacidad de transmisión máxima es de
150 MW opera en forma sincronizada. Acuerdo comercial que entró en operación en el año
1992.
• Entre las subestaciones San Mateo (Colombia) y Corozo (Venezuela), doble circuito de
230 kV tiene una longitud de 48,5 km. de longitud, la capacidad de transmisión máxima es
de 140 MW opera en forma sincronizada.
• Entre las subestaciones Tifu (Colombia) y la Fría (Venezuela), se trata de una interconexión
de 115 kV de importancia puramente local.
Actualmente, las empresas de ambos países están discutiendo las alternativas de reforzamiento
de las líneas. El reforzamiento de estas líneas de interconexión internacional permitiría resolver
en parte el déficit proyectado en la región occidental de Venezuela.
Las posibles mejoras en la interconexión Cuestecita - Cuatricentenario son una nueva línea
(circuito doble) de 230 kV (USD 26,1 millones), reforzamientos (USD 48,1 millones) y
compensaciones (USD 22,2 millones el 2004 más USD 12,4 millones el 2008 y USD 16,4
millones el 2012). El reforzamiento de las interconexiones con Venezuela depende de la
armonización regulatoria entre Colombia y Venezuela para la puesta en funcionamiento de las
Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, tal como lo establece la Decisión
CAN 536. Las exportaciones desde Colombia a Venezuela has sido iguales a 222,25 Gwh
durante el año 2009, sin embargo debido a la escasez derivado del fenómeno el Niño, no se
han registrado exportaciones desde noviembre 2009 hasta lo que corrido del año 2010
3.2.3.4 Interconexión CAN, Colombia - Panamá
El 19 de marzo 2010, Colombia y Panamá firmaron en este país un acuerdo para desarrollar e
implementar coordinadamente el esquema regulador, operacional y comercial que permita la
45
interconexión eléctrica entre ambos países. Este documento es un complemento del acta de
intención firmada en agosto de 2008 por los presidentes Torrijos y Uribe, que busca que a más
tardar en 2012 se concrete la interconexión eléctrica entre los dos países.
El proyecto, con una inversión superior a los 300 millones de dólares, abarca unos 614
kilómetros (340km de líneas en Colombia y 274km en Panamá), entre las subestaciones Cerro
Matoso en Colombia, y la Panamá II en Panamá.
ICP es la empresa, conformada por partes iguales por Interconexión Eléctrica S.A. de Colombia
y por la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. de Panamá. Que tiene la misión de viabilizar,
construir y operar la línea de transmisión de energía entre ambos países con el objeto de
abastecer con electricidad a la población panameña a precios competitivos.
El proyecto cuenta con los estudios de factibilidad técnica y ambiental, desarrollados dentro de
los marcos de actuación establecidos por las autoridades ambientales de los dos países. Estos
estudios han sido financiados por el BID a través de cooperaciones técnicas regionales no
reembolsables. Este proyecto podría iniciar su construcción el 2011 y concluir durante la
segunda mitad del 2013, de acuerdo con el presidente de la compañía estatal de transmisión
ISA, Luís Alarcón."El cuello de botella ahora tiene que ver con el ajuste en las regulaciones, que
debe ser acordado por los legisladores en Colombia y Panamá".
3.2.3.5 Interconexión Venezuela – Brasil
La interconexión de enezuela y Brasil se realiza hasta el momento a través de las
subestaciones Las Claritas de 400 / 230 kV. (Venezuela) y Boa Vista (Brasil) en el estado
Brasileño de Roraima una línea de 230 kV. en 60 ciclos de 680 km. de longitud ( 480 km. en
Venezuela y 200 km. en Brasil). La construcción costó cerca de USD 400 millones, poco más
del doble de los USD 185 millones inicialmente previstos, debido a los retrasos del proyecto,
que se pactó en 1997 y debió estar construido en 1998.con un costo de USD 400 millones (del
año 2001 ) fue inaugurada el año 2001.
3.2.3.6 Interconexión CAN, Perú- Bolivia
La interconexión propuesta como factible y promocionado inicialmente por REDESUR y TDE es
la interconexión entre la subestación de Puno ( Perú) y Kenko ( Bolivia ) en 230kV. que requiere
de convertidor de frecuencia por ser redes de distinta frecuencia , Perú 60 ciclos, Bolivia 50
ciclos y supone un reto adicional al sortear el lago Titicaca. ISA Bolivia adquirió una de las
licencias provisionales para adelantar estudios de factibilidad
3.2.3.7 Interconexión CAN, Perú- Brasil
46
La Central Hidroeléctrica del Inambari será la más grande del Perú y la quinta en América
Latina, implicando una inversión de USD 4 mil millones. La capacidad instalada de generación
será de 2.000 MW. Su construcción se dará en el marco del convenio firmado entre los
gobiernos del Perú y Brasil en abril del 2009, para la construcción de seis hidroeléctricas en el
Perú. ( que en su conjunto significarían más de 6.500 MW) Los estudios de factibilidad estarán
listos a más tardar en junio 2010, fecha en la que se determinará su viabilidad, no solo
económica, sino también medio ambiental. Los beneficios directos para el Perú estarían en
función de las ganancias que genere la exportación de energía para el Brasil. También se
espera que parte de la energía sea para el consumo nacional. Por el momento no se dispone de
información referente a porcentajes de energía destinados a la exportación y el consumo
interno.
47
3.3 Riesgo de las Redes La Interconexión eléctrica en el CAN 3.3.1 Nivel de Dependencia Suministro Eléctrico El principal riesgo estructural y obstáculo presente en la CAN para el desarrollo de las interconexiones
entre los países integrantes y los potenciales intercambios comerciales, es la eventual dependencia del
suministro de energía eléctrica por el lado del potencial país comprador de los volúmenes de energía
provenientes de otro país (el vendedor), se pueden estimar las siguientes consecuencias:
• Desplazamiento de la instalación de capacidad de generación en el país comprador.
• Incremento en la preocupación por el abastecimiento seguro, que se acrecienta si surgen
eventos de no cumplimiento de las entregas comprometidas.
• No respetar los compromisos que surgirían de los contratos de intercambio, en el sentido de
no permitir la entrega al otro país independiente de las necesidades de la demanda del país
oferente, puede provocar no cumplir los pagos comprometidos.
3.3.2 Distribución irracional de los beneficios. Las experiencias recogidas por la Corporación Andina de Fomento (CAF) evidencian que las
integraciones que producen beneficios globales pueden provocar perjuicios unilaterales a actores o
países, lo que señala la conveniencia de prestar atención a los mecanismos de asignación de los
beneficios. En caso contrario, los países o actores perjudicados pueden generar resistencias al proceso
de integración, no por la carencia de beneficios, sino por la distribución no equitativa de los recursos
económicos.
3.3.3 Políticas locales sobre recursos energéticos no renovables. En los casos en los que la libre disponibilidad del recurso y el libre acceso a los mercados den
preferencia a los operadores privados en las decisiones sobre recursos energéticos no renovables,
probablemente sea conveniente que las políticas oficiales regulen los volúmenes de reservas y niveles
de producción asignables a la exportación, así como la asignación de costos internos de transporte a la
explotación y al consumo doméstico.
3.3.4 Equidad de costos en proyectos de integración. Es importante diseñar políticas nacionales, mecanismos de mercado y medidas gubernamentales que
alienten iniciativas de los operadores privados en favor de proyectos de integración energética,
atendiendo a principios de equidad en la distribución de los costos.
48
3.3.5 Conflicto de intereses (económicos, políticos, sociales y ambientales). Creación de barreras y resistencias a la integración por parte de los actores privados. Estas barreras y
resistencias pueden manifestarse de manera pasiva o activa. En el primer caso significa la falta de
iniciativa privada respecto a la integración, en mercados en los que esta iniciativa es altamente
prioritaria. En el segundo, unan oposición activa por los canales disponibles, destinada a desalentar
actividades que les acarrean perjuicios. En el conjunto de actores cabe señalar principalmente lo
generadores y los transmisores, ya que los distribuidores prácticamente no son afectados.
Que se requiere: Aplicación de criterios económicos generales para beneficio general y no individual y
vencer el temor a la dependencia
3.3.6 Estabilidad Como se menciono con anterioridad, la interconexión sincrónica entre los sistemas eléctricos de
Colombia – Ecuador - Perú no es viable técnicamente, debido a la presencia de oscilaciones
electromecánicas no amortiguadas, fundamentalmente en el sistema peruano, para suplir este riesgo se
requiere la instalación de subestaciones con tecnología Back to Back que permita desacoplar los
sistemas
Que se requiere: Inversión en instalaciones Back to Back
3.4 Riesgo de las Reglas para la Interconexión eléctrica en el CAN
3.4.1 Alta de Institucionalidad para la solución de controversias El primer obstáculo que enfrenta el desarrollo de las transacciones internacionales de electricidad en la
región Andina es:
• La ausencia de reglamentación comercial que permita la operación comercial haciendo
posible el intercambio y el mercadeo internacional de electricidad.
• La ausencia de reglamentación técnica que permita operar los sistemas de interconexión
internacional.
• Esto se puede solucionar si existiesen las instituciones o mecanismos que permitan:
• Proponer y adoptar las reglamentaciones faltantes, incluyendo la armonización de las
mismas con las reglamentaciones nacionales.
• Programar, realizar y supervisar la realización de las transacciones internacionales y
efectuar la liquidación comercial de las mismas, y
• Coordinar una planificación indicativa de los sistemas interconectados de la región que
ayude al desarrollo del mercado eléctrico regional.
49
El riesgo implícito en esta ausencia de instituciones regulatorias y normativas es que no exista la
voluntad política de llevarlas a cabo. También se pueden presentar riesgos regulatorios, haciendo
referencia a la incompatibilidad de las regulaciones existentes en cada país, la posible falta de una
autoridad supranacional que tenga la última palabra y resuelva los conflictos al definir contratos. En el
proceso de integración en Centroamérica se han establecido algunas normas de tal forma que cuando
se presenten diferencias entre los agentes del mercado, deberán ir a la CRIE y si son diferencias entre
gobiernos que no pueden ser resueltos por negociaciones con el arbitraje de un país involucrado, se
recurrirá a la Corte Centroamérica de Justicia.
Que se requiere:
• Voluntad política y de los agentes: Compromiso de los estados, para que dentro de sus
políticas energéticas, se fomente la integración en el campo energética, creando las
condiciones pero las empresas e instituciones materializan el proceso de integración
regional.
• Armonización regulatoria entre los países como nueva necesidad de una realidad
energética globalizada. Atendiendo a los principios de mercado, de la libre competencia y
de reciprocidad entre naciones, la regulación energética debe hacer converger los aspectos
técnicos económicos y jurídicos de los estados integrantes hacia un bien común
3.4.2 Servicios de Transmisión En todos los países de la CAN, la actividad de transmisión eléctrica está regulada. Y aun cuando estas
reglas pueden aplicarse o adaptarse al servicio de transmisión para importaciones y exportaciones, no
necesariamente aplicarían para el tránsito de la electricidad por el sistema de cada país. Este es un
aspecto a regular si se quieren regionalizar las opciones de transacciones internacionales multilaterales
entre los países de la región.
Uno de los riesgos es el político ya que van a existir un mayor número de autoridades involucradas en la
toma de decisiones se pueden presentar posibles conflictos en la pérdida de soberanía, así las
reglamentaciones exijan a los gobiernos garantizar la libre circulación de energía eléctrica por sus
respectivos territorios, ya sea para ellos mismos o para otros países de la región; en otras palabras, el
unificar diferentes gobiernos y en consecuencia gobernantes, podría generar en el futuro conflicto de
intereses entre los mismos, arriesgándose el buen funcionamiento del mercado ante las decisiones que
ellos pueden tomar en pro de su propio bienestar afectando negativamente el mercado.
.
Que se requiere: consenso en torno a la integración, Se requiere dialogo y entendimiento común sobre
la integración
50
3.4.3 Transacciones de electricidad en intercambios de oportunidad Los principales obstáculos identificados para la realización de transacciones internacionales de
electricidad en intercambios de Oportunidad o Flexibles, son:
3.4.4 Precios Cuando se integran mercados, los precios de la electricidad en los países varían en un antes y después
de la integración. En los países exportadores se incrementan a medida que aumenta la demanda,
representada en la capacidad de los enlaces. A su vez, el precio es inferior en los países compradores
ya que la oferta más costosa es desplazada por la más económica de los exportadores. Esta constituye
una regla de mercado que se considera necesaria con el fin de garantizar la no discriminación entre los
mercados nacionales. Este hecho no es favorable ni para los consumidores en el país exportador ni
para los generadores en el país importador, por lo cual deben analizarse acciones apropiadas para
establecer compensaciones en los mercados desfavorecidos con recursos provenientes de los
beneficios que se obtienen de las transferencias internacionales de electricidad.
Existe un riesgo económico, que hace referencia a la incompatibilidad de las monedas de todos los
países del continente y los efectos de reevaluaciones y devaluaciones, las cuales no se dan
simultáneamente, lo que afecta las condiciones de intercambio; no obstante, se pueden asumir
coberturas financieras con el fin de contrarrestar este problema.
Los consumidores también pueden reciben impactos importantes y pueden desarrollar presiones
contrarias a la integración. Las autoridades públicas no pueden desconocer los impactos que afectan
sectores importantes de la comunidad y en cierta medida, el desarrollo estratégico del país.
3.4.5 Política energética Deben tenerse en cuenta consideraciones significativas de política energética para desarrollar
interconexiones económicas, es así es de suma relevancia identificar las políticas públicas orientadas a
la intervención estatal y orientada al mercado, destacándose las siguientes corrientes políticas públicas
en el CAN:
• Políticas Públicas orientadas a la intervención estatal, en las cuales se destacan las siguientes
dimensiones:
Mayor gasto público en infraestructura.
Mayor tendencia a aplicar políticas nacionalistas.
Tendencia al retorno del estado empresario.
Iniciativas de integración entre países por razones sociales y geopolíticas.
La energía como un servicio estratégico.
51
• Políticas Públicas orientadas al Mercado, en las cuales se destacan las siguientes dimensiones:
Mayor inversión privada en infraestructura.
Mayor estabilidad en las reglas pactadas para la inversión.
El estado asume funciones de planeación regulación y control.
Iniciativas de integración entre países por razones económicas.
Provisión de energía precios de mercado.
Apertura de los mercados nacionales privatización y capitalización.
Ambas políticas públicas apuntan en direcciones opuestas, y en el contexto actual son perfectamente
identificables los países en los cuales se están desarrollando estas, desafortunadamente estas
diferencias agudizan el problema de confianza en la estabilidad de las normativas internas de cada país,
generando un desincentivo a las inversiones, aumentando el riesgos país, no ayudando a la buscada
integración.
3.4.6 Transacciones de electricidad en intercambios firmes Los principales obstáculos y asimetrías detectadas para la realización de transacciones internacionales
de electricidad en intercambios firmes son:
3.4.6.1 Criterios de confiabilidad
Las condiciones para declarar la escasez eléctrica y las prioridades para establecer eventuales
racionamientos de electricidad difieren entre los países de la CAN. En particular en varios países
se han regulado conceptos de capacidad o potencia firme, que deben respaldar los contratos
firme (ej. Chile, Perú), mientras que en otros (ej. Colombia) se estableció el concepto de energía
firme que se transa en un mercado separado. Estos elementos deberán homologarse a largo
plazo, y en el corto plazo contar con una regla particular para las transacciones internacionales.
3.4.6.2 Asimetrías
Las asimetrías que dificulten las transferencias regionales de electricidad generadas por las
leyes, regulaciones y políticas que dan prioridad al suministro nacional de electricidad. Los
Controles de precios en el mercado mayorista (incluyendo subsidios a los combustibles usados
para generación eléctrica), Las prioridades nacionales de suministro en caso de racionamientos,
Las metodologías para establecer condiciones de escasez o similares.
Tendrían que armonizarse entre todos los países con el fin de viabilizar la contratación de
intercambios internacionales “firmes” o permanentes. Para este efecto convendrá acordar el
tratamiento no discriminatorio y bajo condiciones de igualdad de los contratos establecidos para
el suministro nacional con respecto a los contratos de exportación de electricidad.
52
Los riesgos asociados son: Prioridades de la integración regional, permanencia en el tiempo de
las tendencia políticas del sector energético, relaciones entre los países de América del Sur,
conflictos sociales, la conducta de los inversionistas, el contexto macroeconómico de América del
Sur.
3.4.7 Agentes del Mercado Colombia y Ecuador tienen un acuerdo sobre transacciones internacionales de energía ocasional la cual
se transa únicamente entre los operadores de los dos mercados (XM y CENACE). Aún no se permiten
intercambios regionales bilaterales entre agentes de los dos mercados (Generadores y Distribuidores-
Comercializadores). Este asunto podría ser analizado y revisado con el fin de permitir transacciones
internacionales entre los agentes de los mercados de estos países y de los demás países de la región,
con el fin de evitar un obstáculo potencial al desarrollo de las transacciones regionales.
3.4.8 Derechos de Transmisión Los contratos regionales de intercambios internacionales de electricidad en “firme” requieren tener
asociados Derechos de Transmisión, asociados al desarrollo de plantas regionales nuevas. La
asignación de dichos derechos requiere de la reglamentación correspondiente y de la previsión de
medidas tendientes a evitar el posible abuso de poder de mercado por parte de los agentes
participantes.
Adicionalmente, sobre este aspecto convendría establecer metodologías apropiadas para realizar
pronósticos basados en el planeamiento de largo plazo de la expansión de los sistemas regionales de
generación-transmisión con el fin de suministrar a los agentes información adecuada de las cantidades
y precios de los Derechos de Transmisión que podrían asociarse a desarrollos potenciales de plantas
regionales.
3.4.9 Fuerzas Impulsoras Las principales fuerzas impulsoras son; Aumento de la demanda de electricidad, Diversificación de la
matriz energética, Tratados de comercio internacionales, América del Sur es rica en recursos
energéticos, Competencia entre gasoductos, líneas de interconexión eléctrica y Plantas de
regasificación de GNL
3.5 Análisis del riesgo de los Recursos.
En los últimos años el sector hidrocarburos se ha caracterizado por la alta volatilidad de los precios
internacionales del petróleo. Hace una década el precio de este producto apenas llegaba a los 10
USD/bbl, sin embargo, el precio promedio en la Región en el año 2009 fluctuó 90 USD/bbl, cercano a la
barrera de los 100USD/bbl, con pronósticos bastante reservados respecto al comportamiento futuro.
53
Colateralmente, en muchos contratos de compra y venta de gas natural dentro la Región, el precio de
este producto está indexado al comportamiento en los precios internacionales del petróleo, por ello, el
ritmo creciente ya anotado en el petróleo del crudo también se observa en los precios del gas natural.
¿Cómo afecta esta coyuntura de precios a un país? Ello dependerá de las características productivas y
de consumo presentes en él. En la Región se pueden identificar dos tipos, exportadores e importadores
netos tanto de petróleo como de gas natural. Con la actual coyuntura creciente de precios, aquellos
países importadores netos de petróleo ven incrementada su, denominada, “factura petrolera”; o dicho de
otra manera, el costo de las importaciones de petróleo ahora es mayor. Por otro lado, países
exportadores netos se benefician de este boom en los precios internacionales, dado que el valor de sus
exportaciones petroleras es mayor. Dentro el sector hidrocarburos, los países miembros de América del
Sur pueden agruparse en dos, productores e importadores netos. De esta forma, variaciones en el
precio del petróleo afectan de manera distinta a los países, beneficiando a algunos y encareciendo los
costos a los otros. En este sentido, cualquier política de integración regional plantea un desafío
interesante y, probablemente, de bastante trabajo.
Las tablas 3.1 y 3.2 muestra que las variables más importante para el análisis de riesgo por los
recursos del petróleo en la región; Las reservas probadas, el consumo y el nivel de importación de cada
país.
Tabla 3.1 Reservas probadas de petróleo en América del Sur
Fuente: OLADE 2008 La relación “reservas (probadas)/producción” de petróleo permite estimar, desde un punto de vista
teórico, cuántos años se podría producir la cantidad observada en el año sujeto de análisis, dado el
nivel de reservas. En América del Sur esta relación presenta una tendencia creciente, considerando que
la razón fue de 40,23 en 1998 a 53,01 el año 2007, evidenciando el hecho de que la tasa de reposición
de reservas en la Región fue mayor a la tasa de producción de petróleo.
54
Tabla 3.2 Producción versus Consumo de petróleo en América del Sur
Fuente: OLADE 2008
En el caso de los riesgos de recursos relacionado al gas natural, la relación “reservas
(probadas)/producción” de gas natural permite estimar, desde un punto de vista teórico, cuántos años
se podría producir la cantidad observada en el año sujeto de análisis, dado el nivel de reservas. En
América del Sur esta relación presenta una tendencia decreciente, de 55,74 en 1998 a 53,84 el año
2007, evidenciando el hecho de que la tasa de reposición de reservas en la Región fue menor a la tasa
de producción de gas natural.
No se espera que el consumo y, como consecuencia, el comercio de gas natural en la Región vayan a
disminuir, de hecho, la entrada de nuevos proyectos de Gas Natural Liquidificado (GNL) tornarán más
agresivo este mercado. Sin embargo, esta explosión en el comercio internacional debería venir
acompañada de políticas públicas que incentiven la exploración y explotación de nuevos campos de gas
natural, de forma tal que se revierta la tendencia observada en las reservas respecto del nivel de
producción. En la tabla 3.3 se muestra los recursos de gas natural de la región.
55
Tabla 3.3 Reservas, Producción y Consumo de Gas Natural en América del Sur
Fuente: OLADE 2008
En el caso de los riesgos de recursos relacionado al suministro de carbón mineral necesario para la
generación de centrales térmicas, las reservas de carbón mineral en la Región se mantuvieron
constantes entre los años de 2006 y 2007 sumando 41.3 Gton de los cuales el 78,9% corresponde a
Brasil, el 16,63% a Colombia y el 3.51% a Venezuela.
56
Tabla 3.4 Reservas, Producción y Consumo de carbón natural América del Sur
Fuente: OLADE 2008
La relación “reservas (probadas)/producción” de carbón natural permite estimar, desde un punto de vista
teórico, cuántos años se podría producir la cantidad observada en el año sujeto de análisis, dado el
nivel de reservas. En América del Sur esta relación presenta una tendencia decreciente, considerando
que la razón fue de 876 en 1998 a 496 el año 2007, evidenciando el hecho de que la tasa de reposición
de reservas en la Región fue menor a la tasa de producción de petróleo. Se evidencia en el largo plazo
problemas de recursos internos de suministro de gas y carbón natural.
57
En el caso de los riesgos de recursos relacionados al potencial hidroeléctrico disponible para la región,
la tabla 3.5 muestra el actual potencial disponible.
Tabla 3.5 Potencial Hidroeléctrico de América del Sur
Fuente: OLADE 2008
La generación de energía eléctrica de la Región en el 2007 fue de 902,36 TWh, el componente
mayoritario de la generación de energía fue aportado por las centrales hidroeléctricas con 71,5%,
seguido por la térmica que representó un 25,9%; la oferta nuclear de Argentina y Brasil alcanzó el 2.1%
del total de energía producida en América del Sur y la energía proveniente de las centrales geotérmica,
solar y eólica fue de 0,24%, según se muestra en la tabla 3.6.
Tabla 3.6 Generación hidroeléctrica de América del Sur
Fuente: OLADE 2008 La relación “potencial /producción hidroeléctrico” permite estimar desde un punto de vista teórico,
cuánto porcentaje se ha utilizado a la fecha y que porcentaje de reservas existen en América del Sur,
evidenciando el hecho de que la tasa de utilización del potencial hidroeléctrico al año 2007 alcanza solo
58
el 21,2% (645.240 GWh / 3.041.978 GWh). Con lo cual se evidencia que el potencial de recurso
hidroeléctrico no está en riego para la región. Los cuatro principales países con el mayor consumo de
energía anual la región son; Brasil con 447 TWh (49,6%), Argentina con 115,2 TWh (12,8%),
Venezuela 110 TWh (12,6%) y Chile 58,51 TWh (6,4%). Las gráficos 3.1, 3.2, 3.3 y 3.4 muestran la
matriz energética del suministro eléctrico en los últimos 30 años de los 4 países de mayor consumo
regional.
Gráfico 3.1 Brasil Generación anual de energía eléctrica en GWh
Fuente: Estadística IEA 2008 Gráfico 3.2 Argentina, Generación anual de energía eléctrica en GWh
Fuente: Estadística IEA 2008
Gráfico 3.3, Venezuela Generación anual de energía eléctrica en GWh
59
Fuente: Estadística IEA 2008
Gráfico 3.4 Chile Generación anual de energía eléctrica en GWh
Fuente: Estadística IEA 2008
Dentro de los riesgos de los recursos, se debe analizar si en el mercado regional existen tarifas
eléctricas competitivas y costos eficientes. Al observar las estadísticas de las tarifas de los diferentes
países se detecta importantes diferencias en los segmento; residencial, Industrial y comercial como se
muestra en la tabla 3.7. Argentina presenta la tarifa eléctrica más barata de la región en los 3
segmentos, apreciando diferencias sobre el 100% en el precio de energía, entre el país más barato y
el mas caro.
Tabla 3.7 Precios de electricidad en América del sur en centavos de dólar por kWh
60
Fuente: OLADE 2008 Al incentivar la integración del mercado eléctrico regional, se incentivará las transacciones
internacionales de electricidad la cual está sujeta al volumen de la transacción y la diferencia de precios
en los mercados importador y exportador.
Como el costo de la energía en cada mercado interno es función de su costo marginal, se puede
deducir de la tabla 6 dada la gran variabilidad en el precio de la energía entre los países, que la tarifa
eléctrica en la región no es competitiva y requiere de mejoramiento para llegar a costos eficientes.
3.6 Análisis del riesgo Geopolítico.
De acuerdo a lo definido por Isbell (2007), el crecimiento económico de los últimos años en la región y
el aumento de autonomía política de la mayoría de los países tienen mucho que ver, por lo menos entre
los países productores de hidrocarburos, con la reciente ola de nacionalismo energético. La expansión
económica de esta década ha sido uno de los factores centrales, si no el único, del incremento
significativo de los precios del petróleo. Los altos precios y los altos ingresos que potencialmente
61
producen han coincidido tanto con la creciente sensación de independencia política mencionada
anteriormente como con una percepción todavía muy arraigada en ciertos países latinoamericanos en
contra de la globalización. De hecho, en los países exportadores del petróleo y gas existe la creciente
percepción de que la globalización económica ha fracasado y que las políticas de liberalización e
integración no han podido estimular un desarrollo sostenido o una disminución de la pobreza.
La “re-nacionalización” de los sectores energéticos, particularmente en los países Andinos como
Venezuela, Bolivia y Ecuador –basada en el endurecimiento estatal de las condiciones de acceso al
sector, así como en las nuevas condiciones fiscales de explotación para las empresas privadas
internacionales ha producido un aumento notable de los ingresos estatales por la exportación de
hidrocarburos. Este aumento, sumado al efecto de los mayores precios internacionales, ha reforzado
incluso más la creciente percepción de autonomía económica y política de los gobiernos de los países
productores de la región.
En cualquier caso, tal vuelta al dominio del Estado sobre los sectores energéticos en la región puede
tener un impacto sumamente negativo en la perspectiva futura de niveles de inversión por parte de las
empresas internacionales privadas, las cuales están llevando a cabo un proceso de retirada de gran
parte de la región, dejando este entorno tan problemático a empresas medianas con menores opciones
en otras zonas, como Repsol, o a otras empresas estatales, como Petrobrás. Por lo tanto, el futuro de la
explotación de hidrocarburos está cada vez más en manos de las empresas estatales de la zona,
liderada por PDVSA, y en las demás empresas estatales de otros países productores, ya sometidas al
nuevo nacionalismo energético de sus gobiernos.
Al mismo tiempo, se está haciendo patente otra tendencia, que consiste en el aumento del gasto público
en materia social por parte de los gobiernos de los países productores. Dado que los recursos son
limitados (incluso aunque sean crecientes), estos gastos se están traduciendo en menores recursos
públicos para el aumento de las necesarias inversiones de las empresas energéticas estatales Las
implicaciones para el medio y largo plazo son claras: un impacto efímero sobre la pobreza y un legado
nefasto sobre los futuros niveles de inversión y de producción, minando, más tarde o más temprano, los
gastos sociales. De hecho, uno de los riesgos energéticos más graves a medio plazo en América del sur
es que los niveles de inversión, tanto en el mantenimiento de la producción actual como en la
exploración y desarrollo de nuevos yacimientos de hidrocarburos, no sean suficientes para aumentar la
producción de manera que pueda satisfacer la demanda creciente.
En la región se puede distinguir entre varias categorías de países según la actitud de sus gobiernos
respecto a la política y el nacionalismo energético. Gran parte de los exportadores de hidrocarburos de
la zona andina han adoptado primordialmente una política nacionalista. Este grupo de países,
claramente liderado por Venezuela, incluye también a Bolivia y Ecuador. Por su parte, Colombia y Perú
siguen políticas desmarcadas del rumbo de los demás países andinos, con sus prioridades puestas en
una integración energética más internacional, liberal y abierta.
62
Por otro lado, Argentina está dando señales en el sentido contrario, con la recompra, por parte de
intereses privados argentinos, del 25% de Repsol. De todas formas, parece que la producción de
hidrocarburos en Argentina está en declive, por ello, su actitud no tiene tantos efectos a largo plazo
como la de otros países del continente.
Por su parte, el resto de los países como Chile, Paraguay, Uruguay son consumidores e importadores
netos, y mantienen una posición más bien pasiva dentro de este contexto energético regional Sólo
Brasil, entre los actores importantes de la región, está comportándose de una forma claramente distinta,
y además, dado su tamaño y posición de liderazgo, tiene una posibilidad real de influir en el panorama
de la región. En este sentido, Venezuela y Brasil, con sus sectores dominados por sus propias
empresas estatales (PDVSA y Petrobrás), son los más importantes del escenario energético actual en
América Latina, son los únicos dos países que, por el tamaño de sus reservas y sobre todo por su
influencia política, tienen la capacidad de influir en las políticas de los demás Estados Latinoamericanos,
así como en el escenario energético regional y global.
3.6.1 Análisis del riesgo Geopolítico para la integración energética de Chile
En el caso del análisis de los potenciales riesgos geopolíticos para la integración energética de Chile, la
frontera sigue siendo generadora de posibles conflictos para Chile, según lo señalado por Vera (2009).
Esto afecta la posibilidad de formular y materializar un sistema de normas vinculantes y dificulta la
definición de los bienes públicos a ser promovidos y protegidos. Sin embargo, más allá de la
preocupación por los distintos focos de crisis a nivel regional, es en el plano vecinal donde se
concentran y se concentrarán las mayores preocupaciones de Chile a mediano y largo plazo. Las
razones son variadas, pero se pueden resumir en la persistencia de focos de tensión históricos con los
países vecinos y la prioridad que los últimos gobiernos han asignado al ámbito latinoamericano y
específicamente al vecinal.
No obstante, la opción de Chile por mantener el statu quo, se contrapone con las permanentes
demandas que surgen desde los vecinos del norte y tanto en la vinculación con Bolivia como en la
relación con Perú existen posibles fuentes de riesgos geopolíticos.
Los 3 principales riesgos geopolíticos con Perú son:
El resurgimiento mediático de la cuestión marítima, mediante la presentación peruana de este tema en
la Corte Internacional de La Haya. Más allá de las señales y de las declaraciones del presidente Alan
García, quién ha definido a Chile como un aliado estratégico, y que inicialmente optó por congelar la
demanda marítima, hay sectores en el Perú que presionan fuertemente por posicionar el tema y en
cualquier momento frente a cualquier divergencia este puede resurgir. Este cuadro político interno actúa
63
como una presión real y constante para que el gobierno peruano reposicione el límite marítimo, lo cual
provocó llevar su demanda al tribunal de La Haya.
Existen discrepancias frente a las adquisiciones de armamento realizadas por Chile. Este país
continuará con su plan de renovación que se ha visto favorecido notablemente por el alto precio del
cobre. Mientras no se realice una modificación a la ley de adquisiciones, el monto disponible para este
ítem (10% de las ganancias por las ventas de este mineral), garantiza que Chile mantendrá un nivel de
compra de armamentos programado y consecuentemente sus vecinos continuarán con los esfuerzos
para equiparar estas adquisiciones, que ellos consideran que han desatado una carrera armamentista
en la región.
Otra fuente de discrepancias es la presencia de capitales chilenos en Perú, en actividades consideradas
estratégicas. Esto se vincula directamente con las hipótesis de conflicto planteadas por Perú, en
relación con conflictos por recursos o por acciones chilenas en defensa de sus inversionistas en ese
país.
En la vinculación con Bolivia no existiría el marco para superar en un lapso breve la principal hipótesis
de conflicto, que son las discrepancias y el sentimiento anti-chileno generado por la mediterraneidad. A
pesar de la voluntad de las autoridades, la condición interna del país altiplánico hace casi imposible que
se llegue a un mayor acercamiento, como por ejemplo, al establecimiento de relaciones diplomáticas y
que se profundice el diálogo hacia una satisfacción de la demanda boliviana. A pesar de que
recientemente se han dado algunas señales positivas como el diálogo sin exclusiones a nivel bilateral,
la debilidad estructural boliviana impide asegurar que este proceso de acercamiento tenga continuidad y
que los resultados alcanzados sean fruto de un consenso nacional.
Es tarea de los Gobiernos, la empresa privada y los partícipes sociales generar planes y estrategias
que puedan mitigar el clima geopolítico adversos entre los países de frontera, que permita promover la
concurrencia de inversiones destinadas a la infraestructura energética comercial regional, de manera
que se pueda minimizar los riesgos no comerciales asociados a la inversión y reducir y/o eliminar
restricciones comerciales.
64
CAPITULO IV METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN
DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA REGIONAL 4.1 Introducción
Este Capitulo se centra en elementos prácticos y conceptuales de los aspectos que deben tenerse en
cuenta a la hora de evaluar una interconexión eléctrica internacional (entre países), la metodología
propuesta para determinar y evaluar una interconexión eléctrica internacional, la cual inicia con la
motivación general de los países y sigue con los estudios energético, ambiental, eléctrico, regulatorio,
operativo, económico y financiero y finaliza con los acuerdos operativos y comerciales.
4.2 Metodología
La preparación y evaluación del Proyecto, se realiza en forma iterativa, en un proceso de profundización
paso a paso de la información y aumento de la certidumbre en lo que se refiere a la selección de
alternativas y opciones del proyecto. Así la etapa de pre-inversión se compone de cuatro fases, que
dividen y delimitan los pasos sucesivos de preparación y evaluación como se muestra en la Figura 10,
donde se presenta la metodología propuesta. Las fases son las siguientes:
Fase I : Motivación
Fase II : Prefactibilidad
Fase III : Factibilidad
Fase IV : Acuerdos
En cada una de las fases de pre-inversión se llevan a cabo diferentes estudios de diagnóstico y
preparación del proyecto.
La Fase I, de motivación, hace referencia a los acercamientos de los gobiernos y entidades interesadas
en el desarrollo del proyecto de interconexión.
La Fase II, esta compuesta a su vez de tres tipos de estudios: El Energético, el Ambiental y el Eléctrico;
los cuales son complementarios y permiten establecer las posibilidades de desarrollo del proyecto a un
nivel de prefactibilidad.
La Fase III, también esta compuesta por tres tipos de estudios complementarios: El Regulatorio, el
Operativo, el Económico y Financiero; estos permiten determinar la factibilidad del proyecto y tomar la
decisión de ejecución. Finalmente la Fase IV, es el inicio de la ejecución del proyecto el cual está
enmarcado dentro de la firma de acuerdos técnicos operativos y comerciales. Los estudios realizados
en cada una de las fases de la etapa de pre-inversión del proyecto se convertirán en la información
base de entrada de la preparación o formulación del proyecto. Sus resultados mostrarán el camino más
indicado para el desarrollo de la metodología de evaluación.
65
Figura 4.1 Metodología de Evaluación de Interconexiones Eléctricas Internacionales
Referencia: Villegas 2008
4.3 Fase I: Motivación
En esta fase se busca definir los objetivos del proyecto propuesto, de acuerdo con la problemática o
necesidades específicas del grupo de inversionistas o de la comunidad involucrada. El punto inicial de
partida es la idea del proyecto, generalmente detectada por la población afectada por un problema o
enfrentada a una oportunidad, o por inversionistas interesados en suplir una necesidad determinada o
en aprovechar una oportunidad específica. Normalmente, las motivaciones principales entre otras de las
interconexiones internacionales son:
• Atender condiciones de emergencia de suministro
• Lograr acuerdos de venta de energía de largo plazo o
• El mejoramiento de la confiabilidad.
Estas motivaciones iniciales no han cambiado, pero en el marco actual de la globalización de las
economías y el desarrollo de los mercados de energía eléctrica se suman otras ventajas de las
interconexiones, que surgen como motivaciones importantes para lograr el desarrollo de las mismas,
tales como: reducción en los costos de operación, reducción de reservas y optimización de los sistemas.
Con el impulso y voluntad de los gobiernos o sus declaraciones de la política energética, los actores del
sector eléctrico: generadores, transmisores, distribuidores ó comercializadores, los organismos de la
planificación nacional, los reguladores, los operadores del sistema eléctrico y los administradores del
66
mercado eléctrico, están analizando la viabilidad de las interconexiones eléctricas, con el fin de lograr
las ventajas asociadas a éstas, expandiendo sus mercados, permitiendo transacciones en redes
abiertas y reduciendo el costo de energía al usuario final, sin desconocer que esencialmente las
interconexiones internacionales son oportunidades de negocio.
Por ello, para el desarrollo de una interconexión internacional, entendiendo esta como conexión entre
dos países, es fundamental que exista interés de los países que se pretenden interconectar ya que se
trata en el fondo de decisiones que afectan los recursos energéticos que están normalmente bajo su
responsabilidad, y hacen parte de la gestión pública de los Ministerios de Energía o Minas de los países
y la política energética de los gobiernos nacionales.
Con base en la idea del proyecto de interconexión, debe realizarse un diagnóstico de la situación, que
permita establecer los requerimientos reales de la población, sus condiciones socioeconómicas y los
parámetros que determinan la demanda del bien o servicio generado por el proyecto, y las dimensiones
y características de las oportunidades que han generado interés.
4.4 Fase II: Prefactibilidad
Esta fase se inicia con la formulación de alternativas, con el fin de seleccionar aquellas que serán objeto
del estudio de Prefactibilidad, el cual tiene como meta progresar sobre el análisis de las alternativas
identificadas, reduciendo la incertidumbre, el riesgo asociado, y mejorando la calidad de la información.
Se busca seleccionar la alternativa técnica- económica óptima. La Fase de Prefactibilidad está
compuesta por los estudios energético, ambiental y eléctrico, los cuales tiene dos objetivos principales.
El primero es encontrar los beneficios de la interconexión, representados por ahorros en costos
operativos, confiabilidad y mejora de la calidad del servicio de energía eléctrica. El segundo es
determinar la capacidad de la interconexión, características eléctricas de la misma y costo estimado del
proyecto.
Con base en los diversos estudios, el equipo de evaluación debe hacer un análisis para definir cuál es la
alternativa óptima. La Interconexión óptima será aquella que minimice el costo total del sistema
incluyendo operación, pérdidas, racionamiento, y los costos de la interconexión, definidos por inversión,
operación y mantenimiento.
La preparación del proyecto no deberá seguir adelante con los estudios de factibilidad hasta tanto el
equipo de evaluación no haya definido la mejor alternativa de interconexión. En el caso en que se
determine que no hay alternativa atractiva, el proyecto podrá ser descartado.
67
4.4.1 Estudio Energético
Partiendo de las características de los sistemas eléctricos es necesario identificar los aspectos básicos
del mercado de energía. La demanda de ambos países, la oferta y precios de la energía eléctrica
marcará las posibilidades reales de la interconexión, así como los recursos energéticos primarios
dejaran ver las posibilidades de ejecución del proyecto.
Por el lado de la demanda de energía eléctrica, debe analizarse el volumen presente y futuro, las
variables relevantes para su proyección, tales como población, consumo, crecimiento, bienes
complementarios y sustitutos que ya existan o estén por entrar al mercado. Será necesario conocer el
mercado local, regional o internacional.
Por el lado de la oferta de energía eléctrica, es necesario definir y conocer la composición por fuentes
de recursos primarios y las estrategias del mercado. Dentro de ese proceso, será indispensable estudiar
la competencia en aspectos básicos como su capacidad instalada, su nivel de utilización, la tecnología
incorporada y probables programas de actualización, sus fallas y limitaciones, y los planes de expansión
propios o sugeridos por los organismos reguladores.
Mediante el Estudio Energético se evalúan los intercambios de Energía y Potencia entre los países a
interconectar, como resultado de la composición de recursos energéticos, el costo asociado a cada uno
de estos recursos y los precios de la energía a lo largo del periodo de análisis. Con esto se busca
dimensionar la capacidad de la interconexión con base en los intercambios de energía y potencia
factibles.
Las fases básicas del Estudio Energético son:
• Optimización y Simulación de Sistemas en forma independiente.
• Optimización y Simulación de Sistemas Coordinados.
• Evaluación de Beneficios.
• Análisis de Sensibilidad.
Mediante la comparación de las dos primeras etapas de Optimización y Simulación se busca determinar
las ventajas y beneficios de la interconexión eléctrica, finalmente es necesario realizar un análisis de
sensibilidad para asegurar la robustez de los resultados ya que de ellos depende la continuación de la
búsqueda del objetivo de materializar la interconexión.
En el análisis se simula el sistema para un conjunto de series hidrológicas, la política de optimización se
genera de forma autónoma para cada país sin incluir la red de transmisión, no se incluyen las redes de
transmisión de cada país pero sí se modelan las interconexiones entre países.
Los cálculos o Evaluación de Beneficios se obtienen de los costos operacionales esperados, los cuales
se calculan como el costo promedio de la generación térmica más costos de racionamiento para todos
los años simulados. Estos costos reflejan el costo que podría esperarse cuando se opera el sistema
68
óptimamente durante un determinado número de años.
Se simula la operación de cada uno de los sistemas de forma aislada y luego se realiza la simulación de
forma coordinada para diferentes capacidades de la interconexión. La capacidad óptima será aquella
que minimice los costos totales del sistema de tal forma que garantice reducción de la tarifa al usuario
final. La diferencia de costos operativos entre la operación aislada y la operación coordinada determinan
los beneficios económicos de la interconexión.
Es de gran importancia realizar el Análisis de Sensibilidad en aspectos relevantes para el cálculo de los
beneficios como son: la fecha de entrada del proyecto, plan de expansión de generación y transmisión,
supuestos del crecimiento de la demanda de energía y de los costos de combustibles.
4.4.2 Estudio Ambiental
Es necesario realizar un análisis de los aspectos ambientales que afectan al proyecto, los cuales están
cada vez más estrechamente relacionados al tratarse de proyectos de infraestructura de característica
longitudinal. Mediante el Estudio Ambiental se busca evaluar las restricciones y criticidades ambientales
del área geográfica de influencia del proyecto de interconexión eléctrica y considerar las posibles
alternativas de ruta, mediante la aplicación de dos niveles de estudio:
• Estudio de Impacto Ambiental (EIA).
• Declaración de Impacto ambiental (DIA).
4.4.3 Estudio Eléctrico
Con el estudio se propone identificar alternativas técnicas para la interconexión de los sistemas
eléctricos de potencia, de tal manera que se cumpla con los criterios de calidad, confiabilidad y
seguridad establecidos por la regulación de cada uno de los países.
El Estudio Eléctrico busca establecer el tipo de tecnología aplicable y equipos requeridos para
posteriormente proceder a evaluar la interconexión desde el punto de vista eléctrico y de costos. Las
fases que componen este estudio son:
• Identificación de Alternativas.
• Análisis Eléctricos en Estado Estacionario (Operación normal y contingencias).
• Análisis de Cortocircuito.
• Análisis de Estabilidad (Transitoria, Dinámica).
• Determinación de la Interconexión Eléctrica Óptima.
El estudio se inicia desde la identificación de las alternativas de interconexión, el cual se realiza en gran
parte basado en la experiencia de los especialistas, la localización del proyecto o las sugerencias de los
69
agentes del sector, los organismos de operación y/o planeación. Las entradas principales para
identificar las posibles soluciones técnicas son la capacidad de la interconexión que se identificó del
estudio energético y la distancia aproximada entre los puntos de conexión que se obtiene del estudio
ambiental.
En el Análisis de Estado Estable o Estacionario se evalúa el desempeño de las alternativas de
interconexión bajo condiciones normales de operación y de contingencia de líneas y transformadores
del área de interés, utilizando el criterio n-1.
En el Análisis de Cortocircuito se evalúan los niveles de cortocircuito trifásico y monofásico, para las
condiciones de demanda máxima y mínima en las subestaciones de interés para la interconexión, datos
necesarios para realizar el estudio de coordinación y ajuste de protecciones eléctricas, así como para el
diseño y las especificaciones de los equipos.
En el Análisis de Estabilidad Transitoria se evalúa la estabilidad de primera oscilación con los tiempos
normales de operación de las protecciones.
En el Análisis de Estabilidad Dinámica se analiza la estabilidad de las centrales generadoras del área
con tiempos de simulación de 10 segundos incluyendo el efecto de los reguladores de tensión y
velocidad, con el fin de evaluar las necesidades de funciones especiales de los reguladores. También
se evalúa el amortiguamiento obtenido con los reguladores previstos y la necesidad de tener
estabilizadores del sistema de potencia. De este análisis se identifica si las alternativas de conexión
ofrecen condiciones de sincronización de los sistemas, y si los sistemas permanecen estables ante falla
de la interconexión operando a su capacidad óptima. Si los resultados de las oscilaciones son poco
amortiguadas se deberá realizar el Análisis Modal del sistema con el fin de prever la instalación de
equipos de control adicionales que tengan como fin obtener el amortiguamiento apropiado de estas
oscilaciones. Para mejorar la relación de amortiguamiento se plantearán alternativas que en orden de
prioridad serán la instalación de PSS's en las unidades con mayor participación (énfasis en control),
compensación serie de líneas de transmisión y compensación paralelo en barras de subestaciones, por
último, refuerzos en el sistema de transmisión.
Finalmente, se realiza una evaluación de los equipos necesarios para el desarrollo del proyecto y se
debe determinar la Interconexión Eléctrica Óptima, mediante el método de evaluación de mínimo costo,
es decir, aquella alternativa que ocasione el menor impacto integral al usuario final, considerando entre
otros, el monto de la inversión requerida, los ahorros futuros de inversión, los costos financieros de la
inversión, la exposición al riesgo por sobre costos operativos, los costos de racionamiento, las pérdidas
70
técnicas y los gastos de administración, operación y mantenimiento.
Los resultados de este estudio jugaran dos papeles en el ciclo del proyecto: Primero dentro de la misma
etapa de prefactibilidad, proveerá la información indispensable para realizar las evaluaciones económica
y financiera y, posteriormente constituirá las bases de la normativa técnica para la ejecución del
proyecto.
4.5 Fase III: Factibilidad La fase de factibilidad busca establecer una decisión definitiva sobre la realización del proyecto y la
verificación detallada de los aspectos técnicos así como del cronograma de actividades. En esta fase se
profundiza en el estudio de la mejor alternativa recurriendo a la información primaria para los estudios
regulatorios, operativos, económicos y financiero. Basados en estos estudios se determina la viabilidad
de la interconexión en todos sus aspectos. En esta fase el rechazo del proyecto debe ser la excepción,
y no la regla, siempre y cuando las primeras etapas del ciclo se hayan cumplido satisfactoriamente. En
caso de ser necesario, se podría recomendar la reprogramación de inversiones o el redimensionamiento
de la interconexión, sujeto a posibles cambios en los beneficios y costos.
4.5.1 Estudio Regulatorio
Actualmente algunos países han realizado reglamentos para las importaciones y exportaciones de
energía eléctrica, mientras que otros están en el proceso de definición de los mismos. Sin embargo
estos procesos se han desarrollado de manera independiente, atendiendo primordialmente las
necesidades de los mercados internos de cada país.
El estudio tiene por objeto identificar, compatibilizar y establecer los esquemas regulatorios que
viabilicen las transacciones de electricidad entre los países. Se busca analizar en detalle la regulación
aplicable en cada país con énfasis en la remuneración prevista. La armonización regulatoria supone
analizar e integrar las señales tanto de los países como de los mercados regionales configurados.
Con el Estudio Regulatorio se propende a la definición de reglas para la comercialización y operación de
las interconexiones internacionales, la operación coordinada de los sistemas nacionales y para la
realización de transacciones de energía eléctrica entre los países, bajo principios de libre competencia,
acceso no discriminatorio a las redes de transporte y reciprocidad en el tratamiento. Se busca entonces
promover el marco normativo aplicable a los intercambios de energía eléctrica con base en los
siguientes criterios:
• Condiciones competitivas del mercado de energía eléctrica, que reflejen costos económicos
eficientes y que eviten prácticas discriminatorias y abusos de posición dominante.
• Libre contratación entre los agentes del mercado de energía eléctrica de los países, respetando los
contratos suscritos de conformidad con la legislación y marcos regulatorios vigentes en cada país,
71
sin establecer restricciones al cumplimiento de los mismos, adicionales a las estipuladas en los
contratos internos.
• Permitir los intercambios de oportunidad entre mercados spot de los países.
• Consideración de las ofertas y demandas internacionales declaradas para la programación y
despacho de recursos de cada país.
• Promoción de la participación de la inversión privada en la infraestructura de transporte para las
interconexiones internacionales.
4.5.2 .Estudio Operativo
El objetivo de este estudio es establecer los procedimientos, condiciones, obligaciones y
responsabilidades para la operación técnica y comercial de los enlaces internacionales y los
intercambios de electricidad, de conformidad con la regulación vigente en cada país. Este estudio
comprende el análisis de operación técnica y comercial. En el Estudio Operativo se tiene en cuenta que
para la operación conjunta y coordinación operativa deben incluirse las previsiones y medidas
requeridas para el cumplimiento de los criterios operativos de cada país en calidad, seguridad y
confiabilidad, incluso hasta su compatibilización en algunos casos:
• Criterios de calidad: Calidad de frecuencia y de voltaje (regulación, armónicos y flicker).
• Criterios de seguridad: Reserva de potencia activa y reactiva, de regulación de frecuencia
primaria y secundaria, de control de intercambio neto, esquemas de desconexión automática de
carga y de generación, y oscilaciones de potencia.
• Criterios de confiabilidad: Operación con indisponibilidad de un circuito (Criterio n-1)
Adicionalmente, deben tenerse en cuenta todos los aspectos relacionados con la supervisión y control
de las variables relacionadas con el cumplimiento de los criterios y necesarias para la operación
coordinada, así como la operación comercial en cuanto a los aspectos de administración, facturación y
liquidación de las transacciones comerciales de energía eléctrica.
4.5.3 Estudio Económico y Financiero
Este estudio recoge los resultados de las fases anteriores y comprende los siguientes aspectos:
● Estudio Económico
● Estudio Financiero
Mediante el Estudio Económico se calculan la relación Beneficio/Costo del proyecto desde la óptica de
la operación coordinada, los beneficios son totales y no se tiene en cuenta la redistribución de los
mismos entre los agentes del sector eléctrico.
La evaluación económica tiene la perspectiva del país, como un todo e indaga sobre el aporte que hace
el proyecto al bienestar socioeconómico nacional, sin tener en cuenta el efecto del proyecto sobre la
72
distribución de ingresos. La evaluación está juzgando el proyecto, según su aporte al objetivo de
contribuir al bienestar de la colectividad nacional.
El Estudio Financiero identifica, desde el punto de vista de un inversionista o un participante en el
proyecto, los ingresos y egresos atribuibles a la realización del proyecto, y en consecuencia, la
rentabilidad generada por el mismo. La evaluación financiera juzga el proyecto, desde la perspectiva del
objetivo de generar rentabilidad financiera y juzga el flujo de fondos generado por el proyecto.
La naturaleza del proyecto de interconexión y los objetivos de sus inversionistas y ejecutores (pública o
privada), definirán la relevancia de cada tipo de evaluación. Para los proyectos realizados por
inversionistas privados, es de esperar que la única evaluación tenida en cuenta para la toma de
decisiones sea la evaluación financiera, ya que el objetivo que incentiva a los ejecutores se relaciona
con la maximización de ganancias financieras. En contraste, si el proyecto de interconexión es realizado
por el sector público, es dable esperar que el objetivo que motive la realización del proyecto no se
relacione con la rentabilidad de la inversión, sino que busque satisfacer alguna necesidad de la
comunidad o hacer un aporte al bienestar colectivo.
En términos generales la evaluación del proyecto debe determinar la viabilidad de la
interconexión mediante indicadores como Relación Beneficio - Costo, teniendo en cuenta los
posibles esquemas de desarrollo del proyecto, su remuneración, bajo el contexto de estructura
de costos de los sistemas de transmisión y fundamentalmente determinando el impacto en la
tarifa al usuario final.
4.5 Fase IV: Acuerdos
Una vez tomada la decisión de ejecución del proyecto con base en los resultados de la fase de
factibilidad se procederán a realizar los acuerdos y convenios necesarios para iniciar la etapa de
ejecución y seguimiento del proyecto de interconexión. En general se subscriben los siguientes
acuerdos y convenios:
Convenio para la construcción y comercialización de la interconexión internacional entre compañías de
transmisión eléctrica, con el objeto de construir, operar y mantener la Interconexión Internacional y su
explotación comercial.
Acuerdos operativos y comerciales, los cuales serán los instrumentos a través de los cuales los
operadores de los sistemas de electricidad y los administradores del mercado, establecerán las
obligaciones y responsabilidades en la operación técnica y comercial de sus sistemas en relación con
los enlaces internacionales entre los países.
73
CAPITULO V ANÁLISIS DE CASO, INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ENTRE CHILE Y PERÚ 5.1 El escenario de estudio
El análisis de caso, plantea los beneficios y costos producto de las transacciones internacionales de
electricidad entre Chile y Perú. Dichos intercambios se estiman al considerar la instalación de una línea
de transmisión, optimizando las características técnicas, su ubicación geográfica y los puntos de
interconexión. Existen algunas oportunidades específicas para desarrollar una interconexión
internacional en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), por los siguientes motivos:
● Cubre desde las fronteras con Perú y Bolivia hasta la II región Chile por el sur.
● Es el segundo sistema eléctrico más grande del país.
● Es casi totalmente térmico.
● La mayor parte del consumo (90%) corresponde a clientes de la gran minería.
● Precio de largo plazo marcado por el carbón y GNL.
El crecimiento de la industria de la gran minería, provocó que la demanda anual del SING creciera un
61% en los últimos 10 años, desde 8.992 GWh en 1999 a 14.906 GWh en 2009. La generación según
tipo de combustible se muestra en el gráfico
Gráfico 5.1 Generación SING por tipo de combustible período 1999-2009
Fuente: Elaboración propia, a partir de datos estadísticos CNE
74
Por otro lado, las proyecciones del sector eléctrico para el mediano y largo plazo en el SING y los
cambios en la matriz energética se muestran en el gráfico 5.2.
Grafico 5.2 Proyección Generación SING y matriz energética Chile (2010-2020)
Fuente: Renato Agurto, Seminario Synex 2010 En el caso del Perú existen algunas oportunidades específicas para desarrollar una interconexión
internacional, por los siguientes motivos:
● Crecimiento anual de la demanda de energía eléctrica 8% en el período 2004-2008.
● Modificación a la política energética en el período 2006-2007, promoviendo las inversiones en
generación hidroeléctrica y ciclo combinados de gas natural.
● Se está perfeccionando el marco normativo y regulatorio mediante la promoción de la libre
competencia en las actividades de generación y comercialización de electricidad.
● Existe un alto potencial de energía hidráulica por desarrollar y el plan de obras 2008-2012 contempla
un incremento en la oferta de 4.082 MW.
● Se han aprobado leyes que incentivan el uso eficiente del gas y de su infraestructura de transporte,
mediante la aplicación de la tecnología de ciclo combinado para generación eléctrica.
Como antecedente adicional en Enero 2010, se firmó el convenio entre los Ministerios de Minas y
Energía de Brasil y Perú, donde se establece el marco legal que promueve y facilita el desarrollo de la
infraestructura necesaria en el territorio peruano para la producción de electricidad destinada a su
mercado interno y la exportación de los excedentes al Brasil, a través del uso de los recursos
hidroeléctricos disponibles en Perú.
La proyección de potencia instalada por tipo de combustible, informada por el Ministerio de Minas y
Energía del Perú se indica en el grafico 5.3.
75
Grafico 5.3 Proyección Potencia Instalada, Perú (2010-2027)
Fuente: José Koc. 2010 El crecimiento de la demanda de energía eléctrica en el horizonte 2008-2017, para Perú varía entre
7,4%-10,1%, según lo declarado por el ministerio de minas y energía del Perú, en el gráfico 5.4.
Grafico 5.4 Crecimiento de la demanda de energía en Perú (2010-2017)
Fuente : Ministerio de Energía, Perú 2008
Para satisfacer el crecimiento de la demanda del SING en Chile, desde 14.320 GWh para el año 2010 a
16.573 GWh para el año 2013, según lo informado en la gráfica 5.2, se considera el siguiente escenario
de generación, donde en el año 2011 se incorporan 760MW con la puesta en servicio de las centrales
carboneras; Andino, Hornitos y Angamos, según se muestra en la tabla 5.1.
76
Tabla 5.1 Escenario de Generación SING año 2013
Fuente: elaboración propia a partir de información página web CDEC-SING
De acuerdo a lo indicado en la gráfica 5.1, en la matriz energética de generación eléctrica a partir del
2013 en el SING predomina el carbón, con un aporte del 56% correspondiente a 1.896MW. Los planes
de expansión en generación informados a la CNE por las empresas para satisfacer la demanda del
2015 al 2020 incrementa aún más el uso de carbón en las centrales proyectadas según se muestra en
la tabla 5.2, lo que representa un fuerte impacto futuro en emisiones de toneladas de CO2.
77
Tabla 5.2 Plan de obras preliminar para el SING período 2015-2020
Fuente: Página web CNE (2010)
Consecuentemente con lo indicado en los párrafos anteriores, el escenario a estudiar considera el
desplazar el uso de carbón en la matriz energética del SING a partir del 2015 en 500 MW, mediante la
evaluación de un proyecto de interconexión eléctrica bi-direccional entre Chile y Perú, considerando el
plan de obras y expansión del parque generador del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)
del Perú. Y pensado en:
• Abastecer los consumos del SING, con energía excedentaria proveniente de los recursos
hidroeléctricos o térmicos de las centrales de ciclo combinado del Perú.
• Aumentar la seguridad del suministro del SING y del SEIN mediante la unión de ambos
sistemas.
5.2 Definición del Proyecto de interconexión
Los criterios adoptados para la selección del proyecto de interconexión para definir el trazado de una
línea de transmisión entre Chile y Perú, son los siguientes:
● Selección de un trazado de línea con la menor distancia posible y reduciendo el número de vértices.
● Selección las subestaciones de interconexión con capacidad en barras y en nivel de tensión.
● Seleccionar un trazado con el menor impacto al medio ambiente
● Evitar el trazado cercano a zonas rurales y zonas urbanas.
En el caso de Perú, la localización de subestación Montalvo en 220 kV como punto de interconexión a
Chile tiene las siguientes ventajas:
• Cercanía con la frontera, ver figura 5.1
• Capacidad instalada en la subestación Montalvo, punto de encuentro de seis líneas de Transmisión
en 220 kV que actualmente se interconectan.
• Subestación que forma parte del proyecto Chilca-Montalvo en 500 kV que demandará el desarrollo
de una nueva línea de transmisión de simple circuito en 500 kV que unirá las subestaciones de
78
Chilca (al sur de Lima) , Marcota, Ocoña y Montalvo ( Moquegua), recorriendo 900 km. y que al
unirse a la línea de transmisión Zapallal ( Lima) – Trujillo( La Libertad) recientemente concesionada,
permitirá conectar a casi toda la costa peruana con línea de 1600 km. El plazo del contrato de
concesión comprende el período que demandará la construcción, más 30 años de operación y
mantenimiento, luego de lo cual podrá ser renovado o, en su defecto, será transferido al Estado.
Figura 5.1 Localización S/E Montalvo en el SEIN
Fuente: Anuario SEIN Perú 2009
La interconexión propuesta a analizar considera una línea de transmisión 500 kV Montalvo-Crucero, con
una distancia aproximada de 640 km. y una capacidad nominal de 500 MW, como se muestra en la
figura 5.2.
Figura 5.2 Representación del escenario de interconexión a estudiar
Fuente: Elaboración propia, a partir de plano emitido en página web, CDEC-SING
79
Con estas condiciones de borde, se proyecta un transito de inversiones basado en transacciones
internacionales de electricidad, con diferentes beneficios para ambos países.
5.3 Estimación de los costos marginales para la interconexión Chile-Perú.
5.3.1 Estimación de precios combustibles en el mercado del Perú
Para la estimación se consideró los precios internacionales de los combustibles, tomando como
referencia el estudio de Naciones Unidas para la factibilidad de interconexión eléctrica realizado el
2009, el cual considera los precios locales de los combustibles para la generación eléctrica, incluyendo
los procedimientos y mecanismos de determinación de precios existentes en cada país. Los
combustibles fueron homologados en unidades similares, como se muestra en la tabla 5.3.
Tabla 5.3 Estimación precios de combustibles estimados período 2009-2022 en la Región
Fuente: PNUD 2009, factibilidad de interconexión eléctrica regional El precio de gas natural exportador de Perú informado en la tabla 5.3, puede representar el precio del
combustible a ser utilizado en una central termo-eléctrica que puede despachar su energía y potencia al
mercado exportador de Chile.
Para estimar el costo variable total de una central termo-eléctrica que exporte su energía hacia Chile,
se utilizará como base la estimación del precio del gas natural para el período 2010-2022. Además se
tomará los antecedentes técnicos de turbinas del parque generador de Perú; consumo específico,
eficiencia de la unidad. Para el costo variable no combustible se tomará antecedentes técnicos
80
referenciales de las actuales centrales de gas natural del actual parque de generación de Perú, como se
muestra en la tabla 5.4.
Tabla 5.4 Costos variables de generación centrales termoeléctricas a gas, SEIN
Fuente: Estadísticas, Sistema Eléctrico Interconectado Nacional del Perú. 2010
5.3.2 Estimación de costos marginales de exportación para la transacción Chile-Perú.
Para el cálculo del costo variable total, se utilizará como referencia los datos técnicos de la central
termo-eléctrica Chilca, cuya unidad 3 (TG3) fue puesta en servicio el 2009 y corresponde a unidad
eficiente de ciclo combinado de gas natural, utilizando los datos técnicos del consumo específico de la
unidad TG3, pero utilizando el costo del gas natural proyectado de exportación del Perú para el período
2015-2022, se obtiene el siguiente resultado.
Tabla 5.5 Estimación de costos variables totales de generación período 2015-2022
Fuente: Elaboración propia
81
Donde se definen los conceptos; CVC Costos variables combustibles; CVNC: Costos variables no
combustibles y CVT: Costos variables totales.
Al aplicar análisis de sensibilidad al precio de combustible y los costos variables no combustibles con un
rango de ±15% se obtiene el siguiente resultado indicado en la tabla 5.6.
Tabla 5.6 Estimación de costos variables totales de generación en Perú, Sensibilidad ±15%
Fuente: Elaboración propia
En relación a Chile, las proyecciones del costo marginal para el mediano y largo plazo para el SING,
se estiman bordeando un valor de USD 80 el MWh, que corresponde al valor de desarrollo de una
central a carbón, y además considerando que corresponde a una matriz energética con predominio del
carbón y GNL, y donde el gas natural Argentino fue reemplazado por el GNL, que está vinculado al
valor del petróleo y que está llegando a Chile mas alto que el precio referencial internacional
correspondiente al indicador Henry Hub. La tarifa en el Terminal de Re-gasificación de gas natural
82
licuado (GNL) de Mejillones alcanza a USD 17 por millón de BTU, mientras que en la instalación de la
zona central este mismo energético tiene un costo USD 10 por millón de BTU.
Las empresas de la gran minería comprometieron consumos de GNL para viabilizar la construcción de
la planta de Re-gasificación de Mejillones, que en medio de la crisis de los envíos de gas desde
Argentina se convirtió en la alternativa para contar con abastecimiento eléctrico más seguro y eficiente
por parte de las generadoras que las abastecen (EDELNOR y Gas Atacama). Tres grandes empresas
de la gran minería aceptaron pagar por el gas un precio levemente inferior al Petróleo Diesel, sustituto al
que las eléctricas recurrieron por la falta de suministro desde el país vecino. Así, el diferencial entre el
esquema con el cual se importa el GNL, que considera el marcador estadounidense Henry Hub ahora
en USD 4,8 por millón de BTU-, y la citada tarifa a la que GDF Suez y CODELCO, propietarios del
Terminal, venden a los clientes nortinos, se destina a financiar la inversión de la unidad, que rondó los
USD 500 millones sin considerar almacenamiento en tierra. Los Precios de largo plazo en el SING,
deben poder pagar tecnología de menor costo; Básicamente carbón con mitigación de efectos locales.
Si a futuro se pone un impuesto o techo a la emisión de gases de efecto invernadero se deberá evaluar
el ingreso de las siguientes tecnologías: GNL, ERNC y Nuclear. La estimación del CMg. para el SING
en el período 2010-2025 se muestra en el gráfico 5.5.
Grafico 5.5 CMg Chile en el SING, Proyección período 2010-2015
Fuente: Renato Aburto, 2010
83
5.3.3 Estimación del precio básico de la potencia, para Interconexión eléctrica Chile-Perú Para la estimación del precio de potencia del mercado del Perú se tomará como referencia la
metodología del cálculo del Precio Básico de Potencia del Comité de Operación Económica del Sistema
Interconectado Nacional (COES SINAC) del Perú, donde el método se basa al costo de instalación de la
central que abastecerá la máxima demanda proyectada durante los próximos 2 años. En la actualidad
éste corresponde a la anualidad de la inversión de una turbo-gas de 170,3 MW (ISO - Diesel 2),
incluidos sus costos de conexión y sus costos fijos de operación y mantenimiento. El precio de potencia
se obtiene de calcular un valor por MW-mes en base a la anualidad de estos costos, considerando una
vida útil de 30 años para la conexión y de 20 años para el generador, considerando una tasa de
actualización de 12%. Se considera que la central está ubicada en Lima (centro de carga) siendo la
potencia efectiva el 94% de la potencia ISO.
A este costo se le suman otros componentes que resultan de aplicar los Factores de Indisponibilidad
Fortuita de la unidad punta (FIF) y el Factor Margen de Reserva Firme Objetivo (FMRFO). En el primer
caso se considera una Tasa de Indisponibilidad Fortuita (TIF) de 2.35%, y en el segundo un Margen de
Reserva Firme Objetivo (MRFO) de 19.5%. Luego de aplicar estos dos factores al precio de potencia
(PP), se obtiene el precio básico de potencia (PBP). La idea es que de esta forma los generadores
podrán recaudar en sus contratos el monto de dinero necesario para pagar la reserva del sistema.
PBP = PP * (1 + MRFO) * (1/1-TIF) = PP * FMRFO * FIF (5.1)
Debe considerarse por último que la central marginal no necesariamente corresponde a una central del
sistema, sino más bien a una central eficiente de acuerdo a consideraciones técnicas y económicas que
permitan identificar un costo razonable de expansión del sistema. Entre estas consideraciones están el
tamaño (se considera como aproximación una capacidad efectiva equivalente al 3.5% de la máxima
demanda del sistema) y la tecnología o modelo a utilizar, para lo cual se toma como referencia la
información de la publicación “Gas Turbine World Handbook” del año vigente, la cual considera precios
promedio del mercado. Adicionalmente se debe determinar los factores de ubicación de la unidad. Se
calcula entonces el Precio del Turbogenerador (PTG) como el costo total multiplicado por los factores y
dividido por la potencia. Los resultados obtenidos a partir de la regulación tarifaría de Perú de mayo del
2009 se resumen en la tabla 5.7.
84
Tabla 5.7 Precio Básico de la potencia (Ubicación Lima, 220kV, valores en (US$/kW-año)
Fuente: Raúl García, Seminario GESEL-UFRJ - Mayo 2009 Al valor de la potencia calculada 59,49 USD/ kW.-año, se le debe multiplicar el Factor de Penalización
por Pérdidas (FPP), desde S/E Santa Rosa (Lima) hasta S/E Montalvo el cual se estima en 0,8304
(FPP=0,8304), llegando a un valor de 49,40 USD/kW.-año, mensualizando el precio básico de la
potencia se llega a un valor de 4,15 USD/kW.-mes.
En relación a Chile, el cálculo del precio básico de la potencia, se calcula en base al costo de
instalación de una central termoeléctrica de 70 MW en la subestación Encuentro, que abastecerá la
máxima demanda proyectada, incluidos sus costos de conexión más sus costos fijos de operación y
mantenimiento. El precio de potencia se obtiene de calcular un valor por MW-mes en base a la
anualidad de estos costos considerando una vida útil de 25 años para las instalaciones y considerando
una tasa de actualización de 10%. El cálculo del precio básico de la potencia en el nudo Encuentro
220kV. Se obtiene de acuerdo a la siguiente expresión. (Del informe de fijación de precio nudo de Abril
2010, de la CNE).
(5.2)
Tabla 5.8 Precio básico de la potencia en el SING
Fuente: Informe de fijación de precio nudo de Abril 2010, de la CNE:
85
El beneficio en el precio básico de la potencia para la Interconexión del mercado eléctrico de Chile y
Perú se desarrolla en la próxima sección y considera el diferencial entre los precios medios de cada
país.
5.4 Estimación de los beneficios económicos de la Interconexión Chile-Perú
Se realiza un análisis del impacto en los precios medios, tanto en el país exportador (Perú) como en el
país importador (Chile), ante una interconexión eléctrica entre ambos. Aún cuando la cuantificación del
impacto para cada país debiera ser evaluada en forma bi-direccional, es decir considerando que Chile
podría importar y exportar energía eléctrica hacia Perú, se considera que dado el precio estimado de
los costos marginales proyectados para el período 2015-2022 no se visualizan beneficios que
finalmente se expresen en una mayor eficiencia económica para el caso que Chile exporte energía
eléctrica hacia Perú.
Los impactos económicos son diferentes en uno y otro país. Mientras que el país exportador (Perú)
sufre una ampliación de la demanda de energía eléctrica, el país importador (Chile) sufre una
ampliación de la oferta de energía eléctrica. La importancia de considerar adecuadamente el impacto
de la interconexión eléctrica entre Chile y Perú, está dada por el consiguiente efecto dinámico que se
producirá en los precios. El país exportador (Perú) sufre un desplazamiento de la demanda debido a
que la demanda local se le suma la demanda de exportación. El país importador (Chile) cuenta ahora
con generación más económica para enfrentar la misma demanda, con lo que bajan los precios internos
ya que incorpora generación con menor costo marginal. Si ambos países (Chile y Perú) tuviesen los
mismos costos marginales, se podría decir que ni los consumidores ni los generadores sufrirían
cambios de precios por la ampliación de mercado y solo se ganaría en términos de confiabilidad y
seguridad de los sistemas eléctricos. El gráfico 5.6 ilustra los impactos económicos de la interconexión.
Gráfico 5.6 Impacto económico de la Interconexión de mercados eléctricos
Fuente: A. Fernández y B. Guzmán, 2003
86
5.4.1 Impacto en los precios medios de Energía
Se puede analizar el efecto de las Interconexiones eléctricas entre Chile y Perú desde un análisis de
corto plazo y un análisis de largo plazo, ambos de carácter macroeconómico. Esto significa que se
analiza el efecto sobre cada agente económico, medido como diferencia de costos de compra de
energía o de ingresos por venta de energía.
Para el efecto de corto plazo, se analiza a continuación los impactos en el corto plazo de los
intercambios (asumiendo que en el corto plazo no cambia el equipamiento). En la gráfica 5.7 se detalla
el efecto de corto plazo en el sistema importador y en el sistema exportador considerando variaciones
lineales (es decir válido en un ámbito simplificado con pequeños intercambios).
Para el sistema importador, utilizando el gráfico 5.7, se deduce que el precio de compra de los
consumidores del sistema importador se determina con el nuevo costo marginal nacional tanto para la
demanda comprada localmente como para la electricidad importada. Por lo tanto, el efecto de la
importación sobre los consumidores está dado por:
Beneficio Consumidores Imp. = (CM 2 – CM 2 INT) * D2 (5.3)
Gráfico 5.7 Impacto en los precios medios de Energía mercado Importador y Exportador
Fuente: Elaboración propia a partir del estudio BID 2001, Integración Energética MERCOSUR
El subíndice “int” indica que el precio es con un intercambio de potencia “Imp” en la interconexión.
Por su parte el perjuicio causado a los generadores del sistema importador está dado por la pérdida de
87
ingresos asociado al precio marginal menos el ahorro de costos por reducir el nivel de generación local.
Por tanto el perjuicio a los generadores es:
Pérdida Generadores Imp. = (CM 2 – CM 2 INT ) * ( D2 -1/2 Imp) (5.4)
En consecuencia, el balance neto sobre el sistema importador se compone de una pérdida de ingreso
de los generadores y de una apropiación por parte de los consumidores locales de los beneficios de la
interconexión. Esto es la diferencia de ambas expresiones.
Balance Sistema Imp. = (CM 2 – CM 2 INT) * Imp. / 2 (5.5)
Para el sistema exportador, por el contrario, la situación en el sistema exportador que los precios
internos de la electricidad subirán hasta alcanzar el nuevo costo marginal del sistema correspondiente a
la nueva demanda total (local más exportación), produciendo una pérdida a los consumidores locales
dada por:
Pérdida Consumidores Exp. = (CM 1 INT - CM 1) * D1 (5.6)
Los generadores del sistema exportador tienen una ganancia derivada de la subida del costo marginal
menos el costo de producción. En consecuencia el impacto total sobre los generadores locales puede
calcularse como:
Ganancia Generadores Exp. = (CM 1 INT – CM1) * ( D2 -1/2 Exp.) (5.7)
El balance neto del efecto del flujo de exportación Exp. = Imp. Por la interconexión sobre el sistema
exportador, suma de los impactos sobre consumidores y generadores con su signo resulta:
Balance Sistema Exp. = (CM 1 INT – CM1) * 1/2 Exp. (5.8)
La suma del balance neto del efecto sobre el sistema importador y sobre el sistema exportador permite
obtener el balance neto del intercambio. En el corto plazo se obtiene un balance neto positivo para
ambos sistemas, pero con una distribución de variaciones de ingresos que pueden ser ineficientes en el
largo plazo y afectar consecuentemente a los consumidores.
En resumen en el corto plazo se obtiene los siguientes cambios de precios y ganancias/pérdidas.
88
Tabla 5.9
Fuente: estudio BID 2001 Donde de la gráfica 5.7 se deducen las siguientes variables:
CM1 : Costo Marginal de Perú (Escenario base sin interconexión).
CM 1 INT : Costo Marginal exportación Perú.
D1 : Demanda de energía sistema eléctrico Perú (Escenario base sin interconexión).
CM2 : Costo Marginal de Chile (Escenario base sin interconexión).
CM 2 INT : Costo Marginal importación a Chile
D2 : Demanda de energía SING Chile (Escenario base sin interconexión)
Exp : Nivel de exportación de energía en MWh desde Perú hacia Chile
Imp : Nivel de importación de energía en MWh.
El valor CM1 corresponde al Costo Marginal de Perú para el escenario base sin interconexión, el cual
considera los costos de los combustibles declarados en Perú para las empresas generadoras, que en
caso particular del gas natural incorpora los precios regulados y subvencionados. El gráfico 5.8 muestra
los valores estimados para el período 2014-2022.
Gráfico 5.8 Costos Marginales Escenario base promedio anual
Fuente: PNUD 2009, factibilidad de interconexión eléctrica regional
89
El valor CM 1 INT corresponde al Costo Marginal exportación del Perú y que estimado en la sección
5.3.2 y cuyo análisis de sensibilidad se desarrolla en la tabla 5.6.
El valor D1 corresponde a la Demanda de energía sistema eléctrico del Perú en el escenario base sin
interconexión y es presentado en el gráfico 5.4 de la sección 5.1.
El valor CM2 corresponde al Costo Marginal de Chile para el escenario base sin interconexión, y es
presentado en el gráfico 5.5 de la sección 5.3.2.
El valor CM 2 INT corresponde al Costo Marginal importación de Chile y es equivalente al Costo Marginal
exportación del Perú y es estimado en la sección 5.3.2 y cuyo análisis de sensibilidad se desarrolla en
la tabla 5.6.
El valor D2 corresponde a la Demanda de energía sistema eléctrico de Chile el escenario base sin
interconexión y es presentado en el gráfico 5.2 de la sección 5.1.
Exp.: Corresponde al nivel de exportación de energía desde Perú hacia Chile en MWh. Este valor está
condicionado por la capacidad de generación de exportación desde las centrales hidráulicas y de ciclo
combinado que despacharan energía eléctrica y también está condicionado por la capacidad de
transporte desde la línea de transmisión que interconectará S/E Montalvo con S/E Crucero. Se asume
una capacidad de transmisión de 500 MW y un factor de planta de 0,9 para el despacho de la
generación anual desde Perú, entonces se obtiene:
Exp. = 500 MW x 0,9 x 8760 h (5.9)
= 3.942 GWh / año
Imp.: corresponde al nivel de importación de energía que se recibe en Chile en MWh. Este valor
también está condicionado por la capacidad de generación de exportación desde las centrales que
despacharan energía eléctrica y también está condicionado por la capacidad de transporte y el nivel de
pérdidas del sistema de transmisión que interconectará S/E Montalvo con S/E Crucero. El cálculo de
las pérdidas eléctricas de la estación conversora back-to back y las pérdidas del sistema de transmisión
se desarrollan en el anexo B, estimándose en un valor cercana al 4,85% de la energía total transmitida.
Imp. = 500 MW x 0,9 x 8760 h x ( 1- 0,0485) (5.10)
= 3.750,8 GWh / año
Entonces al aplicar los valores calculados para los costos marginales de importación de Chile, definidos
90
en la fórmula de la tabla 5.9, se obtiene el siguiente beneficio para Chile:
Tabla 5.10 Beneficio para Chile de la Interconexión período 2015-2022
Fuente: Elaboración propia
Entonces al aplicar los valores calculados para los costos marginales de exportación del Perú, definidos
en la fórmula de la tabla 5.9, se obtiene el siguiente beneficio para el Perú:
Tabla 5.11 Beneficio para Perú de la Interconexión período 2015-2022
Fuente: Elaboración propia
91
5.5 Análisis de los beneficios de los intercambios de energía
Los beneficios económicos se calculan en base al margen operacional del sector eléctrico. Esto es la
diferencia entre la valorización (a costo marginal) de las inyecciones de energía de las centrales del
sistema eléctrico del Perú que despachan energía desde subestación Montalvo hacia Chile,
considerando también los costos de operación de las centrales. Los beneficios económicos desde el
punto de vista de la demanda de energía se calcularon valorando las compras de energía suponiendo
que existe un único comprador. Para tal efecto se determinó que dicha compra se realiza al costo
marginal. En este análisis no se considera los efectos por las rentas de congestión.
Al considerar una variación de los precios de los costos marginales, mediante la sensibilidad de los
costos variables de generación desarrollados en las tabla 5.6, se puede evaluar el rango de los
beneficios, asumiendo el precio del gas natural de exportación del Perú con un rango volátil sobre su
precio base proyectado en el mediano plazo, con una sensibilidad ±15%.
El impacto en los beneficios para Chile y Perú al aplicar una sensibilidad de ±15% en el precio del gas
natural Peruano se resume en el gráfico 5.9-
Gráfico 5.9 Beneficio Económico de la Interconexión, sensibilidad precio gas natural ±15%
Fuente: Elaboración propia
Se deduce de la gráfica 5.9 una relación directamente proporcional para los beneficios para Perú en
función del incremento del precio del gas natural de exportación. Si se produce un incremento en el
precio del gas natural respecto al valor esperado en el período de estudio 2015-2022, se producirá un
92
incremento en los beneficios económicos para Perú y una disminución en los beneficios para Chile.
Existe una relación inversamente proporcional para los beneficios de Chile en función del incremento
del precio del gas natural de exportación del Perú. Si se produce un incremento en el precio del gas
natural respecto al valor esperado en el período de estudio 2015-2022, se producirá una reducción en
los beneficios económicos para Chile.
El punto óptimo para la Interconexión es donde se comparten beneficios en partes iguales para cada
país, correspondiente a la variación del precio del gas natural de exportación del Perú proyectado. El
punto óptimo es calculado en el análisis de sensibilidad, y que se representa en el punto donde se
cruzan las curvas de beneficios de cada país en el gráfico 5.9, correspondiente al eje de la X= 4,5% y
que representa la variación del precio del gas natural de exportación del Perú respecto al valor
proyectado en el período 2015-2022, obteniéndose en el eje de la Y un beneficio económico tanto para
Chile como para Perú de MUD 365.
Los valores óptimos del los precios de gas natural para el período 2015-2022 se informan en la tabla
5.12.
Tabla 5.12 Valor óptimo del precio del GN
Fuente: Elaboración propia
Es importante señalar que los beneficios indicados, se da en un entorno en el cual no existen
restricciones o barreras comerciales que los limiten. En este sentido los resultados obtenidos en las
tablas adjuntas se deben entender como beneficios referenciales, los cuales podrán sufrir
modificaciones en función de los mecanismos comerciales que finalmente se implementen en relación a
la posible integración eléctrica entre Chile y Perú.
93
5.6 Estimación de Inversión en Transmisión para la Interconexión eléctrica Chile-Perú 5.6.1 Antecedentes generales del marco normativo del sector Transmisión en el Perú El Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), define en su artículo 58° “En cada
Sistema Interconectado, el Ministerio de Energía y Minas, a propuesta de la Comisión de Tarifas
Eléctricas, definirá el Sistema Principal y los Sistemas Secundarios de Transmisión de acuerdo a las
características establecidas en el Reglamento”.
El Sistema Principal Transmisión (SPT) permite a los generadores comercializar potencia y energía en
cualquier barra de dicho sistema. Los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) permiten a los
generadores conectarse al sistema principal o comercializar potencia y energía en cualquier barra de
estos sistemas.
Los generadores conectados al Sistema Principal, abonarán mensualmente a su propietario, una
compensación para cubrir el costo total de transmisión. El costo total de transmisión comprende la
anualidad de la inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento del sistema
económicamente adaptado. La anualidad de la inversión será calculada considerando el valor neto de
reemplazo, su vida útil y la tasa de actualización correspondiente fijada en el artículo 79° de la presente
Ley (12%).
La compensación a que se refiere el artículo anterior, se abonará separadamente a través de dos
conceptos denominados Ingreso tarifario y Peaje por Conexión. El ingreso tarifario se calcula en función
de la potencia y energía entregada y retirada en barras, valorizadas a sus respectivas tarifas en barra,
sin incluir el respectivo peaje. El Peaje por conexión es la diferencia entre el costo total de
transmisión y el ingreso tarifario.
Según la Ley de Concesiones, el SPT y el SST deben recibir una compensación por el uso de sus
instalaciones para cubrir sus costos. El Costo Total Anual (CT) se define como se ilustra en la figura
5.3.
Figura 5.3
Fuente: García (2009)
94
Donde se definen las siguientes variables:
CT : Costo Total Anual. AVNR: Anualidad Valor Nuevo de Reemplazo (descontada al 12%) con un período de vida útil de 30
años. COyM : Costo de operación y mantenimiento anual del sistema económicamente adaptado (SEA). IT : Ingreso Tarifario (basados en costos marginales) . Peajes : Cargo Complementario.
El SEA, es un sistema teórico en donde existe equilibrio entre la oferta y la demanda de energía,
procurando el menor costo y manteniendo la calidad de servicio.
Para el cálculo del ingreso (IT), se debe considerar la siguiente figura y ecuaciones:
Figura 5.4
Fuente: Elaboración propia
IT = IT por potencia + IT por energía (5.11)
IT = (Pr x Ppr – Pe x Ppe) + (Er x Per – Ee x Pee) (5.12)
Donde se definen las siguientes variables:
Pe, Pr : Potencia de entrega y retiro. Ee, Er : Energía de entrega y retiro. Ppe, Ppr : Precios de potencia en barras de entrega y retiro. Pee, Per : Precios de energía en barras de entrega y retiro
El ingreso tarifario, en ausencia de congestión, corresponderá al valor de las pérdidas totales del
sistema (que los generadores deben reintegrar al transmisor). De acuerdo a la definición anterior, el
ingreso tarifario también debería incluir las rentas por congestión si estas existieran. Sin embargo, en la
actualidad existe cierto vacío debido a las rigidez del marco regulatorio donde se define que los factores
de penalización sólo incluirían las pérdidas respecto a una barra de referencia.
95
5.6.2 Tipos de contratos en el sistema de transmisión en el Perú
Existen 2 tipos de concesiones para las inversiones en transmisión:
● Concesiones de Transmisión bajo Contratos BOOT (Build, Own, Operate & Transfer).
● Concesiones de Transmisión bajo Contrato RAG (Remuneración Anual Garantizada).
En ambos casos las instalaciones revierten al Estado luego del período de concesión (30 años).
La Remuneración de Costos para los contratos BOOT se calcula como en el Costo Total Anual (CT)
CT = aVNR + COyM
La anualidad de la inversión (aVNR) se calculará con un VNR que será siempre igual al monto de
inversión contratado reajustable anualmente por la inflación. El período de cálculo será 30 años y la tasa
de actualización de 12% durante los primeros 10 años, posteriormente según las leyes aplicables.
El COyM se define según Ley de Concesiones (o porcentaje fijo 3%,caso empresa ISA). Los Contratos
BOOT pertenecen al SPT y tienen garantía que mantendrán este status durante todo el Plazo de la
Concesión. El Peaje se calcula de forma similar al régimen común; sin embargo, no contempla el
concepto de sistema económicamente adaptado (SEA). Se efectúan liquidaciones anuales, para
verificar que la empresa haya recuperado el monto fijado en la regulación del año anterior. El saldo de la
liquidación se agrega o disminuye del monto fijado para el siguiente año.
En el caso de los contratos de transmisión RAG, sus costos son cubiertos por la RAG (Remuneración
Anual Garantizada) que cubre todos los costos de operación, mantenimiento, mejoras y reemplazo de
las instalaciones recibidas; así como los costos de operación, mantenimiento, mejoras y reemplazo de
las instalaciones a construirse como compromiso de inversión. La RAG está garantizada durante todo
el período de la concesión y se reajusta anualmente por la inflación. La Cláusula de Restablecimiento
del Equilibrio Económico es aplicable cada dos años ante cambios en las leyes que afecten la RAG; o,
automáticamente en caso de variaciones mayores al 5% de la RAG acumulados ante de los 2 años.
5.6.3 Inserción en el marco regulatorio, de la línea de transmisión Interconexión Chile-Perú.
La factibilidad de implementar el desarrollo y operación de una línea de transmisión que permita la
interconexión de energía eléctrica entre las subestación Montalvo (Perú) y la subestación Crucero
(Chile) tiene respaldo legal en el marco regulatorio elaborado por el MINEM y OSINERGMIN, y
recogidas en la Ley 28832, donde se reconocen las instalaciones del sistema complementario de
96
transmisión, donde se destacan los siguientes aspectos:
a) Se consideran como instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión aquellas que
son parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o
varios Agentes. Además, son parte del Sistema Complementario de Transmisión todas aquellas
instalaciones no incluidas en el Plan de Transmisión.
b) Deberán contar con la conformidad del COES, mediante un estudio que determine que la nueva
instalación no perjudica la seguridad ni la fiabilidad del SEIN22.
c) OSINERG establecerá el monto máximo a reconocer como costo de inversión, operación y
mantenimiento. Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la
Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión.
d) En el caso de instalaciones que permiten transferir electricidad hacia los Usuarios Libres o que
permiten a los Generadores entregar su energía producida al SEIN, dichos Agentes podrán suscribir
contratos para la prestación del servicio de transporte y/o distribución, con sus respectivos titulares, en
los cuales la compensación correspondiente será de libre negociación.
La figura 5.5 muestra como se inserta los sistemas complementarios de transmisión en el marco
regulatorio del Perú.
Figura 5.5 Esquema de la Planificación de la Transmisión en el Perú
Fuente: Ley N° 28832 y Ley de Concesiones Eléctricas
97
5.6.4 Estimación de los montos de Inversión en transmisión, Interconexión Chile-Perú
Se proyecta como diseño un enlace a través de una subestación de conversión a ser instalada en la
subestación Montalvo, en configuración “Back-to-Back”, donde la unidad rectificadora de potencia y la
unidad inversora de potencia se localizará en la misma subestación Montalvo uniendo el extremo
receptor en subestación Crucero a través de una línea HVAC como se muestra en la figura 5.6.
Figura 5.6 Esquema Conceptual de la interconexión propuesta
Fuente: Elaboración propia
De acuerdo a lo indicado en la sección 3.1.5, la subestación de conversión back-to-back permitirá la
interconexión solucionando los siguientes problemas técnicos; Interconectar sistemas eléctricos con
frecuencia diferentes (50Hz Chile y 60Hz Perú); Obtener operación estable desacoplando ambos
sistemas eléctricos y mejorar los márgenes de estabilidad de los sistemas eléctricos.
Figura 5.7 Esquema de configuración Back-to Back
Fuente: WoodFord (2003)
98
Las subestaciones HVDC tienen un costo más elevado que las convencionales subestaciones HVAC.
El costo estimado para subestaciones HVDC se indica la tabla 5.13, donde se ha realizado un quiebre
de costos para análisis de precios de los componentes y actividades de montaje más relevantes. Los
costos informados en la tabla 5.13 son basados en base de algunas simplificaciones.
● Se asume que una estación DC bipolo es construida de un grupo de una válvulas por polo.
● Si el voltaje DC seleccionado es más bajo que 500kV el costo de la subestación conversora
será aproximadamente 5 a 10% más bajo por cada 100kV de reducción
● El valor estimado debiera ser tratado teniendo un grado de precisión no mayor a ± 20%
Tabla 5.13 Estimación de costos en US$/kW subestaciones HVDC
Fuente: WoodFord (2003)
Al tomar los valores referenciales indicados en la tabla 5.13, se puede que r el costo de la subestación
back-to-back proyectada en subestación Montalvo, para una transferencia de 500 MW, es de 45 M
USD.
Los costos estimados de inversión debieran ser considerados con una sensibilidad del orden ± 20%, de
acuerdo a las recomendaciones indicadas en las referencias bibliográficas, por condiciones particulares
de los proyectos y aspectos económicos propios de la tecnología y los costos variables de fabricación,
llegando a un valor de inversión de 54 M USD.
99
Para contrastar el valor de inversión, respecto a la realidad del mercado eléctrico del Perú, se revisa el
Plan Referencial de Electricidad formulado por el Ministerio de Energía y Minas del Perú para el período
2006-2015, como documento que brinda información prospectiva a los agentes del subsector
electricidad o de nuevos agentes que tienen la intención de participar en la toma de decisiones de
inversión. En este informe se presenta la inversión de una subestación Back to Back de 600MW de
capacidad como reforzamiento a la línea de transmisión Mantaro-Socabaya proyectada para el año
2012 con un costo de inversión de 85 MUSD, según se indica en la tabla 5.14
Tabla 5.14 Plan de expansión de la transmisión 2006-2015
Referencia; Informe DP-01-2009 Dirección de Planificación de Transmisión COES. Dentro del programa de inversiones de transmisión indicado en la tabla 5.14, se incorpora el desarrollo
de una línea de transmisión doble circuito en 500 kV Machupichu-Incasa, con un valor de inversión
estimado de 275 MUSD para 900 km de longitud. A partir de estos antecedentes se puede estimar el
valor de inversión para la línea doble circuito en 500 kV Montalvo- Crucero, considerando el costo
unitario de la línea en referencia en USD$/km y asumiendo el valor de inversión un sobre-costo del
orden ± 20% por escalamiento y tasa de cambio de la moneda, se llega al siguiente a un valor para la
inversión de la línea de transmisión de 234,6 MUSD.
Considerando que la subestación Crucero tiene un nivel de tensión en barras principales de 220kV, se
deberá estimar los costos de inversión de los paños de línea y paños de transformadores para poder
transmitir la energía proveniente desde la interconexión internacional al SING. Estimar estos costos no
es un cálculo sencillo, porque los costos de los equipos son siempre distintos y también varía de un
lugar a otro y un fabricante a otro. Para realizar este cálculo, se debe estimar el costo de la Ingeniería,
el costo de instalación, el costo de materiales o equipos, la construcción, el costo del terreno, manejo de
materiales, los gastos generales prorrateado para cada equipo de maniobra y medida a instalar.
100
El costo estimado para los 2 paños de subestación 500-220kV requerido en subestación Crucero se
pueden estimar utilizando los valores de inversión de las instalaciones del sistema trocal del Sistema
Interconectado Central (SIC) el cual dispone de 3 subestaciones transformadoras 500-200kV de
similares características técnicas a los solicitadas en la subestación Crucero, según lo definido en la
tabla 5.15.
Tabla 5.15 Valor Anual por tramo de los sistemas troncales.
Fuente: Extracto del Decreto Supremo 207 ( DS N° 207, 2008)
De acuerdo a lo indicado en la tabla 5.15, existen 3 paños dobles de transformación 500-220kV
localizados en las subestaciones; Alto Jahuel 500-Alto Jahuel 220, Ancoa 500- Ancoa 220 y Charrúa
500- Charrúa 220. Tomando el Valor de Inversión (VI) más alto, informado en el DS 207/2008
podemos considerar estimar el valor de la inversión por cada paño de 19,8 MUSD. De acuerdo al diseño
y cálculos definidos en el Anexo B, la línea de transmisión será de doble circuito y entonces la llegada
de subestación Crucero se debe considerar para cada circuito de llegada de línea, su respectivo paño
de línea y paño de transformación 500 -220 kV, se debe considerar este costo duplicado. Asumiendo
el valor de inversión un sobre-costo del orden ± 20% por escalamiento y tasa de cambio de la moneda,
se llega al valor estimado de la inversión en subestación Crucero de 47,53 MUSD.
La Estimación total de los montos de Inversión en transmisión, para la Interconexión Chile-Perú se
detalla en la tabla 5.16.
101
Tabla 5.17 Inversión montos de Inversión en Transmisión
Fuente: Elaboración Propia
La inversión en transmisión para la Interconexión Chile-Perú, alcanza los 367,12 MUSD
Para obtener la renumeración anual requerida para la inversión, según lo definido en la ecuación 5.13,
se debe calcular el aVNR.
Para determinar el valor de la anualidad a partir del valor presente, se debe reemplazar la expresión
para el cálculo del interés compuesto en la fórmula de valor de la anualidad a partir del valor
capitalizado, llegando a la siguiente ecuación financiera:
Reemplazando; n=30 años, i= 10% y A= 367,12 MUS$ en la ecuación se obtiene un valor de
A= 38,94 MUSD / año
Entonces la anualidad valor nuevo de reemplazo (AVNR) corresponde a 38,94 MUSD/año y representa
el costo a reconocer en forma anual, como compensación por el uso de las instalaciones en las
transacciones internacionales de electricidad.
102
CAPÍTULO VI ANÁLISIS DEL PROBLEMA
En el capítulo I, se detallaron las etapas por las cuales ha pasado la integración regional entre los
países de América Latina, se distinguen tres etapas claramente identificadas: La etapa denominada
voluntarista entre 1950 hasta mediados de los años 70 con fuerte influencia de la CEPAL y su política
de promoción de la industrialización, caracterizado por un marco de protección arancelaria, buscando
los acuerdos para establecer compromisos rígidos en la búsqueda de un arancel común, el intercambio
se constituyó en un elemento dinamizador del comercio exterior. La segunda etapa revisionista a
finales de los 70 y década de los 80, con énfasis a la integración informal y la integración por proyectos,
con mecanismos de comercio compensado, de corte más bien bilateral, en el protocolo de Quito en
1987 se flexibilizó los compromisos de liberalizar el comercio y de adoptar un arancel común externo.
Surge la ALADI con principios liberales de pluralismo en materia política y económica. La tercera etapa
pragmática a partir de los años 1990 en busca de una gradual convergencia económica y política de los
países de la región, se busca que la integración deba favorecer la articulación productiva e inducir el
aumento de intercambio entre los países miembros, el logro de una arancel común bajo, procesos de
apertura comercial con márgenes preferenciales cada vez menores. Durante la década de 1960, las
exportaciones primarias dominaban el comercio internacional y las concentración de la dependencia
productiva variaba, se desarrollo la industria y creció la diversificación de nuevas líneas de exportación,
sostenido por un modelo de crecimiento basado en la sustitución de las importaciones, las iniciativas de
integración regional que se iniciaron en la década del 60 no demostraron ser tan importantes como se
esperaba. En 1982 los países de América Latina enfrentaron una de las peores recesiones del siglo, las
fuerzas externas fueron determinantes, actuando otros factores como inconsistencia en el manejo de
políticas económicas, aumento del gasto interno y un manejo inadecuado de la tasa de cambio.
En la década del 90 un factor económico fuerte fue el intenso uso de los recursos naturales
aumentando las exportaciones, la tasa de exportación se elevo del 11% del total del PIB para 1980 a
19% en 1998. De acuerdo a datos estadísticos del Banco Mundial, si analizamos los países de la
región en forma individual, vemos que desde 1960, salvo escasas excepciones, han sufrido retrasos en
el camino hacia la convergencia. Al comparar década por década el índice PIB per cápita como un
porcentaje del PIB per cápita promedio de los países ricos de la OCDE, se observa un desempeño
deficiente de la región.
103
En conclusión a pesar de los esfuerzos desplegados, la buena intencionalidad de los gobiernos, los
acuerdos y organismos generados, no han logrado la integración económica de la región y más aún
ésta parece estancada durante este decenio.
En el Capítulo II se realizó un análisis de las características especiales de la transmisión y comercio
internacional, en especial aquellas que le son propias, entre ella tenemos:
El carácter esencial del servicio eléctrico, el cual proporciona un insumo imprescindible en casi toda la
actividad productiva, las crisis energéticas vividas, evidencia una relación estrecha entre bienestar
material y consumo de energía. La existencia en el sector de rendimientos crecientes de escala,
algunas de las cuales constituyen monopolios naturales, ejemplo en transmisión, la necesidad de
coordinación centralizada de la generación y transmisión, para un ajuste técnico preciso entre la oferta a
y la demanda, hace necesario una coordinación centralizada de las operaciones de generación y
transporte.
La existencia de activos cuantiosos y específicos del sector denominados activos específicos, ya que no
tienen otro uso que el sistema eléctrico, en el ámbito del comercio internacional esto da lugar a
cuantiosos costos de transacción asociados al desarrollo de contratos internacionales de suministro
cuando el vendedor o comprador deben construir activos específicos a esa transacción, otros factores
que se analizan son:
● Dificultan del transporte internacional de electricidad.
● Necesidad de análisis de largo plazo de la expansión del sistema de generación.
● Las peculiaridades de los sistemas de generación hidráulica.
● La particularidad técnica del comercio internacional.
● Los aspectos políticos e institucionales del comercio de electricidad.
Podemos asegurar que la interconexión eléctrica entre países requiere considerar una serie de
características especiales de la transmisión que lo diferencian de otras formas de interconexión
energética, características que fueron analizadas en la sección 2.1.5.
Respecto a los contratos se analizaron los diferentes tipos de comercio y contratos que se pueden
realizar en mercado de transacciones de electricidad entre países interconectados, entre estos
tenemos:
a.- Con garantía de suministro, suministro firme, el vendedor contrae una obligación de suministro que
debe respaldar con potencia instalada, existen dos modalidades, suministro a firme de energía con
abastecimiento en forma permanente e incondicional a una zona del país vecino, o el vendedor concede
al comprador la opción de solicitar una cantidad de energía a ser suministrada a través de la
interconexión.
104
b.- Comercio no firme o de oportunidad, corresponde a la transacción spot entre países, se distingue el
precio de nodo y renta de congestión, en este intercambio el país exportador presenta al importador una
curva de oferta de excedentes valorando cada bloque de energía por su costo variable de producción,
como resultado se generan precios spot a ambos lados de la transacción, en el caso de congestión por
el vínculo internacional los precios de ambos extremos difieren y se generan las rentas de congestión
cuyo reparto entre los dos países y al interior de ellos pasa a ser el punto principal a resolver. Reparto
igualitario de beneficios, las dos partes hacen una estimación explicita de los beneficios conjunto
incrementales del comercio y fijan un precio que conduzca a un reparto igualitario entre ambas partes,
otras formas son venta al costo más un margen de ganancia, venta y despacho declarado.
Como conclusión existen variadas formas y tipos de contratos que pueden ser contraídos dependiendo
los actores o empresas involucradas, los gobiernos o los organismos públicos y los acuerdos previos.
Basado en el concepto de los pilares de integración, que identifica las Reglas, Recursos y Redes como
pilares fundamentales de la integración, se realizó en el capítulo 3 un análisis de riesgos de los tres
pilares. Desde la perspectiva de las reglas podemos distinguir, la carencia de esquemas de
regulaciones y reglamentación comercial que permitan la operación comercial posibilitando el
intercambio, la ausencia de reglamentación técnica que permita operar los sistemas. Esto se puede
solucionar si existiesen las mecanismos diseñados para responder de manera efectiva a temas como
tecnología, producción limpia, libre competencia, acceso libre a los servicios, valoración de las fuentes
de energía renovable y no renovable y las proyecciones de financiamiento. La creación de instituciones
regulatorias es un tema clave para la coordinación regional y nacional, lo cual podría ser fuertemente
apoyado mediante la determinación de la autoridad, las jurisdicciones y la independencia que
gobernarán estas entidades de regulación. Las funciones de dichos organismos incluyen
necesariamente procedimientos para acciones anticorrupción, mecanismos para apoyar la
estandarización de las operaciones de mercados.
En todos los países la actividad de transmisión eléctrica está regulada, y aún cuando estas reglas
pueden aplicarse o adaptarse al servicio de transmisión para importaciones y exportaciones, no
necesariamente aplicarían para el tránsito de la electricidad por el sistema de cada país. Este es un
aspecto a regular si se quieren regionalizar las opciones de transacciones internacionales multilaterales
entre los países de la región.
Uno de los riesgos es el político ya que al existir un mayor número de autoridades involucradas en la
toma de decisiones se pueden presentar posibles conflictos en la pérdida de soberanía, así las
reglamentaciones exijan a los gobiernos garantizar la libre circulación de energía eléctrica por sus
respectivos territorios, ya sea para ellos mismos o para otros países de la región; en otras palabras, el
unificar diferentes gobiernos y en consecuencia gobernantes, podría generar en el futuro conflicto de
105
intereses entre los mismos, arriesgándose el buen funcionamiento del mercado ante las decisiones que
ellos pueden tomar en pro de su propio bienestar afectando negativamente el mercado.
Riesgo Geopolítico, la “re-nacionalización” de los sectores energéticos, particularmente en los países
Andinos como Venezuela, Bolivia y Ecuador, basada en el endurecimiento estatal de las condiciones de
acceso al sector, así como en las nuevas condiciones fiscales de explotación para las empresas
privadas internacionales ha producido un aumento notable de los ingresos estatales por la exportación
de hidrocarburos. Este aumento, sumado al efecto de los mayores precios internacionales, ha reforzado
incluso más la creciente percepción de autonomía económica y política de los gobiernos de los países
productores de la región, provocando un impacto sumamente negativo en la perspectiva futura de
niveles de inversión por parte de las empresas internacionales privadas, las cuales están llevando a
cabo un proceso de retirada de gran parte de la región, dejando este entorno tan problemático a
empresas medianas con menores opciones en otras zona.
En la Región se puede distinguir varias categorías de países según la actitud de sus gobiernos
respecto a la política y el nacionalismo energético. Gran parte de los exportadores de hidrocarburos de
la zona andina han adoptado primordialmente una política nacionalista. Este grupo de países,
claramente liderado por Venezuela, incluye también a Bolivia y Ecuador. Por su parte, Colombia y Perú
siguen políticas desmarcadas del rumbo de los demás países andinos, con sus prioridades puestas en
una integración energética más internacional, liberal y abierta.
Por otro lado, Argentina está dando señales en el sentido contrario, con la recompra, por parte de
intereses privados argentinos, del 25% de Repsol. De todas formas, parece que la producción de
hidrocarburos en Argentina está en declive, por ello, su actitud no tiene tantos efectos a largo plazo
como la de otros países del continente.
Por su parte, el resto de los países como Chile, Paraguay, Uruguay son consumidores e importadores
netos, y mantienen una posición más bien pasiva dentro de este contexto energético regional, sólo
Brasil, entre los actores importantes de la región, está comportándose de una forma claramente distinta,
y además, dado su tamaño y su liderazgo tiene una posibilidad real de influir en el panorama de la
región.
La racionalidad de la integración energética en transmisión está dada por varios factores incluyendo la
necesidad de incrementar la seguridad energética, optimizar recursos y mejorar la viabilidad financiera
de proyectos de potencia tanto como reducir el impacto ambiental de proyectos de generación.
Los países andinos están bendecidos con un tremendo potencial de generación especialmente
hidroeléctrico y térmico, el potencial hidroeléctrico de Colombia, Perú, Bolivia y Ecuador está estimado
106
en 93,100 MW, 61,800 MW, 39,800 MW y 11,500 MW respectivamente, sin embargo los bajos niveles
de demanda en estos países no justifica inversiones en gran escala
En tal escenario, desarrollar una red entre países podría permitir acceso a los mercados vecinos que
tienen alta demanda de energía, presentando una oportunidad de exportar la energía excedente,
también el incremento del tamaños del mercado puede mejorar la viabilidad financiera de potenciales
proyectos de generación tanto como de los proyectos de transmisión. Con esto los potenciales
inversionistas serán menos resistentes a financiar grandes proyectos en mercados domésticos locales.
La interconexión podría también ayudar a balancear los peak de demanda estacional. En efecto la
geografía regional es tal que mientras llueve en un país, existe sequía en otro país, entonces una
interconexión entre estos países podría por lo tanto disminuir los riesgos hidrológicos mientras apoya la
diversidad de disponibilidad y costos de los combustibles de generación especialmente gas.
Otra ganancia significativa podría ser la reducción de los costos de capital y operación, estos beneficios
económicos deberían ser distribuidos equitativamente entre los inversores y consumidores, además de
mejorar la confiabilidad y calidad del suministro eléctrico y reducir las demandas económicas por
expandir los sistemas de esos países.
Reducciones en el costo del capital también pueden ser alcanzados debido a la gran escala de los
proyectos, sacando y tomando ventaja de los activos tanto como los pasivos de los sistemas eléctricos
con un alto factor de carga.
La idea de generar interconexiones en la región andina fue promovida inicialmente por los países de
Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela, firmando el acuerdo de Cartagena en abril 2002, Bolivia fue
incluida mas tarde. El acuerdo anima a armonizar los aspectos legales y regulatorios requeridos para
desarrollar interconexiones en transmisión en la región.
Bajo el acuerdo los países se comprometen a facilitar el régimen legal que permita el libre acceso a la
transmisión, define reglas del mercado y la operación, coordina la operación de los sistemas nacionales
y permite transacciones de energía bajo principios de libre competencia y acceso no discriminatorio, los
países también se comprometen al libre acceso a toda la información requerida para permitir
intercambios de energía para alentar nuevos proyectos de generación a que permitan aumentar el
potencial de la integración eléctrica en la región.
Además de los problemas existentes entre países vecinos, el escenario político en algunos de estos
países no están conduciendo al desarrollo de la interconexión , por ejemplo el sector energía en Bolivia
107
esta siendo sometido a una fase de nacionalización, que podría introducir incertidumbre para los
inversiones locales e internacionales como ya se mencionó en el riesgo geopolítico.
Además un alto grado de coordinación y configuración de parámetros técnicos serán requeridos para
que la interconexión sea exitosa, esto incluye las diferencias en frecuencia de la red de cada país, que
hace la integración de sistema no sólo dificultoso, sino también haciendo peligrar la integridad desde la
perspectiva de la red, también la construcción de líneas de transmisión son difíciles debido a lo
montañoso del terreno de la región andina.
Otro desafío que los gobiernos enfrentan es el apoyo a las pequeñas empresas e inversionistas. Las
interconexiones existentes han mostrado que los beneficios totales producidos pueden causar
significativos daños a participantes unilaterales o países, de aquí un importante aspecto de la
interconexión será diseñar un mecanismo que permita distribuir igualitariamente los beneficios.
Conclusión: Aunque los desafíos para la interconexión e integración en transmisión son muchos y
variados, de acuerdo a lo descrito, los países involucrados en proyectos de interconexión
aparentemente están comprometidos a resolver estos problemas.
El hecho que los proyectos en ejecución han sido acordados prioritariamente es evidente junto con la
frecuencia de reuniones entre los niveles ministeriales.
En el Capítulo IV se centró en elementos prácticos y conceptuales de los aspectos que deben tenerse
en cuenta a la hora de evaluar una interconexión eléctrica internacional (entre países). La metodología
propuesta para, se inicia con la motivación general de los actores involucrados en los países y sigue
con los estudios energético, ambiental, eléctrico, regulatorio, operativo, económico y financiero y finaliza
con los acuerdos operativos y comerciales.
Al iniciar el estudio, se plantearon 3 preguntas que ahora estamos en condiciones de responder.
1) ¿Cuáles son los beneficios estimados en una integración de un mercado eléctrico regional?
El análisis y diseño del enlace de transmisión propuesto en el caso de estudio para la interconexión
Chile-Perú analizado en el capítulo 5, se basó en el dimensionar las capacidades para el período
2015-2022, como también en el uso de tecnologías eficientes para los niveles de transferencias
esperados. Con el diseño del proyecto de interconexión eléctrica entre Chile y Perú se analizó una
sensibilidad al escenario base del precio del gas natural proyectado, que introdujo variación al
precio de oportunidad de gas natural en el Perú. El objetivo de dicha sensibilidad fue establecer los
108
niveles de dependencia de los niveles de precios de dicho hidrocarburo en los resultados
económicos para el escenario analizado.
La simulación de la operación económica en la interconexión de los sistemas eléctricos estudiados,
entre la subestación Montalvo en Perú y la subestación Crucero en Chile, entregó resultados
económicos que permitieron cuantificar los efectos desde el punto de vista de los vendedores de
energía como también de los compradores de energía. Al comparar los resultados totales de
margen operacional en el escenario de interconexión propuesto, versus el escenario base, se
obtiene que el segmento de generación logra ganancias y que existen importantes oportunidades de
negocio para aquellos propietarios e inversionistas en generación eléctrica en Perú.
2) ¿Cómo implementar un mercado eléctrico regional?
Para que se desarrollen las transacciones internacionales de electricidad en la región sin afectar los
mercados eléctricos internos se recomienda una agenda conjunta entre todos los partícipes
involucrados del sector eléctrico; reguladores, gobiernos, generadores, transmisores, consumidores
y que entreguen las señales necesarias para el cumplimiento de los siguientes requisitos:
a) Fortalecer el concepto de la “No discriminación”
La primera regla que sustenta las transacciones internacionales de electricidad, es la no
discriminación de precios entre los países miembros entre los mercados nacionales y externos, en
cualquiera de sus formas. Se debe fortalecer en el marco regulatorio del sector eléctrico de cada
país, el concepto de la no discriminación en el sentido de otorgar un trato igualitario a todas las
personas naturales o jurídicas en la aplicación de las normas de libre competencia, sin distinción
de ningún género.
La libre competencia debiera ser para los países miembros del CAN y el MERCOSUR, un
derecho de todos que supone responsabilidades, lo que implica que todas las personas pueden
desarrollar cualquier tipo de actividades económicas de forma libre y con el derecho de concurrir
con los demás, compitiendo en igualdad de condiciones dentro de un mercado que es, igualmente
de todos. De hecho, el modelo económico dominante que debiera imponerse, es el de economía
de mercado, para impedir que se obstruya o que se restrinja la libertad económica y para evitar o
controlar cualquier abuso que personas o empresas hagan de su posición dominante, facultad por
lo demás razonable y justificada en cuanto busca garantizar de manera plena y completa el
ejercicio de la actividad económica en condiciones de libertad.
109
b) Elaborar un marco normativo supranacional.
Se debe desarrollar un proceso participativo para un marco general para la interconexión sub-
regional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad, en la cual se
enuncien las bases generales sobre las cuales se puedan establecer e implementar los acuerdos
de interconexión entre los países miembros del CAN y el MERCOSUR, que incorpore los
siguientes aspectos:
● Eliminar las discriminaciones de precios entre los mercados nacionales y los mercados
externos, controlando la no discriminación de cualquier otra manera en el tratamiento que se
conceda a los agentes internos y externos en cada país, tanto para la demanda como para la
oferta de electricidad.
● Asegurar a los países miembros las condiciones competitivas en el mercado de electricidad, con
precios y tarifas que reflejen costos económicos eficientes, evitando prácticas discriminatorias y
abusos de posición dominante.
● Controlar en los países miembros para no conceder ningún tipo de subsidio a las exportaciones
ni importaciones de electricidad, no imponiendo aranceles ni restricciones especificas a las
importaciones o exportaciones intracomunitarias de electricidad.
● Establecer que la importación y la exportación de electricidad estén sujetas a los mismos
cargos propios del sector eléctrico, que se aplican a la generación y demandas locales.
● Garantizar la Interconexión internacional conduciendo a una distribución equitativa de los
beneficios derivados de la integración entre los países miembros, impulsando la armonización
de la normativa entre los países.
c) Garantía de Cumplimiento de los contratos de comercio internacional de electricidad.
Para la realización del comercio internacional es necesario determinar quienes tienen derecho a
realizar transacciones a través de un vínculo internacional de capacidad limitada. Parte de esa
capacidad suele estar reservada por contratos de largo plazo que tienen derecho a un empleo
prioritario, en tanto que el remanente debe ser objeto de una asignación en el corto plazo, lo
que suele denominarse resolución de congestiones. Para un generador o comercializador, el
grado de firmeza en la posición de los derechos de uso de la interconexión es esencial para la
ejecución de contratos de largo plazo y aún para la participación en los mercados spot de
países vecinos sin incurrir en riesgos.
110
Los contratos elaborados para las transacciones internacionales de electricidad deben ser
considerados como herramientas que permiten hacer viable el desarrollo centrales de
generación regional lo que conlleva la expansión de la transmisión regional, y en consecuencia
deben ser respetados y administrados eficientemente como un compromiso firme con la misma
prioridad de cumplimiento que los contratos nacionales entre agentes del mercado eléctrico.
Esto permite transformar la seguridad y confiabilidad de suministro eléctrico desde un ámbito
nacional a un ámbito de cobertura y respaldo subregional. Entonces los compromisos que se
originen en contratos provenientes desde agentes de un país y una empresa de otro país
deberán ser respetados en ambos países a excepción de problemas de capacidad de
transmisión o restricciones que se originen por los criterios de calidad y seguridad de suministro.
d) Definición de cargos de acceso y peajes por las transacciones internacionales de energía.
El comercio internacional requiere la definición de cargos de acceso a las redes para
compradores y vendedores. Debe resolverse si estos cargos resultan de la existencia de un
único sistema para los agentes de todos los mercados interconectados, o bien si se generan por
la superposición de cargos en cada uno de los países afectados por una transacción.
e) Establecer la coordinación de la operación.
La interconexión y la existencia de flujos de energía significativos entre los países requiere la
existencia de protocolos de colaboración entre los operadores para definir puntos esenciales
para la seguridad de operación de los sistemas en el corto plazo, entre otros: compartir recursos
para el control de frecuencia y seguimiento de la demanda, compartir reservas en situaciones de
emergencia, procedimientos de corte de carga en emergencias, resolver apartamientos respecto
al comercio pactado en los pre despachos, etc.
f) Comprometer el libre acceso a la información para los agentes involucrados en el comercio.
Si el propósito del comercio es crear un mercado integrado a partir de varios mercados
separados es necesario que las empresas participantes en cada uno de los mercados tengan
información suficiente respecto a los otros. Si los participantes en el comercio son los
administradores de los mercados vale la misma afirmación para ellos, de modo que cada parte
pueda verificar el cumplimiento de las condiciones pactadas para el comercio. Por otro lado, los
operadores del sistema deben tener información sobre el estado de los sistemas
interconectados, para asegurar la confiabilidad de la operación.
111
g) Distribución de presupuesto para los costos de coordinación.
En el ámbito de las transacciones internacionales de energía, se constituirán actividades de
coordinación que generarán costos de transacción, entre ellas las efectúan los despachos de
ambos países, para realizar de manera conjunta una programación óptima de los intercambios.
Aquí se deben incorporar los costos para implementar comunicación entre los sistemas SCADA
de los centros de control de las centrales de generación o centros de despacho económico de
cargas, que permitan monitorear los parámetros del sistema (tensión, frecuencia, potencia
activa y reactiva, entre otros) para una operación con seguridad y calidad de suministro.
3) ¿Cuáles son las barreras y las medidas que permitirán en el mediano plazo la integración de
un mercado eléctrico regional en América del Sur?
América del Sur posee un importante potencial energético. Como se analizó en la sección 3.5
del capítulo 3, los países de la región tienen significativas reservas de hidrocarburos (petróleo,
gas natural y carbón), así como un alto potencial de recursos hídricos para la generación de
energía eléctrica. No obstante, los mercados energéticos de estos países, en términos
generales, no han alcanzado todavía niveles de desarrollo significativos. El potencial energético
de la región está distribuido asimétricamente, lo cual es una condición que favorece las
posibilidades de programas estructurales de cooperación energética.
La apertura energética de América del Sur comenzó hace aproximadamente dos décadas con
reducidos suministros en zona de frontera, intercambios de oportunidad en electricidad,
gasoductos con venta firme de gas y centrales binacionales. La mayoría de estas iniciativas
partían de ventajas económicas importantes y razones de orden político que justificaban su
desarrollo. Sin embargo, un proceso de integración implica mucho más que la apertura de
ámbitos de comercio, la base del proceso se sostiene sobre los beneficios que se originen de la
diferencia de precios en cada sistema energético y la retribución que cada actor recibe por su
participación, es decir sincerar los precios y tarifas.
Esta tarea requiere de precios de la energía eléctrica y del gas resultante de la competencia, y
peajes de transporte/transmisión que se aproximen a los costos marginales. El proceso de
integración energética de América del Sur ha dado origen a varias iniciativas la mayoría de los
cuales tienen objetivos similares, orientados a la búsqueda de plataformas de infraestructura
regional eficiente que permitan contribuir al desarrollo económico y social, incrementar la
112
integración de los países y mejorar la competitividad regional de las economías. La integración
energética debe asumirse como un desafió regional en el marco de un proceso gradual cuya
evolución dependerá de avances regulatorios e institucionales. En la última década se han
registrado valiosos progresos en esta materia, sobretodo a nivel bilateral, orientando los
esfuerzos hacia el incremento de los niveles regionales de transacción de energía. El diseño
del proceso de integración en primera instancia debe permitir identificar los actores y los
beneficios bajo distintos escenarios de mediano y largo plazo. La concreción de estos beneficios
requiere de marcos regulatorios armonizados que incorporen y/o fortalezcan el tratamiento de
los intercambios energéticos regionales. Esto contribuye al desarrollo del comercio como paso
previo necesario a la integración. Adicionalmente se debe incentivar la concurrencia de
inversiones privadas que contribuyan al desarrollo eficiente de infraestructura energética
regional.
En términos generales, se pueden identificar dos caminos (no excluyentes) de convergencia
hacia la integración energética: mediante una transformación regulatoria unificada, junto al
aumento en la infraestructura energética regional (mayor capacidad de intercambio) y mediante
la profundización de los vínculos comerciales (eliminación de las restricciones que afectan al
comercio energético) que tiendan a la integración de largo plazo de los mercados.
Un proceso de integración requiere de mecanismos flexibles que permitan conciliar las
distintas agendas energéticas, políticas económicas y técnicas de los países involucrados en
zonas de mutua influencia.
Para concluir este capítulo de análisis del problema, trataremos de definir las principales
condiciones que deberían existir para llevar adelante un proceso eficiente de integración
energética en América del Sur.
a) Un clima político y económico: Que permita promover la concurrencia de inversiones
destinadas a la infraestructura energética comercial regional, de manera que se pueda minimizar
los riesgos no comerciales asociados a la inversión y reducir y/o eliminar restricciones
comerciales.
b) Establecer mecanismos institucionales a nivel regional: Que permitan alcanzar decisiones
supranacionales estables, mediante la coordinación de operaciones energéticas a través de una
red regional de transporte y un mecanismo para la solución de controversias.
c) La no discriminación entre agentes: Que asegure la igualdad en el tratamiento de agentes
externos respecto de los internos, en la contratación de fuentes energéticas (salvaguardando el
113
abastecimiento en los mercados domésticos).
d) El desarrollo de mercados energéticos regionales eficientes, necesita de normativas nacionales
que permitan los intercambios internacionales, que promuevan la no discriminación de agentes,
respeten los contratos bilaterales entre agentes de distintos países, realicen el despacho
económico incluyendo la oferta y demanda agregada en las interconexiones internacionales,
respeten los criterios generales de seguridad y calidad en las interconexiones y garanticen el
acceso abierto al transporte y a la información.
d) Uso eficiente de interconexiones: Que permitan respetar los derechos que se otorgan a quienes
las desarrollen y aseguren que el flujo que se produzca en la interconexión, converja hacia un
despacho óptimo del conjunto.
e) Fijación de precios eficientes: Que derivan de asegurar condiciones competitivas de mercado,
así como metodologías de formación de precios que respondan a costos económicos. A medida
que se profundice la vinculación de los mercados, los diferenciales en el precio marginal de largo
plazo tenderían a aproximarse, sin desaparecer por ello los beneficios de la integración.
f) Libre acceso al sistema de transporte: Que permita respetar el acceso abierto a la capacidad no
asignada como firme de las instalaciones de transporte y distribución, incluyendo también el
acceso a las interconexiones internacionales, sin discriminaciones que tengan relación con la
nacionalidad y el destino de la energía.
g) Tarifación y expansión eficiente del transporte: Que permita evitar la superposición de peajes
por uso eficiente de las instalaciones de transporte, propendiendo a una tarifación representativa
de los requerimientos que introduce el intercambio internacional.
h) Compromisos comerciales de largo plazo: Que permitan disponer de la garantía de suministro
que los compradores requieran de los vendedores de otro país, independientemente de los
requisitos del mercado de origen, asegurando la existencia de contratos de transporte firme a
largo plazo.
i) Asegurar el suministro doméstico: Que permita respetar los criterios generales de seguridad y
calidad del abastecimiento de cada país definidos para la operación de sus propias redes y
sistemas.
114
CONCLUSIONES
● La integración regional no ha avanzado, y se ha limitado a solo acuerdos binacionales.
El nivel de energía transferida entre países de la región no superó el 8% el año 2009 y se
mantiene la política de elaborar tratados binacionales para el desarrollo de proyectos específicos.
A pesar de las reformas del sector eléctrico en varios países de América del Sur en la década de
los años 80 y 90’s donde se ha fomentado la competencia mediante la desintegración vertical,
incorporando al sector privado como propietario, proveedor de tecnología y operador de los
sistemas eléctricos, no existe una efectiva apertura comercial entre los países para elaborar una
estrategia para el manejo de los recursos energéticos en forma sustentable.
● La región es exportador de recursos energéticos, sin embargo algunos países no cuentan con
recursos energéticos y deben importarlos desde fuera la región.
Dentro el sector hidrocarburos, los países de la región pueden agruparse en dos, productores e
importadores netos. De esta forma, variaciones en el precio de los recursos energéticos afectan
de manera distinta a ellos, beneficiando a algunos y encareciendo los costos a los otros. En este
sentido, cualquier política de integración regional plantea un desafío de compartir los beneficios
económicos. La relación “reservas/producción” de los hidrocarburos permite estimar cuántos
años se podría producir la cantidad observada en el año sujeto de análisis. En América del Sur
esta relación garantiza varías décadas de producción de hidrocarburos que podrían ser
importados-exportados entre sus países miembros para el beneficio global de la región.
● El mayor riesgo del proceso de integración está en el pilar de las Reglas.
Una regulación supranacional que permita regular las transferencias internacionales de
electricidad es una de las tareas pendientes. Es preciso fortalecer los entes reguladores dando los
elementos necesarios en recursos humanos y materiales acompañados de la autonomía
suficiente para que cumplan su papel a cabalidad. La escasa experiencia que tiene la regulación
del sector energético en la región, en materias de integración energética, comparada con el
funcionamiento de la regulación en los países de la comunidad económica europea o los países
de centro América se ha podido comprobar en el desarrollo de este informe, al verificar las
necesidades de los entes reguladores de mejorar su estructura interna requiriendo un apoyo
político decidido de los estados para elaborar las leyes que faciliten el comercio de electricidad.
115
● Falta un mecanismo de regulación supranacional que incentive la inversión privada, los enlaces
han sido empujado por los estados.
Todos los beneficios esperables para la región en materia de integración, interconexiones y
desarrollo de políticas comunes han encontrado una importante traba en la indefinición del marco
del marco regulatorio interno que rigen los sectores energéticos de los distintos países, muchos
de los proyectos han fracasado sin llegar a si quiera a implementarse principalmente por la
carencia de instituciones y normas legales claras, políticas económica populistas y la falta de
garantía a la inversiones.
● La existencia de no cumplimientos de compromisos ha incrementado el riesgo de las
inversiones.
El caso de la crisis de gas con Argentina es uno de los ejemplos más claros y típicos de
incumplimiento a nivel de tratado comercial bilateral y de contratos. Las estructuras de precios
impuestas por el gobierno Argentino a comienzo de la década desincentivaron las nuevas
inversiones, lo que, en conjunto con el aumento de la demanda que provocaron los bajos precios
fijados, llevo a una escasez de combustible. Las consecuencias de este problema no fueron sólo
domésticas, sino que afectaron también al abastecimiento de energía a Chile y Uruguay, ambos
dependientes en gran medida del gas Argentino.
● La existencia latente de conflictos entre países desincentiva la integración, la inversión y el uso
de las interconexiones.
La región se ha caracterizado por una serie de conflictos entre vecinos por cuestiones limítrofes
no resueltas, situaciones históricas que se han encasillado en la culturas nacionales, estos temas
junto a una exagerado nacionalismo, diferentes tendencias políticas, búsqueda permanente de
influencia política y liderazgo regional, han formado la mezcla perfecta para fomentar
permanentes e históricos focos de conflictos que renacen de tiempo en tiempo, que provocan una
barrera de integración.
● Además de los beneficios económicos es razonable estimar otros beneficios que no han sido
evaluados, ambientales, sociales.
El hecho que en una región integrada se pueda priorizar el uso de los recursos hidráulicos
disponibles en vez de utilizar carbón y gas natural en la generación eléctrica, trae consigo un
116
beneficio ambiental no menor para el país que está utilizando carbón en su matriz energética.
Socialmente, las inversiones en infraestructura energética deberán buscar opciones de contribuir
al desarrollo de las comunidades en las cuales el proyecto está inmerso, con esto, aparte de
desarrollar comunidades locales disminuyen las oposiciones a las que se enfrentan.
● Fuerte impacto de la re-nacionalización de los sectores energéticos.
En la práctica el proteccionismo económico nacionalista, que ha primado en la mayoría de los
países de la región, ha llevado a la estructuración de modelos energéticos poco eficientes, que
han vuelto a los países más vulnerables frente a los problemas internacionales. De esta forma en
países como Venezuela y Argentina los controles de precios han provocado desequilibrios
internos que han terminado por mermar la capacidad productiva de la industria energética, estos
países se han vueltos más dependientes del exterior, debido a la falta de incentivos para la
inversión en exploración y explotación. Por otro lado en algunos países, los estados han
establecido monopolios de las industria energéticas. Esto ha derivado en la reiterada utilización de
estas empresas con fines ajenos a su naturaleza, Además de ser una fuente de ingresos, se han
usado para financiar determinados programas sociales, como instrumentos de política exterior o
como medios para administrar los desequilibrios de las balanzas de pago.
● Manejo geopolítico de los recursos energéticos
Se han definido estrategias contrarias a la integración, los casos de Perú y Bolivia resultan
relevantes para comprender el manejo geopolítico como hecho relevante, Hace cuatro años en
Bolivia se realizó un referéndum que entre otras consultas, llevó a nivel de votación popular la
posibilidad de exportar gas a Chile, utilizando además puertos chilenos para los envíos de
combustible a Estados Unidos, el rechazo a esa iniciativa terminó por sepultar las intenciones de
establecer una mayor integración entre Chile y Bolivia.
A finales del 2005 surgió la idea del Anillo energético que busca aprovechar los recursos del
yacimiento de Camisea en Perú para el abastecimiento de Chile, Argentina Uruguay y Brasil.
Como en otras ocasiones, fueron factores políticos relacionados con el nacionalismo,
discrepancias respecto al marco regulatorio y a la incertidumbre con respecto a los niveles de
riesgo implicados en la operación los que imposibilitaron que el proyecto se pudiese materializar.
● La integración eléctrica sería un factor determinante para el crecimiento económico regional.
Una de las principales ventajas que tiene una integración energética en la región es que mejoraría
117
la competitividad en América del Sur, puesto que se aprovecharían mejor las sinergias. En efecto
la integración eléctrica implica la optimización de costos de producción, una disminución de la
volatilidad de los precios reduciendo las alzas sostenidas en el precio de la energía lo que impacta
la tasa de crecimiento de largo plazo de la economía regional.
La integración eléctrica debe ser vista como un eje articulador de vital importancia en la
transformación productiva y el fomento de la competitividad. En momentos en que la energía se
constituye en un insumo crítico para la expansión de la economía mundial, América del Sur tiene
las condiciones y los recursos para continuar su desarrollo productivo.
● Se ha propuesta una metodología razonable de usar en un proceso de interconexión
La consolidación de un proyecto de integración eléctrica en América del Sur requiere de una
metodología que permita revisar la viabilidad de los siguientes etapas; La motivación de los
países revisando los aspectos políticos-Institucionales ; La prefactibilidad del proyecto a través de
estudios energéticos, estudios eléctricos y ambientales; La factibilidad mediante estudios
regulatorios, estudios económico-financiero, estudios de la operación de los sistemas y revisar los
aspectos sociales y culturales de las comunidades para mitigar riesgos relacionados a la
operación del proyecto.
● El análisis de caso desarrollado da una visión de los beneficios razonables de esperar donde se
consideró un análisis de sensibilidad del precio del Gas Natural.
Los beneficios económicos para Chile y Perú en el análisis de caso estudiado, permiten visualizar
que las interconexiones regionales deberían instalarse como alternativas razonables en las
perspectivas del negocio energético. Lo anterior es un punto relevante en la idea de profundizar y
entregar señales que le den viabilidad a los proyectos de interconexión eléctrica entre los países
de la región. Al interconectar los sistemas eléctricos regionales se establecen fuerzas de
mercado importantes entregando beneficios en los mercados eléctricos que interactúan con
diferentes niveles para cada uno de ellos. Esta posibilidad de obtener un escenario del tipo ganar-
ganar entre los países que operen mediante transacciones de electricidad internacional es una
justificación para acelerar la integración eléctrica tanto en el MERCOSUR como para la CAN.
118
ANEXO A CITAS BIBLIOGRÁFICAS Bolognesi María Cecilia (1986). “Análisis y clasificación tipológica de casos de integración fronteriza” Publicación de la Facultad de Ciencias políticas y sociales, Universidad Nacional del Cuyo (Argentina).
Milet, Paz y Fuentes, Claudio (1997). “Chile-Bolivia-Perú los nuevos desafíos de la integración”. Santiago Chile: FLASCO-Chile 1997: Nueva serie FLACSO, 42 p. ISBN 956-205-108-0 Devlin, Robert y Moguilansky Graciela. “Alianza privada para una nueva visión estratégica del desarrollo”. Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL). LC/W.283, Informe Noviembre 2009.
Banco Mundial, Word Development Indicators. Base de datos en línea http://www.bancomundial.org/ [consulta 12 Mayo 2010] Husson, G, “Integración eléctrica regional, Reflexiones generales y enseñanzas del nuevo mercado eléctrico andino”. Publicación del centro Argentino de estudios internacionales. Año 2004. Base de datos en línea http://www.caeu.com.ar / [consulta 12 Febrero 2010b] Larragaña, Damaso. “Modelos teóricos sobre comercio internacional de electricidad”, Publicación del Departamento de Economía Facultas de ciencias empresariales, Universidad Católica de Uruguay 2007. Vargas, José Antonio, “Integración Energética Regional”, Comisión de Integración Energética Regional (CIER) , Presentación en la asamblea anual de Arpel, Julio 2006 Aguello, Gabriel. “Integración energética en latino América impulsos necesarios y barreras existentes.” Comisión de Integración Energética Regional (CIER), Presentación en la asamblea en Madrid , Noviembre 2009. Simposio de las Américas sobre Energía y Clima “Infraestructura e Integración Energética Regional en el marco del Cambio Climático, “Mejorando la infraestructura energética en la región”, Presentación acerca Lima Perú, 16 de Junio 2009. Corredor, Pablo. “Escenarios para la Integración Energética Latinoamericana Presente y Futuro.” Presentación en el congreso de Energía de América, Cartagena de Indias Colombia, 12 Julio 2007 Vignolo Mario. “Asignación de los costos de transporte en el mercado eléctrico regional integrado”. Publicación IEE-UDELAR. Proyecto PDT S/C/OP/47/13. Febrero 2009.
119
ISA, “La Integración eléctrica en Latinoamérica Una visión sectorial por alcanzar.” VII Encuentro Latinoamericano de Energía “Energía sin Fronteras”.San José-Costa Rica, Agosto 13 de 2009. Informe BID Banco InterAmericano del Desarrollo. “Integración Energética en el Mercosur Ampliado”. Departamento Regional de Operaciones 1, División de Finanzas e Infraestructura Básica 1, Departamento del sector Privado. Washington D.C. 2001. Menzies, Donald. “Garabi the Argentina-Brazil 1000MW Interconnection Commissioning and Early Operating Experience”. Presented at ERLAC Conference. Foz do Iguacu Brazil, May/June, 2001. Rudervall Roberto. “Interconexiones de sistemas eléctricos con HVDC” Seminario Internacional de Interconexiones Regionales CIGRÉ”, Santiago de Chile, 24-26 de Noviembre 2003. COES SINAC “Informe Estadísticas de Operaciones. Comité de Operación Económica del sistema Interconectado Nacional del Perú”. Año 2009 OLADE 2007. “Informe de Estadística Energética 2007” Organización de LatinoAmericana de Energía. Copyright @ OLADE 2008. Base de datos en línea http://www.olade.org/ [consulta Marzo 2010] IEA Asociación de Energía Mundial. IEA Energy Statistics. Base de datos en línea http://www.iea.org/statist/index.htm [consulta 10 Abril 2010]. Villegas Andréas. “Metodología de Evaluación de Interconexiones Eléctricas Internacionales” Trabajo 36, Publicación de Interconexión Eléctrica S.A. ISA, 2008 Latorre, G.; Cruz, R.D.; Areiza, J.M.; Villegas, A. “Classification of publications and models on transmission expansion planning.”; Power Systems, IEEE Transactions on , Volume: 18 Issue: 2 , May 2003 Page (s): 938 -946 Resolución CREG 004 de 2003. Comisión de Regulación de Energía y Gas. Minisiterio de Minas y Energía de Colombia. Karen Marie Mokate Evaluación financiera de proyectos de inversión, universidad de los Andes, Facultad de Economía, Centro de Estudios sobre desarrollo económico, Banco Interamericano de Desarrollo., Santafé de Bogotá, Colombia. 1998. CNE Comisión Nacional de Energía. Base de datos en línea http://www.cne.cl [consulta 25 Mayo 2010] Agurto Renato. “Reconstrucción Inteligente Sector Energía”. Seminario SOFOFA-Universidad del Desarrollo. Santiago de Chile, Abril 2010
120
Koc José. “Lineamientos de Política Energética Nacional y Desarrollo de Centrales Hidroeléctricas en la Amazonía”. Taller de Expertos, Ministerio de Energía y Minas, Viceministerio de Energía del Perú, Febrero 2009. Gamio Pedro. “Política Energética Nacional: Planificación Energética” Prospectiva Energética al 2032” .Taller subregional de América del Sur. Ministerio de Energía y Minas, Viceministerio de Energía del Perú, Noviembre 2008. CDEC-SING Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande. Base de datos en línea http://www.cdec-sing.cl [consulta 06 Mayo 2010] PNUD Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo. “Estudio para Análisis de Prefactibilidad Técnica Económica de Interconexión eléctrica, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”. Informe del resumen ejecutivo, Noviembre 2009. COES SINAC “Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN Período 2011-2020” Centro de Operaciones. Comité de Operación Económica del sistema Interconectado Nacional del Perú”. Informe DP-01-2009 Dirección de Planificación de Transmisión COES. A.Fernández y B.Guzmán “Coordinación Regional de Sistemas Eléctricos, Lecciones desde la Teoría de Juegos”. Tesina final de ciclo para la carrera de Especialización en Estructura Jurídico-Económica de la Regulación Energética, Universidad de Buenos Aires, Argentina, 2003. García Raúl Marco. “Normativa del Sector Eléctrico en el Perú” SINERGMIN Seminario GESEL-UFRJ Universidad Católica del Perú Oficina de Estudios Eonómicos. - Mayo 2009 Ley 28832. “Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica. Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería del Perú” Osinergmin Ministerio de Energía y Minas, Viceministerio de Energía del Perú. 23 Julio 2006. WoodFord Dennis. “HVDC Transmisión” Manitota HVDC Research Centre 400-1619 Pembina Highway, Winnipeg, Manitota R3T 3Y6, Canada 2003. Decreto Supremo 207 año 2007. ”Fija instalaciones del sistema troncal, el área de influencia común, el valor anual de transmisión por tramo y sus componentes con sus fórmulas de indexación para el período 2007-2010”. Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, República de Chile. Checa Luís María. “Diseño Líneas de Transmisión”. Marcombo S.A ISBN 84-267-0684-3, Edición Portavella, Barcelona España, 1988. Frau Joan, Gutiérrez Jordi. “Transporte de energía eléctrica en corriente continua: HVDC” Publicación Endesa Distribución, Electrónica de Potencia, Automática e Instrumentación. Abril 2005/ n° 361. Diario Financiero, Santiago de Chile 19 de Enero 2010, Sección Economía y Negocios.
121
ANEXO B
ESTIMACION DE PÉRDIDAS ELÉCTRICAS PARA EL ANÁLISIS DE CASO 1.1 Estimación de las pérdidas de transmisión, Interconexión eléctrica Chile-Perú Estimar las pérdidas de potencia en la transmisión, en porcentaje (%) y en valor absoluto MW, para las
transacciones internacionales de electricidad entre Chile y Perú en el escenario año 2015, para una
potencia transmitida desde S/E Montalvo de 500 MW, de acuerdo a lo ilustrado en la figura 1.
Se asumirá un tipo de conductor a utilizar en la línea de transmisión y el diseño de una estructura para
las torres de alta tensión en corriente alterna (HVAC).
Figura 1; Diagrama unilineal de la Interconexión eléctrica Chile-Perú
Fuente : Elaboración propia
1.1.1 Método para el cálculo de las pérdidas de transmisión El método para calcular las pérdidas de transmisión de se basará en el método del momento eléctrico,
desarrollado por Luís María Checa (1988), el cual permite determinar con gran sencillez, aunque sólo de
modo aproximado, la potencia de transporte, la pérdida de ésta y la distancia a que podrá ser trasmitida.
De modo similar al momento mecánico (producto de una fuerza por una longitud), el eléctrico es
también el de una potencia por una longitud. Para determinación de la fórmula del momento eléctrico
utilizaremos la notación con subíndice 1 para las magnitudes del extremo generador, y 2 para las del
receptor en la figura 2, donde no se ha considerado el efecto capacitivo en la línea, para el cálculo en
referencia.
122
Figura 2 Representación línea transmisión
Fuente: Elaboración propia
La caída de tensión en porcentaje (u/100) podemos expresarla así: u % = u = U1 – U2 = √3 Z I U2 U2 Como I = P √3 U2 cos φ Sustituyendo tenemos que u % = u = √3 Z P = Z P 100 √3 U2 cos φ U2
2 cos φ U2 de donde P = u = U2
2 cos φ [1] 100 Z y puesto que la impedancia tiene expresión Z = R cos φ + X sen φ si R k y X K son la resistencia y reactancia kilométricas respectivamente y L la longitud de la línea en
kilométricos, podemos escribir que:
Z = R k cos φ + X K sen φ L Sustituyendo este valor en la [1]
P = u U22 cos φ
100 R k cos φ + X K sen φ L u U2
2 100 R k + X K tag φ L
De donde
M = P L = u U22
100 R k + X K tag φ L
A este producto de una potencia P por una longitud L se le llama momento eléctrico. Generalmente se
opera con las magnitudes correspondientes al extremo receptor; U2, tensión en él, es lo que se conoce
123
por “tensión nominal de la línea” y φ es el ángulo de desfase de la intensidad respecto a la tensión en
dicho extremo. Las unidades prácticas para el cálculo son las siguientes:
P = Potencia en MW
L = longitud de la línea en kilómetros
u =caída de tensión en porcentaje
U = tensión nominal de la línea en kV
R k = resistencia eléctrica en Ώ/km
X k = reactancia eléctrica en Ώ/km
1.1.2 Determinación del conductor a utilizar y el diseño de la torre HVAC Los conductores utilizados en las líneas eléctricas de transporte de energía son normalmente cables de
aleación aluminio-acero. Sus características las dan los catálogos de los fabricantes.
El conductor a emplear en el cálculo será el conductor Cardenal, cuya resistencia eléctrica de las fases
a 20 °C alcanza a 0,0597 Ώ/km. Considerando que la potencia de transporte debe ser superior a 500
MW, entonces se considerará un haz de 4 conductores por fases, de acuerdo a lo indicado en la tabla
1 y la figura 3, donde se representa la configuración de cables a ocupar.
Tabla 1, Resistencia eléctrica Ώ/km de las fases en conductores para líneas de transmisión
Fuente: Checa (1988)
124
Figura 3: conductor para línea transmisión, 4 conductores por fase
Fuente: Checa (1988)
El diseño de la torre HVAC, propuesta para los 645 km de líneas de transmisión para la interconexión
eléctrica Chile-Perú se presenta en la figura 4.
Figura 4: diseño propuesto para la torre de la línea de transmisión
Fuente: Checa (1988)
1.1.2 Cálculo de la resistencia y reactancia de la línea HVAC
125
Para el cálculo de la distancia media geométrica entre fases, se toman como referencia las medidas
calculas entre conductores de fases, indicados en la figura 5.
D1 = √ (D1-2 D1-2’ D1-3 D1-3’ ) = √ (9,2 x 15,5 x 11,6 x 21,8) = 14,83 m D1-1’ 12,8
Figura 5: Disposición y distancia entre fases
Fuente: Checa (1988)
D2 = √ (D2-1 D2-1’ D2-3 D2-3’ ) = √ (9,2 x 15,5 x 7,0 x 20,2) = 10,76 m D2-2’ 13,2
D3 = √ (D3-1 D3-1’ D3-2 D3-2’ ) = √ (11,6 x 21,8 x 7,0 x 20,2) = 6, 95 m D3-3’ 27,2
D = 3√ (D1 D2 D3 ) = 3√ (14,83 x 10,76 x 6,95) = 10, 35 m
La resistencia eléctrica (cable cardenal ) :
126
R k = 1 0,0597 = 0,0149 Ώ/km 2 2
La Reactancia de autoinducción, se obtiene para un circuito cuádruples, a partir de la fórmula
desarrollada en la referencia Luís Maria Checa, 1988
X K = 1 [ 0,25 + 4,6 Log D ] x 10-4 * w 2 ³√r ∆
Donde r = 12,7 mm el radio del conductor.
X K = [ 0,25 + 4,6 Log 10.350 ] x 10-4 * 314 √15,189 x 400
= 0,1572 Ώ/km Aplicando el concepto del Momento eléctrico, desarrollado en la sección 2, se obtiene: M = u U2 100 R k + X K * Tan φ u : máxima caída de tensión aceptada en el extremo receptor (se asume 10%) U: nivel de tensión de la línea de transmisión (se asume 500 kV) Φ : ángulo asociado al factor de potencia de la carga (se asume Cos φ = 0,95 ) M = 10 5002 = 376.157 MW km 100 0,0149 + 0,1572 x 0,328
Potencia de transporte para una distancia de 645 km es igual a:
P = M = 376.157 = 583 MW
L 645
Pérdida de potencia
Pk = 100 x R k x P = 100 x 0,0149 x 583 = 0,003657 %
U2 x Cos2 φ 5002 x 0,952
En la línea de 645 km de longitud…. P645 km % = 0,003657 x 645 = 2,35 %
En valor absoluto, la pérdida de la interconexión para 500 MW es: Pérdida de la Interconexión = 500 MW x 0,00235 = 11, 8 MW
127
1.2 Estimación de las pérdidas en la estación conversora Back-to-Back 1.2.1 Componentes de una Estación de conversión Las estaciones de conversión tienen como objeto la transformación entre corriente alterna y continua a
ambos lados de la transmisión. En el paso de AC a DC interesa conseguir una entrada con el mayor
número de fases posible, puesto que esto permite entregar a la salida una señal continua prácticamente
plana (mínimo rizado) antes de conectar un filtro. La tecnología clásica o LCC (Line Commutated
Converter) corresponde a la característica de los convertidores clásicos con la utilización de tiristores o
SCR (Silicon Controlled Rectifiers) (más modernamente LASCR (Light Activated Silicon Controlled
Rectifiers)). Esto resulta en un convertidor con dispositivos semicontrolados, dado que este circuito
permite seleccionar el momento (ángulo) de disparo o conexión durante la polarización directa del
dispositivo, pero no es posible controlar el corte, que no llegará hasta que sea polarizado inversamente.
Este tipo de control permite regular a voluntad la potencia activa, pero no la reactiva, que depende
solamente de la potencia activa entregada según la siguiente ecuación:
Q= P tan [ cos-1 (ά-ds )]
Donde Q= Potencia Reactiva P = Potencia Activa ά- = Ángulo de disparo ds = Caída de tensión inductiva reactiva
Los tiristores utilizados actualmente en HVDC se caracterizan por una tensión de bloqueo hasta 8 kV,
una intensidad de corriente máxima de 4kA y una señal de puerta óptica tecnología LTT (Light
Triggered Thyristor). La primera característica hace necesario el montaje en serie de varios tiristores
para alcanzar la tensión de funcionamiento de la red a la que se encuentra conectado, lo que implica el
montaje en columnas, habitualmente modulares de cientos de tiristores por válvula. Estas grandes
columnas sueles estar suspendidas del techo del edificio que las alberga, principalmente en aquellas
zonas que pueden sufrir movimientos sísmicos importantes, como se muestra en la figura 6.
La utilización de tecnología LTT permite el disparo de un tiristor mediante una señal óptica de
aproximadamente 40 mW, lo que elimina parte de la electrónica de control y mejora el aislamiento y el
nivel de protección.
128
Figura 6. Sala Válvulas de tiristores
Referencia: Frau y Gutierrez (2005)
1.2.1.1 El Rectificador de 6 pulsos La tecnología HVDC clásica utiliza un puente rectificador trifásico. Con una tensión trifásica equilibrada
a su entrada (desfase de 120°), el puente rectificador es capaz de invertir el semiciclo negativo (o
positivo) de cada fase, dando a su salida una señal continua variable totalmente positiva (o negativa).
Suponiendo la polaridad positiva (será lo mismo en caso de polaridad negativa) y una frecuencia de red
de 50Hz, la señal rectificada tiene una frecuencia de 300Hz, ya que está formada por seis semiciclos
positivos, los tres inicialmente positivos más los tres invertidos de las tres fases (360°/ 6 = 60° -> 50Hz
x 6 = 300Hz). El esquema de un rectificador de 6 pulsos se muestra en la figura 7
La forma de la señal a la salida del puente dependerá del instante en que se disparen los tiristores
(cebado). Es posible variar el ángulo de disparo desde 0° hasta 180°, lo que permite controlar la
potencia a transmitir cuando funciona como rectificador (de 0° a 90°) o la de salida cuando funciona
como inversor (de 90° a 180°) mediante el control de la tensión. Independientemente del ángulo de
disparo, la señal será suavizada por una serie de filtros con objeto de obtener una tensión continua lo
más estable y plana posible Estos convertidores crean una serie de armónicos que deben ser
atenuados mediante filtros tanto en el lado de AC como en el lado DC.
129
Figura 7 Formas de ondas de un rectificador de 6 pulsos
Referencia : Frau y Gutierrez (2005)
1.2.2.2 El Rectificador de 12 pulsos
El rectificador de 12 pulsos está formado por 2 convertidores de 6 pulsos montados en tótem. La salida
del rectificador se toma entre los extremos de los rectificadores de 6 pulsos no conectados entre sí.
Esta configuración permite conectar el secundario de dos transformadores, uno por puente. Con objeto
de conseguir una señal lo más plana posible, se utilizan dos tipos de conexión diferente en los
transformadores de entrada; uno será estrella-estrella (desfase 0°) y el otro estrella-triángulo (desfase
30°).
La salida de los puentes son dos señales con una frecuencia de 300Hz (rectificador de 6 pulsos)
desfasadas 30° entre ellas. La combinación de ambas señales entrega la salida del convertidor de 12
pulsos una señal de 600Hz, mas estable que la entregada por el convertidor de 6 pulsos.
Estos convertidores generan armónicos de corriente, que se traducen en armónicos de tensión.
130
1.2.2.3 Tecnología VSC
Esta tecnología se caracteriza por su capacidad de controlar tanto en encendido como el apagado de
los dispositivos del convertidor, permitiendo el control independiente de la potencia activa y reactiva
entregada al sistema según las siguientes expresiones:
P = UL Uv sen ά
X
Q= UL (UL - Uv ) cos ά
X
Donde
P = Potencia Activa
Q= Potencia Reactiva
UL= Tensión en el lado generador bobina
Uv= Tensión en el lado válvulas
ά = Ángulo de disparo
Teniendo en cuenta que es posible controlar de forma independiente tanto el ángulo de disparo ά como
la amplitud de la tensión en el lado de la bobina-generador UL, es posible el control independiente de los
valores de P y Q en cada momento, por lo tanto
P= f (ά)
Q= f ( Amplitud UL)
Figura 7: Diagrama Unilineal básico de un sistema HVDC VSC
Referencia: Rudervall y Johansson (2003)
131
Esto permite operar en sistemas con baja potencia de cortocircuito e incluso iniciar un sistema desde
cero (blackout), lo que es de gran ayuda al energizar cargas aisladas pasivas o recuperar un sistema
débil.
Este gran capacidad de control del convertidor es debido a la utilización de IGBT’s (Insulated Gate
Bipolar Transitor) en lugar de tiristores. Estos dispositivos se empezaron a utilizar en HVDC en 1997 y
permiten controlar la intensidad entre dos de sus terminales mediante la tensión en un tercer Terminal,
de forma semejante a un transistor.
Una de las ventajas del IGTB respecto al tiristor consiste en la baja potencia de control necesaria
gracias al aislamiento de la puerta tipo MOSFET (Metal Oxide Semiconductor Field Effect Transistor), lo
que produce unas pérdidas inferiores a las obtenidas mediante un transistor de potencia equivalente. En
comparación con los tiristores (semi controlados), el IGTB proporciona control total de la señal de
potencia, lo que se traduce en mayor control de potencia activa y reactiva, mayor velocidad y menor
nivel de armónicos. Este control de la señal se obtiene gracias a la técnica de modulación de ancho de
pulso PWM (Pulse Width Modulation), que consiste en la generación y posterior filtrado de uan señal de
alta frecuencia, de tal forma que produzca, a la salida del filtro, una señal a la frecuencia deseada
(50Hz). La señal a la salida del convertidor tiene siempre la misma amplitud (máxima), pero los pulsos
que la componen varían su duración, lo que supone la entrega de una señal con una tensión media que
varía en función del ancho de pulso. Si esta señal se conecta a la entrada de un filtro pasa bajos, la
forma de onda a la salida tendrá en cada momento el valor de tensión media de cada pulso. Así es
posible controlar la frecuencia como la amplitud de la señal.
1.2.2.4 Transformadores de Conversión
La función de los transformadores es convertir la tensión alterna de las líneas de entrada en la tensión
alterna de entrada a los convertidores HVAC/HVDC. Además proporcionan el aislamiento necesario
entre la red y el convertidor. Habitualmente se instalan dos grupos de transformadores (convertidor de
12 pulsos) desfasados 30 o 150 grados eléctricos (esquemas Yyo e Yd5).
1.2.2.5 Filtros Debido al alto contenido de armónicos generados en el convertidor, es necesaria la instalación de filtros
tanto en el lado AC como en el lado DC.
132
1.2.2.6 Condensadores Serie El objetivo de los condensadores serie es mejorar el comportamiento dinámico, principalmente en
sistema con baja potencia de cortocircuito o líneas HVDC largas. Este sistema unido a pequeños filtros,
mejora la calidad de la señal reduciendo el rizado y la demanda de energía reactiva. Estos
condensadores se sitúan entre el transformador y el puente de válvulas para reducir la corriente
causada por la capacidad de los cables en caso de desconexión y el fallo del inversor. Esto se debe a
que, en este punto la corriente está controlada y, por lo tanto, determinada por el convertidor. En la
figura 7 se muestra las diferentes componentes de una subestación conversora HVDC-HVAC
Figura 7 Partes principales de una subestación conversora
Referencia: Rudervall y Johansson (2003)
1.2.3 Estimación de pérdidas para la subestación conversora La determinación de las pérdidas de potencia en subestaciones conversoras HVDC, está estandarizado
en la norma IEC 61803 y alcanzan alrededor de un 1.5% de la capacidad de transmisión de la
interconexión a plena carga. La mayor contribución de estas pérdidas son definidas en las válvulas
IGBT (aprox.1,1%), el transformador de conversión (0,2%) y los reactores de conversión ( aprox.
0,12%). El resto de las pérdidas son atribuibles en menor medida a los filtros AC la subestación de
133
poder correspondiente al patio de maniobra y el condensador en serie según se estima en la página
web del proveedor ABB (2010).
1.3 Estimación de las pérdidas totales de la Interconexión En la tabla 2 de estiman las pérdidas eléctricas totales como porcentaje de la potencia nominal a
transmitir (500MW) a partir de las estimaciones desarrolladas en las secciones anteriores.
Tabla 2
Referencia: elaboración propia
La eficiencia de los transformadores de poder 500-220kV a la llegada de subestación Crucero se
asumen en 99%, estimando las pérdidas eléctricas en S/E Crucero igual a 1%.
