Intregracion de un mercado electrico en sudamerica
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Intregracion de un mercado electrico en sudamerica Intregracion de un mercado electrico en sudamerica Document Transcript

  • 1UNIVERSIDAD 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 ENERGETICATITULO DE LA TESIS:INTEGRACION DE UN MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL EN AMÉRICA DELSURAUTOR:Oscar Toledo MaldonadoNelson Villalobos ValenzuelaTRABAJO DE TESIS, presentado en cumplimiento parcial de los requisitos para elGrado de Magíster en Economía Energética del Departamento de IngenieríaMecánica de la Universidad Técnica Federico Santa MaríaDr. Ing. Alejandro Sáez Carreño……………………………………………………………….MSc. Ing. Juan Carlos Araneda Tapia ……………………………………………… Santiago, Chile Agosto de 2010
  • 3Dedico esta tesis a mi familia.Oscar Toledo MaldonadoDedico este trabajo a mi Esposa Elena y a mis3 hijas quienes me apoyaron en formaconstante para cumplir este importante logro.Nelson Villalobos Valenzuela View slide
  • 4 RESUMENEn términos económicos América del Sur posee un importante potencial energético, con reservas dehidrocarburos y un alto potencial de recursos hídricos para la generación de energía eléctrica. Sinembargo las transacciones entre los mercados energéticos no han alcanzado todavía un nivel dedesarrollo significativo. El inicio de la apertura energética comenzó hace dos décadas con reducidossuministros en zona de frontera, intercambios de oportunidad en electricidad, gasoductos con ventafirme de gas y centrales binacionales. A pesar de los avances, el proceso de integración siguependiente, careciendo de mecanismos flexibles que permitan conciliar las distintas agendasenergéticas, 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 establecerun mercado eléctrico regional en América del Sur evaluando las variables técnicas económicas, legalesy 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 losmodelos de políticas económicas y sus resultados. Posteriormente en el contexto del estudió se revisólos elementos a considerar para el comercio internacional de electricidad, analizando los diferentestipos 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 laCAN. 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 desarrollóposteriormente 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 unanálisis 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, optimizandolas características técnicas y los puntos de interconexión. Los resultados económicos permitenvisualizar que las interconexiones debieran desarrollarse como alternativas razonables en lasperspectivas del negocio energético regional.Finalmente en base al análisis, antecedentes bibliográficos y estudios, se identificaron las barreras ylas medidas que permitirán en el mediano plazo, la integración de un mercado eléctrico regional enAmérica del Sur View slide
  • 5 ABSTRACTIn economic terms, South America has a significant power potential, with reserves of hydrocarbons anda high potential of water resources for power generation. However, the transactions between the energymarkets have not yet reached a significant level of development. The start of the opening energy begantwo decades ago with reduced supplies in border areas, exchanges of opportunity in electricity, gaspipelines and gas firm sale and power unit between countries. Despite progress, the process ofintegration is on the agenda of the region, lack of flexible mechanisms to reconcile the different agendasenergy, 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 regionalelectricity market in South America to evaluate the technical variables of economic, legal andgeopolitical. .First the theoretical framework was developed with a bibliographic and documentary, exploring thedifferent stages through which has passed the energy integration, evaluating the economic policy modelsand outcomes. Later in the studied context, it was revised the items to consider for international trade inelectricity, analyzing different types of trade and contracts that can be performed in an electricity markettransactions, reviewing the characteristics of the existing bi-national interconnections in MERCOSURand CAN. Secondly, based on the concept of the pillars of integration, identified the Rules, Resourcesand Networks by a risk analysis on a qualitative level. Subsequently developed a methodology to identifyand evaluate international electrical interconnection. .We identified an opportunity for an interconnection between Chile and Peru, which was studied in a casestudy, which quantified the economic benefits of electricity transactions. These exchanges wereestimated by considering the installation of a transmission line, optimizing the technical characteristicsand points of interconnection. The economic results can visualize the interconnections should bedeveloped reasonable alternatives in the prospects of regional energy business. .Finally, based on the analysis, and bibliographic studies, we identified barriers and measures that will inthe medium term, the integration of a regional electricity market in South America.
  • 6 GLOSARIOALALC: Asociación Latinoamericana de Libre ComercioANEEL: Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Argentina)ANDE: Administración Nacional de Electricidad (Paraguay)CAF: Corporación Andina de FomentoCAN: Comunidad Andina de NacionesCANREL: Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad del CANCIER : Comité de Interconexiones Eléctricas RegionalesCDEC-SING: Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Eléctrico del Norte GrandeCEPAL: Centro de Estudios para América LatinaCNE: Comisión Nacional de Energía (Chile)CENACE: Generadores y Distribuidores-Comercializadores (Colombia)CIER: Comité de Integración Energética RegionalCOES SINAC: Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (Perú)GOPLAN: Grupo Técnico de los Organismos Planificadores de los Sectores Eléctricos del CANHVAC: 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 SurOCDE: Organización para la Cooperación y el Desarrollo EconómicoMAE: Mercado Mayorista de Energía (Argentina)MEM: Mercado Eléctrico Mayorista (Argentina)OLADE: Organización Latinoamericano de EnergíaPIB: Producto Interno BrutoSEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (Perú)SCADA: Sistema de control adquisición y datos variables eléctricasURSEA: Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (Uruguay)
  • 7 INDICEINTRODUCCION 1CAPITULO I MARCO TEÓRICO1.1 Antecedentes históricos de la Integración regional 41.2 Antecedentes históricos de la economía regional 61.3 Antecedentes técnicos para una integración eléctrica regional 81.4 Antecedentes de integración subregional 12CAPÍTULO II ANTECEDENTES PARA LA INTEGRACION REGIONAL2.1 Características a considerar para el comercio internacional de electricidad 142.2 Particularidades técnicas del comercio internacional de electricidad 182.3 Aspectos políticos e institucionales del comercio de electricidad 192.4 Proyectos que originan las interconexiones regionales 212.5 Tipos de comercio internacional de electricidad 222.6 Estado de la integración eléctrica regional 25CAPÍTULO III ANALISIS DE RIESGOS DE LA INTEGRACION REGIONAL3.1 Análisis de riesgos de la integración del MERCOSUR 273.2 Análisis de riesgos de la integración del CAN 373.3 Riesgo de las redes en la interconexión eléctrica en el CAN 443.4 Riesgo de las reglas en la interconexión eléctrica en el CAN 463.5 Análisis de riesgos de los recursos 513.6 Análisis del riesgo Geopolítico 59CAPITULO IV METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE LA INTEGRACION4.1 Introducción 624.2 Metodología 624.3 Fase I, motivación 634.4 Fase II, Prefactibilidad 644.5 Fase III, Factibilidad 684.6 Fase IV, Acuerdos 70
  • 8CAPITULO V ANÁLISIS DE CASO INTERCONEXION CHILE-PERU5.1 El escenario de estudio 735.2 Definición del proyecto de interconexión 775.3 Estimación de los costos marginales para la interconexión Chile-Perú 795.4 Estimación de los beneficios económicos de la interconexión Chile-Perú 855.5 Análisis de los beneficios de los intercambios de energía 915.6 Estimación de Inversión para la interconexión Chile-Perú 93CAPITULO VI ANÁLISIS DEL PROBLEMA 102CONCLUSIONES 1158. ANEXOSAnexo A:Citas BibliográficasAnexo B:Estimación de las pérdidas eléctricas para el análisis de caso.
  • 1 INTRODUCCIONEn los últimos años la economía mundial ha mostrado una tendencia a la integración de mercadosbuscando 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 lospaíses y no es ajeno a este fenómeno y por esto su mercado muestra tendencias de integraciónregional 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 elpanorama del mercado en el mediano y largo plazo.La conformación de un mercado interior de la energía desde sus orígenes ha perseguido dos objetivosfundamentales: por un lado mejorar la competitividad de la industria comunitaria y por otro promovermejoras en la calidad del suministro a los consumidores. Para lograr estos objetivos tan ambiciosos, sebusca avanzar en la consolidación de mercados energéticos competitivos y eficientes donde el preciode 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 sistemaeléctrico en particular y su utilización. El costo asociado a las mismas debe ser reasignado entre losdistintos usuarios, independientemente de la regulación particular de los mercados mayoristas de cadapaís 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 delos mercados eléctricos de las naciones que la conforman, lo cual se consolidó en el Tratado de laUnión Europea de 1992. Esta política se logró implementar en el decenio pasado y permitió cumplir losobjetivos de; Aumentar la seguridad de suministro; Disminuir los precios; Respetar el medio ambiente yFomentar el ahorro energético.En el caso de América del Sur existen muchos recursos energéticos y reservas, que pueden serutilizados para suministrar en forma económica y segura los requerimientos de la región. Sin embargose 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 diferentesnaciones, sino que también elaborar normas y regulaciones para la inversión pública-privada y ladefinición 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 decombustibles fósiles y renovables presentan en su conjunto un superávit, sin embargo pocos países
  • 2tienen la capacidad para exportarlos, mientras que la mayoría de los países debe importar parte de suconsumo.Actualmente existen varios acuerdos y proyectos de integración binacional de mercados eléctricos;Brasil-Uruguay; Brasil-Paraguay; Brasil-Argentina; Colombia-Ecuador, los que representan progresosinnegables en materia de interconexiones sin embargo aun se está lejos de poder hablar de mercadoseléctricos regionales integrados, lo que supone una vinculación estructural entre los agentes privados ypúblicos 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 elcaso de la comunidad económica europea) que trabajen en este sentido. En América del Sur laformación de los precios de la energía eléctrica en el mercado spot es un resultado inmediato de laoperación óptima sujeta a restricciones de seguridad, mediante procedimiento regulado a partir de loscostos variables empleados en el despacho de cada país.Un proceso de integración requiere de mecanismos flexibles al interior de los países que permitanconciliar las distintas agendas energéticas, políticas, económicas y técnicas de los países involucradosen zonas de mutua influencia, donde se debe considerar el clima político y económico que permitapromover 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/oeliminar restricciones comerciales. Actualmente se observan en la Región, dos proyectos de desarrollodiferentes. Uno basado en la economía de mercado y el otro en el Estado gestor. En el primer casoestán 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 necesidadde generar mercados eléctricos integrados, sustentables para garantizar el crecimiento económico delas 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 yfundamentos 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 realizóuna investigación bibliográfica a través de la búsqueda de publicaciones, revistas universitarias,informes de organismos de investigación, documentos presentados en congresos, conferencias, pararecoger antecedentes de integración regional, la situación de la economía regional y antecedentestécnicos de integración de mercados eléctricos.El capítulo 2 se desarrolló los antecedentes generales para la integración de un mercado eléctricocomún, la propuesta de análisis de interconexión, la metodología para analizar los diferentesescenarios 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 unanálisis a partir del concepto de los 3 pilares fundamentales; las Reglas, las Redes y los Recursos parala integración en el MERCOSUR y el CAN, investigando los aspectos legales, los aspectos deinfraestructura eléctrica y la disponibilidad de insumos energéticos, aspectos esenciales que influyen enla toma de decisiones en los diferentes países de la región para definir una integración regional. Seconsideró los potenciales riesgos geopolíticos para la integración energética de Chile.En el capítulo 4 se presenta una metodología para evaluar una interconexión eléctrica internacional. Seanaliza 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 beneficioseconómicos, suponiendo en el mediano plazo la realización de transacciones internacionales deelectricidad entre Chile y Perú. Dichos intercambios se estiman al considerar la instalación de una líneade transmisión, optimizando las características técnicas, su ubicación geográfica y los puntos deinterconexión. Se proyectan los costos marginales de energía para la interconexión par un período de 7años comprendido entre el 2015-2022 Los beneficios económicos desde el punto de vista de la ofertade energía se calculan en base al margen operacional del sector eléctrico. Esto es la diferencia entre lavalorización (a costo marginal ) de las inyecciones de energía de las centrales del sistema eléctrico delPerú 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 yproponer medidas para retirar las barreras para la integración regional, presentando las conclusionesdel informe.
  • 4 CAPITULO I MARCO TEORICO1.1 Antecedentes históricos de Integración regionalBolognesi (1986) señala que el límite político, así como aparece en el trazado de los mapas, es la líneade demarcación de juridicciones nacionales. Marca discontinuidades, más que continuidades y muchasveces interrumpe áreas que de otro modo serian una unidad desde el punto de vista de la convivenciahumana. 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 yponen barreras a la libre circulación de bienes y factores productivos. Sin embargo la proximidad y lasleyes económicas crean una zona de tránsito donde los habitantes obtienen ventajas de las políticasaplicadas a ambos lados de la frontera.Milet (2007) define la Integración regional como un concepto amplio, que no considera sólo nocioneseconómicas, sino también variables políticas, sociales y culturales. La integración regional en Américadel Sur ha pasado por tres etapas, relacionadas con el sistema económico en boga, como también conel 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 depromoción de la industrialización. Caracterizado por un marco de protección arancelaria y noarancelaria. El rol fundamental del Estado en el impulso del desarrollo, tuvo doble asidero en laintegración. El desarrollo industrial requería cierta intervención a nivel micro y macroeconómico, eincluso participación directa. Además, de paliar las desventajas de los países con menor desarrollorelativo, 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 avancesgraduales pero progresivos hacia metas predeterminadas. Todos los acuerdos suscritos en este períodoestablecían compromisos rígidos, para lograr establecer un arancel común, en determinados número deaños. Estos finalmente no se cumplían o sólo parcialmente. .A pesar de estas deficiencias, durante los60 el intercambio recíproco se constituyó en factor dinamizador del comercio exterior, además se creóinfraestructura común y algunas instituciones. En 1960, se originó la Asociación Latinoamericana deLibre Comercio (ALALC), proceso que fracasó. Este fracaso generó el surgimiento de dos nuevasiniciativas subregionales. En 1969, el Pacto Andino entre Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú, Venezuela yChile 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 “integracióninformal” y la “integración por proyectos”. Se ensayaron mecanismos de comercio compensado, de
  • 5trueque y otras modalidades de corte más bien bilateral que multilateral. Esto se evidenció por ejemploen el Grupo Andino. Así el Protocolo de Quito de 1987: flexibilizó los compromisos andinos de liberalizarel comercio y de adoptar el arancel externo común, postergando indefinidamente el compromiso originalde establecer una Unión Aduanera. En este marco es que en 1980 surge la ALADI, AsociaciónLatinoamericana de Integración. Formada por Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Cuba (desde1999), Ecuador, México, Paraguay, Perú, Uruguay y Venezuela. Principios generales: Pluralismo enmateria política y económica. Convergencia progresiva hacia la formación de un mercado comúnlatinoamericano. Flexibilidad y tratamiento diferencial en cuanto al nivel de desarrollo de los países. Yuna multiplicidad en concertación de instrumentos comerciales.La tercera Etapa pragmática a partir de la década de 1990, con un marco de una gradual convergenciaeconómica y política de los países de la región. Se busca que la integración sea compatible con elesfuerzo de mejorar la competitividad internacional, según la CEPAL la integración debe contribuir alcumplimiento de “los objetivos específicos de fortalecer la inserción internacional, favorecer laarticulación productiva e inducir la interacción creativa entres los agentes públicos y privados”. Nocióndel regionalismo abierto, dirigida al aumento de intercambio entre los miembros, el logro de un arancelexterno común bajo y la búsqueda de nuevos socios para América Latina. Procesos de aperturacomercial, con márgenes preferenciales cada vez menores favorecen una mayor multi-lateralización dela integración. Idea de compromisos realistas y concretos, que reconozcan la existencia de los costosde la integración y de sus obstáculos.En el año 1969, Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador y Perú firmaron un acuerdo de integración ycooperación regional denominado el Pacto Andino. Este agrupamiento después de una fase inicial deresultados relativamente exitosos, pasó a enfrentar un largo período de estancamiento y retroceso. Lafalta de coordinación de las políticas cambiarias y el no cumplimiento de las obligaciones y de plazospactados, sumado a los severos problemas de balanza de pagos ocasionados por la crisis de la deudaa partir del decenio de 1980, desencadenó un proceso de desintegración entre los países de la regiónsegún lo señalado por Hisrt (1997). Chile se retiró el año 1976. En el año 1997, se creó la ComunidadAndina 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 ComunidadAndina, con lo cual puede participar en los distintos órganos e instituciones del Sistema AndinoIntegrado (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 reunionesordinarias 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 año1969 estableció un tratado de integración regional, con el objetivo principal de promover el desarrollo
  • 6armónico y la integración física de la cuenca de la Plata, en sus áreas de influencia directa yponderable. El tratado de la cuenca de la Plata pretendió identificar áreas de interés común y larealización de estudios, programas y obras, así como lograr desarrollar los entendimientos operativos ylos 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 SaltoGrande 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 acordaronen 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 loscuatro países esta iniciativa prevé; a) la libre circulación de bienes, servicios y factores productivos entrelos cuatro países miembros. b) el establecimiento de un arancel externo común y la adopción de unapolítica comercial común en relación con terceros estados c) la coordinación de políticasmacroeconómicas y sectoriales entre los estados miembros; d) el compromisos de estos estados dearmonizar sus legislaciones en las áreas correspondientes. Giuliucci (2000) señala que Brasil vislumbróen el MERCOSUR, la necesidad de establecer una estrategia progresiva de apertura del procesoeconómico que debía estar necesariamente interrelacionada con la conducción de la política externabrasileña, 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 obtenidohistóricamente buenos resultados económicos. Desde la era colonial, ha tenido que contemplar quesucesivos países la dejaran atrás en término de Producto Interno Bruto (PIB) per cápita; muchos deellos, cuya situación era de extrema pobreza, pasaron a ocupar los peldaños más altos en la escala deingresos mundiales. En la última mitad del siglo XX, el fortalecimiento y el mejoramiento de la calidadde la inserción internacional de Estados Unidos, fue un pilar significativo para que los países de laregión pudieran participar con éxito en un proceso de cerrar brecha de ingresos con respecto a lospaíses ricos. En ese contexto el desarrollo de la exportación fue un instrumento importante paraestimular la inversión, la innovación y el crecimiento. El papel de la exportación se vio respaldado porlas tasas de crecimiento del comercio y el financiamiento internacional, que alcanzaron niveles sinprecedentes. Sin embargo, casi todos los países que lograron equipararse abordaron la cuestión de laintegración y el desarrollo de la exportación por vías diferentesDe acuerdo a lo indicado por Reyes. G (2001), durante la década de 1960, las economías de la regióntuvieron características propias de lo que en ese entonces se esperaba fueran las naciones en
  • 7desarrollo. Las exportaciones primarias dominaban el comercio internacional y la concentración de ladependencia productiva variaba, pero en general se mantuvo con índices altos. La industria contribuíacon alrededor de un 22% del (PBI) teniendo un rango que iba desde 11% en Bolivia hasta un 25% enBrasil. Una característica muy importante de las economías de la región en los años sesenta fue eldesarrollo de la industria y la diversificación de las nuevas líneas de exportación. El notable aumento dela producción industrial fue sostenido por el modelo de crecimiento basado en la sustitución de lasimportaciones. En la mayor parte de los países de la región, estos años se caracterizaron por la caídade los coeficientes de importación y por la reducida capacidad exporadora de bienes industriales. Cabeseñalar que las iniciativas de integración en la región que se iniciaron en los 60-70 no demostraron seruna 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 yprolongada recesión económica de los últimos 50 años. Aunque las fuerza externas fuerondeterminantes en el agravamiento de la crisis, otros factores no menos importantes actuaron, como porejemplo la inconsistencia en el manejo de las políticas económicas, especialmente en cuanto a laadopción de medidas que favorecieran, sin previsión, altos niveles de endeudamiento externo, elaumento del gasto interno y las políticas de estabilización de precios basadas en el manejo casi únicode las tasas de cambio. Para enfrentar este escenario, cuyo problema se agravaban debido al problemade la deuda externa, las naciones de la región llevaron a cabo los procesos de ajustes. Los mismos seiniciaron en 1982 y duraron, en una primera fase, hasta 1990. Entre las repercusiones se registró unaimportante reducción en el PIB per capita y el consumo interno. El coeficiente de inversión en la regióncayó de manera constante, alcanzando sus mínimos niveles en 1987. A partir de este año esteindicador ha experimentado una lenta recuperación, hasta alcanzar un 22% del PIB para 1989. Noobstante este último nivel ha mejorado, encontrándose por debajo de las cifras que se tenían aprincipios de los ochenta.En la década de 1990 un factor económico significativo en términos del comercio internacional quemostraron los países de la región, fue un uso más intenso de los recursos naturales en un marco endonde las exportaciones aumentaron. La tasa de exportación se elevó de 11% del total del PIB en 1980a 16% en 1990 y 19% en 1998. En general y no obstante su intensificación, la participación de losproductos primarios en las exportaciones ha mostrado una menor proporción con respecto a los bienesindustriales manufacturados, cuya participación se ha incrementado. La evidencia es que estos bienesindustriales se han basado en la transformación de materias primas del sector primario. A pesar de esteesfuerzo en el comercio internacional, es de señalar que la posición de América del Sur se mantieneaún 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
  • 8individual, se aprecia que desde 1960, salvo escasas excepciones, han sufrido retrasos en el caminohacia la convergencia. Al comparar década por década el PIB per cápita como un porcentaje del PIBper 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, 20091.3 Antecedentes técnicos para una integración eléctrica regionalHusson (2004) señala que la integración eléctrica es un concepto con contenido técnico preciso, ya queimplica el despacho conjunto o al menos coordinado, de los recursos eléctricos. Sin embargo, nosiempre se respeta ese contenido, ya que se tiende a hablar de integración cuando esa situación noestá configurada. Por ejemplo, en el MERCOSUR, hay una coordinación de despachos entre Argentinay Uruguay. Los demás intercambios eléctricos de la región responden más a una compraventa
  • 9internacional de energía que a una verdadera integración. Si se analizan las interconexiones eléctricasinternacionales desde el punto de vista de su operación física puede distinguirse varios niveles decoordinación entre los despachos, que se muestran en la tabla 1.1, donde también se registra el gradode 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 denominacomúnmente, establecer simetrías mínimas. Si se atiende a la participación del insumo eléctrico en elconjunto de la economía nacional, parece claro que la selección del nivel de integración no puede seruna decisión tomada exclusivamente con una óptica sectorial. Conceptualmente, el nivel de integracióneléctrico se debe corresponder con el nivel general de integración de las economías nacionales, ya queen otro caso pueden amenazarse o cederse ventajas relativas de carácter general a cambio de obtenerbeneficios sectoriales, aspectos geopolíticos que serán tratados en el capítulo 3.En relación con el análisis de las simetrías mínimas, este permite establecer que estas puedenreducirse a tratar exclusivamente lo atinente a transacciones de energía, potencia, y peajes detransmisión.El tratamiento dado a la exportación o importación de energía eléctrica corresponde a una demanda ouna generación en frontera. Una exportación realizada en esos términos será equivalente a unademanda en frontera en el sistema exportador y a una generación en frontera para el sistemaimportador. En tal caso, por ejemplo, le corresponderán: En el mercado exportador: todos los cargos
  • 10establecidos para las demandas; En el mercado importador: todas las remuneraciones y cargosestablecidos 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 debieranimplementar mediante contratos de largo plazo, para garantizar el abastecimiento a la demanda y lainversión a la oferta. Deberá tenerse presente que compras de energía sin pago de capacidad, nopromoverán 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 eneste último, el costo marginal de la oferta correspondiente a demanda local más la exportación, ya quese estaría afectando el equilibrio entre oferta y demanda, y se otorgaría renta a los generadores localesaumentando el pago de los consumidores en el país exportador, sin beneficios para estos últimos, yaque 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 yverificar que los intercambios entre sistemas tiendan a ser balanceados en el largo plazo. El gráfico 1.2muestra el incremento del costo marginal del sistema eléctrico en función del nivel de potenciadespachada 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 internacionalesse encuentra el concepto de seguridad de abastecimiento. Si por motivos estratégicos se opta por elautoabastecimiento, la capacidad instalada en cada país deberá dimensionarse para cubrir sudemanda, los intercambios serán sólo de oportunidad y no corresponderá el pago internacional porcapacidad. Si en cambio, se aceptan los riesgos y se le quita a la energía eléctrica el carácter
  • 11estratégico, entonces se tratará de intercambios programados a largo plazo y corresponderá pago porcapacidad. En última instancia, la decisión de pagar o no capacidad en los intercambios estácorrelacionada con la aceptación que la inversión en nueva capacidad se instale más allá de lasfronteras nacionales, siendo esa aceptación y confianza en las decisiones del otro país uno de loselementos esenciales de un proceso de integración económica.En relación con las tarifas de la transmisión sólo se trata de acordar los peajes en los EnlacesInternacionales pues, atendiendo a que las reglas internas de cada sistema son distintas, los costosinternos de transmisión se pueden incluir en el precio ofertado para la energía en frontera. Para fijar elpeaje 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 operaciónintegrada o coordinada ya que incrementa los costos marginales de los mercados, por lo quenormalmente los peajes se suelen cargar sobre los intercambios firmes por contrato. En relación a lainversión en sistemas de transmisión internacional, el inversionista privado en transmisión se interesaen arbitrar precios entre sistemas. Arbitrar entre sistemas es comprar al Precio A en el sistema A yvender en el sistema B al Precio B. Como se ve en la gráfico 1.3, donde se puede observar el precio enlos dos sistemas interconectados, al incrementar la capacidad de intercambio el diferencial de preciosse 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, esdecir, operando al máximo de la capacidad de intercambio ya que en otra condición los precios A y Bserán prácticamente iguales salvo pérdidas en el Enlace.
  • 12El interés del inversor de utilizar al máximo los Enlaces y el hecho de que se pueda accionartécnicamente sobre la capacidad, reduciéndola, y así incrementando la renta, ha inducido a muchosReguladores a no otorgar al inversor dicha renta de arbitraje, denominada renta de congestión, productodel 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 losEstados 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 sistemaseléctricos de Colombia y Ecuador. El proceso de integración eléctrica de los países de la ComunidadAndina de Naciones (CAN) ha conducido una eficacia y su análisis permita extraer enseñanzas paratransitar el proceso de integración eléctrica regional.Al momento de decidir la creación del Mercado Eléctrico Andino había interconexiones entre lossistemas eléctricos nacionales, aunque de importancia secundaria. El proceso de integración eléctricaandina 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 seestableció un marco general para la Interconexión subregional, cuyos aspectos centrales son lossiguientes:.a) Tratamiento de la exportación y la importación: La exportación será considerada como una demandaen frontera mientras que la importación será considerada como una generación en frontera.b) Concepto de Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE): Los intercambios entre países seconcretan mediante TIE de corto plazo (spot) realizadas entre los despachos nacionales. Lastransacciones resultan cuando los despachos programan de forma coordinada (integración parcial) laoperación. Es decir, las TIE se ofertan, se aceptan y se programan entre los despachos el día previo alde 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 lastransacciones de corto plazo en lugar de a los contratos firmes. Adicionalmente, las rentas decongestión no se otorgan al operador del Enlace.d) Contratos de compraventa internacional: Si bien aún no se ha autorizado la firma de contratos, ladecisión prevé que éstos sólo serán financieros, es decir que fijan el precio del suministro pero no
  • 13otorgan garantía de abastecimiento, no admitiéndose contratos que resulten en transaccionesobligadas.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 demandanacional 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 loscargos que pagaría una demanda nacional ubicada en el nodo frontera: capacidad, cargos detransmisión, 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 ycomparará 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 unageneración en frontera) procederá a descontar de ese precio monómico en frontera los cargos quecorrespondería remunerar a un generador propio, hasta obtener el costo variable de producción con elcual 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 resultadespachando máquinas de hasta 55 USD/MWh ya que el precio máximo de compra en el sistemaecuatoriano corresponde a su precio de exportación cero (60 USD/MWh) reducido en el 8%, resultando55,2 USD/MWh. Gráfico 1.4 Simulación arbitraje de precios interconexión Ecuador-Perú Fuente: Husson.G (2004)
  • 14 CAPITULO II ANTECEDENTES PARA LA INTEGRACIÓN REGIONAL2.1 Características a considerar para el comercio internacional de electricidadDe acuerdo a lo señalado por Larrañaga (2007), el sector eléctrico presenta algunas característicastécnicas y económicas que le son propias y especiales, que lo singularizan con respecto a la granmayoría de los sectores productivos. A continuación se presentan esas características y como ellasinfluyen en el comercio internacional de electricidad y la integración.2.1.1 Carácter esencial del servicio eléctricoEl sector eléctrico proporciona un insumo que es imprescindible en casi todas las actividadesproductivas, y que se encuentra entre las necesidades básicas de las familias. Las crisis en elsuministro eléctrico a nivel de generación, que ocurren en ocasiones en algunos países, evidencian laexistencia 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 demanera racional, pueden ocasionar un impacto muy fuerte en el nivel de actividad económica.Las controversias sobre el abastecimiento internacional de electricidad tendrán entonces unaimportancia mayor que las de otros bienes cualesquiera, y el país vendedor podrá adquirir sobre elcomprador una ventaja estratégica capaz de afectar todo el conjunto de las relaciones bilaterales.2.1.2 Existencia en el sector de economías de escalaEl sector eléctrico se caracteriza por la existencia de rendimientos crecientes de escala en granparte de sus actividades, algunas de las cuales constituyen monopolios naturales. Lageneración de energía eléctrica presenta economías de escala, dentro de cierto rango de potenciasy dependiendo de las circunstancias locales, si bien en general no se constituye en un monopolionatural en los sistemas eléctricos interconectados.La generación térmica mediante gas natural, que representa en la actualidad la mayor parte de lasampliaciones de generación térmica en la región, presenta rendimientos a escala crecientessignificativos en la tecnología de ciclos combinados hasta potencias del orden de 200-400 MW y enmenor grado hasta 800 MW. La generación hidráulica presenta en buena parte también un fenómenode economías de escala. Una gran parte del potencial hidroeléctrico explotable comercialmente en elmundo y en la región, se concentra en centrales con potencias del orden de centenares o aún miles deMW de capacidad instalada. Un caso extremo a ese respecto es el de Paraguay, donde las doscentrales hidráulicas binacionales de Itaipú y Yacyretá serán capaces de abastecer la demanda de esepaís por tiempo prácticamente indefinido.
  • 152.1.3 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 ainstante, y esto hace necesaria una coordinación centralizada de las operaciones de generación ytransporte de energía. Una vez producida la energía eléctrica no puede ser almacenada de maneraeconómica. Cualquier variación instantánea de la demanda de energía eléctrica debe ser compensadapor una variación en la energía mecánica que proporcionan los motores primarios de las centrales, puesde lo contrario los rotores de los generadores se acelerarían o frenarían, y la frecuencia del sistemavariaría de manera inadmisible. Este balance instantáneo, además de requerir de controles automáticosen las centrales, hace necesario un monitoreo constante del sistema de generación, realizado en formacentralizada. Por otra parte, dadas la energía demandada y la energía generada en cada punto delsistema, los flujos de potencia en los distintos elementos de la red de transmisión (líneas aéreas, cablessubterráneos, transformadores, etc.), no pueden asignarse arbitrariamente, como en un problema detransporte de cargas cualquiera. Por el contrario, la potencia trasmitida por cada elemento, resulta deleyes físicas, a partir de las potencias inyectadas y demandadas en cada punto de la red y de lascaracterísticas técnicas de líneas, cables y transformadores. A su vez, esos elementos de la red, tienenuna capacidad máxima de transmisión de potencia. Si se intenta exceder la misma, corre riesgo laintegridad de los equipos, o bien el sistema eléctrico en su conjunto puede ser incapaz de mantener sufuncionamiento estable. Para el caso del comercio internacional, esto hace los tránsitos de energíapuedan involucrar países que geográficamente no se encuentran entre los que comercian, y sigantrayectorias difícilmente predecibles sin realizar flujos de carga. Por todo lo anterior, el sistema eléctricode generación y transmisión, requiere la existencia de una función de control, coordinación y comandode la operación, realizada en forma centralizada por un operador técnico del sistema, que mantenga elbalance entre oferta y demanda de energía en cada momento y la estabilidad eléctrica del sistema. Serequiere que los generadores presten al sistema una serie de servicios complementarios, además de lageneración de energía. Este sistema no puede quedar librado a la suma de decisiones individuales nocoordinadas.Por las mismas razones, si en un sistema de generación se establece un mercado de corto plazo, porejemplo horario, para la energía y otros servicios complementarios que prestan los generadores, deberánecesariamente tratarse de un mercado regulado, por dos razones; Por las restricciones técnicasdescritas 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 losparticipantes del mercado; Porque los servicios complementarios son un bien público, es decir un biencuyo empleo por un consumidor no excluye su usufructo por otros consumidores.
  • 162.1.4 Existencia de activos cuantiosos y específicos al sectorEl sector eléctrico se caracteriza por el empleo de activos que son a la vez sumamente costosos ytotalmente específicos a la actividad del sector. Por una parte, el sector eléctrico es uno de los másintensivos en inversión. Por otro lado los activos que emplea el sector eléctrico son totalmenteespecíficos al sector y en algunos casos específicos a una transacción en especial dentro del sector. Eneconomía se emplea la denominación activos específicos, para calificar a aquellos que no tienen ningúnuso alternativo fuera del sector o de la transacción para los que están destinados originalmente. Así porejemplo, una línea de transmisión que vincula una central de generación a la red interconectada, es unactivo específico a esa función. Una vez que se ha invertido en la línea, el costo y las pérdidas por sudesmontaje para aprovechar parte de los equipos en otro uso es tan grande, que hace casi inviable laoperación. En el ámbito del comercio internacional de energía eléctrica esto da lugar a cuantiososcostos de transacción asociados el desarrollo de contratos internacionales de suministro, cuando elvendedor o el comprador deban construir activos específicos a esa transacción.2.1.5 Dificultad del transporte internacional de electricidadLa energía eléctrica es probablemente el energético con dificultades mayores para su transporteinternacional: sólo puede transportarse mediante líneas de alta o extra alta tensión en corriente alterna ocontinua, o si se requiere atravesar superficies marítimas, lo que es mucho menos frecuente, mediantecables submarinos de corriente continúa.Las inversiones requeridas para la interconexión internacional son tan grandes, que los sistemaseléctricos de la mayor parte de los países del mundo se han diseñado históricamente como sistemasesencialmente aislados, o débilmente interconectados. Por lo anterior, los procesos de integracióneléctrica 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 veinticincoaños, con la construcción de proyectos de generación hidráulica binacionales, y más recientemente conla realización de algunos proyectos de interconexión binacional. La capacidad de comercio internacionalde energía eléctrica de la gran mayoría de los países es limitada y casi todos deben cubrir su demandaesencialmente con recursos propios. La débil interconexión eléctrica entre países y el carácter esencialdel suministro eléctrico hacen que la generación sea un sector crítico en la política energética: loserrores de planificación o ejecución de inversiones, o la insuficiencia de los incentivos de mercado parala 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 competitivospara la generación, se han diseñado inicialmente pensando en sistemas esencialmenteautoabastecidos.
  • 172.1.6 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 realizadapor organismos públicos o bien por las empresas como parte de sus estudios de mercado y proyectosde inversión en el entorno competitivo. Los equipos de generación tienen vida útil muy prolongada, delorden de treinta o más años y una vez instalados no son ya removidos hasta el fin de su vida útil. Porotra parte, la demanda de energía eléctrica es en general creciente en todo el mundo, si bien las tasasde crecimiento varían mucho entre países. Los plazos de desarrollo de los proyectos de generaciónpueden ser muy prolongados. La instalación de turbinas a gas, motores de combustión interna ocentrales eólicas tiene plazos de construcción y montaje del orden de uno a dos años (si no seconsidera la posibilidad de esperas entre la firma del contrato y el inicio de la construcción). Eldesarrollo de una central de ciclo de vapor a carbón insume cuatro o cinco años. Un proyecto degeneración descentralizada con biomasas puede construirse en un par de años, pero si es necesariodesarrollar plantaciones forestales específicas este plazo se multiplica. En la generación eléctrica, losmecanismos de mercado competitivo que se han implantado en los últimos años tienden en algunospaíses a limitar o incluso a eliminar el papel de la planificación centralizada de las ampliaciones delsistema realizada por organismos públicos. No obstante, las empresas mantienen su necesidad deprever la evolución futura del sistema de generación, y de realizar proyectos de inversión con unhorizonte 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 continentede que se trate, están asociados a déficit persistente y profundo de las precipitaciones, generandofuertes variaciones en la disponibilidad de energía hidroeléctrica. Como consecuencia, en la regulaciónnormativa y en la planificación de los sistemas de generación hidráulica, siempre está presente el riesgode falla, más prolongada y profunda que si el sistema fuese térmico, ya que diseñar el sistema paraevitar casi por completo ese riesgo sería económicamente inviable. La variabilidad de la generaciónhidráulica se traslada también a los costos marginales del sistema de generación, y a los precios delmercado spot de energía. Las implicaciones sobre el comercio internacional de electricidad son muyfuertes:El país exportador en un contrato de suministro internacional esta expuesto con una probabilidad nodespreciable a contingencias en las que peligra el suministro de la demanda local, poniendo en conflictoeste objetivo con la exportación.Como los costos marginales del país exportador son aleatorios, puede haber riesgos significativos enlos costos de abastecimiento que un generador o comercializador experimenta por exportar, con lo quepuede aparecer un comportamiento especulativo al fijar los precios de los contratos de exportación, o
  • 18incluso francamente oportunista, si el generador no está dispuesto a honrar el contrato cuandoexperimenta pérdidas.En el comercio spot, cualquier país puede llegar a situarse en una posición de extrema debilidadnegociadora 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 serequiere identificar otros servicios asociados susceptibles de ser comerciados internacionalmente, estosson:a.- La capacidad de generación o potencia firme garantizada en el largo plazo, disponible mediante uncontrato, que puede ir asociada al suministro no condicionado de energía, o a una opción de compra deenergía concedida al comprador.b.- Las reservas en giro (centrales capaces de tomar carga inmediatamente ante contingencias) y lareserva 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 energíareactiva de la red.e.- La capacidad de almacenar energía hidráulica en los embalses de un país interconectadof.- Los servicios que la red de transmisión de un país puede prestar a otro, por ejemplo para tránsito deenergía que es generada y consumida en un país pero que recorre las redes del otro, o bien el pasajede 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 tecnológicab.- Diferencias en la propiedad permanente de recursos primarios y reservasc.-Las economías de escala para la generación de energía. Las economías de escala en ladisponibilidad conjunta de reservas de corto plazo. En general, cuanto mayor es un sistema, mayor lacantidad de centrales de potencia disponible en un momento dado. Como resultado, un país granderequiere una proporción menor de capacidad de generación para ser destinada a reservas, respecto asu demanda. Al ser esas reservas un bien público, un país pequeño puede acordar con uno grandecompartir reservas, con una ganancia significativa para el primero.e.- La complementariedad de cuencas hidrológicas. Si las energías hidráulicas que generan dos paísesestán correlacionadas negativamente, aparece un incentivo al comercio: el factor energía hidráulica esrelativamente abundante en un país cuando en el otro se vuelve más escaso.
  • 19f.- La complementariedad de demandas. Si las horas de punta (demanda máxima) en dos países no soncoincidentes, existe un incentivo a exportar disponibilidad o generación y por lo tanto menos dispersa ladistribución 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 aSantiago la energía producida en futuras centrales en la Patagonia chilena, sin embargo el sistema detransmisión de Argentina no tiene capacidad excedente. También se analizó la posibilidad de que Chileimporte energía de Paraguay a través de Argentina con un sistema de "swap", que implicaría queParaguay inyecte a su vecino del sur 200 MW de la central de Yacyretá y Argentina, a su vez, se laceda a Chile usando la línea de Salta, sin embargo temas impositivos son los que mantienen en standby 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 suconformidad en el aspecto técnico, cuando pasamos a tratar más el tema, aparecieron otras dificultadescomo 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 anualespara 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 energíaeléctrica, han resultado hasta la fecha, de acuerdos bilaterales entre países destinados a resolverproblemas específicos del propio sector eléctrico. Si comparamos con la Unión Europea, en la región lanormativa del comercio internacional de electricidad y la construcción de interconexiones no se hadesarrollado dentro de un marco único y bajo la supervisión de instituciones supranacionales comunes atodos los países. En Europa, la integración económica ha precedido a la integración de los mercadosenergéticos y la ha motivado. Una serie de instituciones, autoridades y principios generales destinadasa asegurar un mercado único para todos los bienes y servicios, se han tratado de aplicar al sectorenergía y a la electricidad como un caso particular. Por esta razón, en América del Sur las solucionesinstitucionales y el tipo de transacciones adoptadas por cada par de países que han llegado ainterconectarse, resultaron de la negociación bilateral. No existe por lo tanto una autoridadadministrativa 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 decontroversia, no es posible resolver las disputas mediante la intervención de una autoridadsupranacional. Por otro lado, puede pensarse que en algunos aspectos los acuerdos bilaterales hapermitido un avance rápido de proyectos de interconexión, mediante soluciones negociadas de manerapragmática, sin necesidad de ceñirse a principios generales.
  • 20El intento más relevante en la región de fijar principios generales multilaterales para el comerciointernacional y el desarrollo de proyectos de interconexión ha sido la Resolución 536 de diciembre de2002, de la Comunidad Andina de Naciones (CAN). La Resolución da un marco general dentro del cualse pueden desarrollar nuevos proyectos y realizar transacciones por las interconexiones existentes, alestablecer principios de no discriminación de precios entre sus mercados nacionales y los mercadosexternos, asegurar precios y tarifas que reflejen costos económicos y eficientes, evitando practicasdiscriminatorias y abusos de posición dominante, libre acceso a las redes, libre contratación entreempresas de los países, y ejecución obligatoria de las transacciones que se determinan por las reglasdel despacho.No obstante, esos principios generales, no proporcionan reglas explícitas que conduzcaninequívocamente a un reparto de los beneficios del comercio entre los países de la CAN. Los preciosefectivos de las transacciones spot entre países, (que son la cuestión económica y estratégicafundamental en la negociación) resultan de los precios spot en ambos extremos de los enlaces y delreparto de las rentas de congestión en la interconexión, para el que no se fijan criterios exhaustivos. Enel 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 loindicado 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 cadaproyecto de interconexión mediante acuerdos bilaterales entre los países involucrados. Existe un“Memorando de Entendimiento relativo a los intercambios eléctricos e integración eléctrica en elMERCOSUR” de la década del 90, que establece principios de simetría, no discriminación y libertad enla realización de contratos entre las empresas. No obstante el comercio ha estado supeditado siempre ala realidad de las situaciones nacionales. En las situaciones de crisis energética experimentadas porBrasil en 2001, por Argentina en 2004 y por Uruguay en los últimos años, los países vendedores hanpriorizado el aseguramiento del abastecimiento propio, la negociación bilateral de las autoridades de lospaíses, y relegado el comercio libremente pactado entre empresas por consideraciones de interéspuramente económico de las partes.En la Unión Europea, al existir un espacio económico y un régimen jurídico común, uno de losproblemas centrales del comercio es asegurar la igualdad en el tratamiento de todas las empresas yconsumidores potencialmente participantes del comercio internacional, compradoras y vendedoras. Elreparto de los beneficios del comercio entre los países cuyos agentes participan, surge como unsubproducto de esas normas que garantizan los derechos de empresas. En América del Sur, en los
  • 21acuerdos bilaterales, un punto central en la negociación al definir las reglas para las transacciones, es elreparto entre los países de los beneficios del comercio, por lo general, estos en gran medida estánsupeditados a la estrategia de negociación de las autoridades de cada país en la búsqueda debeneficios para el mismo en su conjunto. La participación de las empresas de cada país en el comerciointernacional 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 ennuestra región, a diferencia del énfasis puesto en la UE respecto al establecimiento de un mercadocompetitivo único en base a las interconexiones existentes.Todo lo anterior hace que el comercio internacional de energía asuma muchas veces en la regióncaracterísticas 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).
  • 222.4 Proyectos que originan las interconexiones regionales.Los países de América Latina cuentan con recursos energéticos abundantes y variados: petróleo, gasnatural, carbón, biomasa y otros renovables, así como un gran potencial hidroeléctrico. Estos nosiempre están simétricamente distribuidos.Es esta asimetría lo que resalta es el gran potencial para que se desarrollen importantes flujos decomercio regional, no sólo esporádicos sino con perspectivas muy importantes para la integración demercados energéticos en redes como el gas natural y la electricidad.La integración de estos mercados está ocurriendo principalmente en América del Sur, con proyectos deimportantes gasoductos internacionales y de líneas de interconexión eléctrica, la mayoría de iniciativadel sector privado. La comercialización del gas natural y la electricidad a nivel subregional y regional nosolamente redunda en una mejor utilización de los recursos, sino que contribuirá también a consolidar lareforma del sector en los países pequeños y a aumentar la disponibilidad de combustibles más limpiosen muchos de ellos. Hasta ahora gran parte de los primeros pasos de integración de mercados se halimitado a interconexiones físicas, con algún comercio de combustibles vía gasoductos u oleoductos oventa de energía eléctrica en algunos casos de interconexión. Sin embargo, los grandes beneficiosparas sociedades vendrán con una integración de los mercados en el sentido de permitir el comerciodinámico de energía.En el trabajo de CIER (2004) “Interconexiones Eléctricas Regionales de Sudamérica” se presentan lasexperiencias de interconexión desarrolladas, donde se caracteriza la variedad de propósitos, formas dedesarrollo 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 electricidad2.5.1 Contratos con garantía de suministroEl comercio internacional en contratos en América del Sur ha tomado generalmente la forma decontratos de suministro físico de energía, por oposición a los contratos financieros. En estos contratosde suministro firme, por definición, el vendedor contrae una obligación de suministro que debe respaldarcon 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 lospaíses interconectados, y que las dos partes acuerden pagos de acuerdo a los precios spot del mercadoen un punto acordado por las partes. Típicamente en un contrato financiero forward el vendedor paga alcomprador si el precio spot del mercado es mayor que el precio del contrato, y a la inversa si el preciospot es menor, sin que exista suministro bilateral del bien, en este caso la energía. El contrato forwardhace que las partes paguen y reciban respectivamente un precio fijo por una cantidad de energía. Elriesgo de desabastecimiento y el suministro físico no son relevantes en el contrato financiero.2.5.2 Comercio en el marco de proyectos binacionales hidráulicosEn este caso, uno de los países deja de tomar una parte de la capacidad o energía de su cuota en unacentral binacional y el excedente es tomado por el otro país, en el marco de los tratados firmados parala construcción de la central. Esto ocurrió con la energía de Yacyretá en el comercio entre Argentina yParaguay, y ocurrió en los primeros años de funcionamiento de la hidroeléctrica binacional de Salto
  • 24Grande, entre Argentina y Uruguay, mientras se pagaban los préstamos por su construcción medianteuna tarifa por la energía generada. El precio de la energía a pagar a la entidad binacional se convierteen el precio de un comercio de oportunidad entre los países.2.5.3 Comercio no firme o de oportunidadEn las transacciones no firmes de oportunidad o spot entre los países de la región, se han empleado ose han propuesto mecanismos muy diversos para determinar los precios en el comercio y comoresultado 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.
  • 252.5.4 Venta al costo más un margen de gananciaEn este tipo de mecanismos, el precio se determina a partir del costo medio o del costo incremental deexportación de la parte vendedora, más un margen de ganancia, donde la definición de costo puedeincluir una rentabilidad razonable sobre la capacidad de generación empleada por el vendedor duranteel período en el que se produce la venta. Variantes de este mecanismo se han empleado en lasmodalidades potencia y emergencia en el comercio entre Argentina y Uruguay, en las ventas porcontratos interrumpibles de Brasil hacia Argentina y Uruguay y las ventas pactadas inicialmente deVenezuela a Colombia por la interconexión Cuestecitas- Cuatricentenario.2.5.5 Venta y despacho al precio declaradoEn este mecanismo el país vendedor o una empresa del país vendedor oferta libremente un precio aldespacho del país comprador y en caso de ser aceptada la oferta, la misma es remunerada a dichoprecio. Es el caso de las ofertas por exportaciones a Argentina previstas en la Resolución 21/97, en laque las empresas de los países vecinos debían ofertar precios con validez durante una programaciónestacional semestral.2.5.6 Oferta de precios por el vendedor y pago del spot del país compradorEn este caso un bloque de energía es ofertado por un país al otro a un precio, pero en caso de resultardespachado con dicho precio, es remunerado al precio spot del país comprador. Es el régimen deimportación previsto en el marco regulatorio de Uruguay, en el caso de “integración spot” entre el paísinterconectado y Uruguay, que no se ha aplicado en la práctica.2.5.7 Transacciones por las redes de terceros paísesA la fecha en América del Sur las transacciones han sido casi en su totalidad bilaterales, ya que laenergía va de un país a otro, sin pasar por un tercero, y no se ha presentado el caso de considerarconjuntamente las transacciones entre tres países en un único mercado multilateral. Esto es unresultado esperable dado que con la excepción de Argentina, Brasil y Uruguay por una parte yVenezuela, Colombia y Ecuador por otra, no existe otro conjunto de tres países interconectados. Másaún, estos últimos tres países tienen vínculos muy débiles que no permite el tránsito de energía deVenezuela a Ecuador y viceversa.En cambio, Argentina, Brasil y Uruguay están comenzando a realizar comercio multilateral en el sentidode que las redes de uno de los países permiten el comercio de los otros dos. Así, desde 2004 haexistido la compra de energía generada en Brasil por parte de Uruguay, empleando redes argentinaspara el transporte desde la interconexión. En 2007, Uruguay ha comprado pequeñas cantidades de
  • 26energía a Brasil, y revendido la misma a Argentina, lo que en la práctica equivale a un transporte deenergíaHan existido situaciones en las que un país ha utilizado la red de otro, para abastecer de maneraindirecta sus propias demandas. La más relevante es la de Argentina alimentando la provincia deFormosa a partir de 2003, empleando energía propia y atravesando la interconexión por Yacyretá haciaParaguay y la interconexión Clorinda- Guarambaré de vuelta hacia Argentina.2.6 Estado de la integración eléctrica regionalEn la tabla 2.1 se presentan los valores de comercio internacional, importación y exportación deenergía, en relación con la magnitud de la generación, para cada uno de los países de América del Surintegrantes de CIER, en el año 2007.Se observa que Uruguay es el país para el que el comercio internacional en ambos sentidos tiene lamayor importancia relativa, con la excepción de las exportaciones de Paraguay, cuya magnitud esenorme debido a las dos centrales binacionales con Brasil y Argentina. Tabla 2.1 Exportaciones e Importaciones de energía año 2007 Exportaciones e importaciones de energía - Año 2007 AÑO 2007 EX PO RTADO R Total Argentina Brasil Colombia Ec uador Paraguay Uruguay V enezuela Valores en GWh Importac ion Argentina 1.999 7.479 971 - 10.449 IMPORTADOR Brasil 5 37.936 34 537 38.512 Chile 1.628 - - - - - - 1.628 Colombia - - 38 - - 6 44 Ec uador - - 877 - - - 877 Uruguay 574 215 - - - - 789 Total Exportac ión 2.207 2.214 877 38 45.415 1.005 543 41.850 Exp o r t ació n / Gener aci ó n 1,9% 0,5% 1,6% 0,2% 84,5% 10,8% 0,5% I mp o r t ació n / Gener ació n 9,1% 8,7% 0,1% 5,2% 8,5% Fuente : Comité de Integración de Electricidad Regional (CIER 2009)
  • 27Figura 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 REGIONALPara efectos de realizar un análisis de riesgos de las problemática de la integración hemos separadoAmérica del Sur en dos sectores naturales geográficos, cuyo desarrollo de las interconexiones hansurgido y se han desenvuelto en forma separada; el MERCOSUR y la Comunidad Andina de NacionesCAN.3.1 Análisis de riesgos de Integración en el MERCOSUR3.1.1 Situación actual de la Integración eléctrica de los países miembros del MERCOSUREl 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 energéticascomunes dentro de sus estados miembros bajo la premisa de que la cooperación energética constituyeun paso esencial para el desarrollo económico y para el proceso de integración. La Decisión delMERCOSUR No. 1/93 llamó a la definición de lineamientos básicos para la política energética en elmercado común y la Resolución GMC No. 57/93 constituyó los fundamentos para la cooperaciónenergética incluyendo el sector de la electricidad.De acuerdo a las estimaciones del Comité de Integración Energética Regional (CIER 2009), lademanda de energía eléctrica para el 2010 será aprox. 627 TWh para los países del MERCOSUR, conun nivel de transferencia de energía de 8%. En el actual escenario existe un intercambio aún escaso yde 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)
  • 29Los 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 MERCOSURDe acuerdo a lo indicado por Vignolo (2009). La integración energética del MERCOSUR presenta aúndesafíos importantes. Si bien las transacciones bilaterales entre países ocurren en base a acuerdosespecíficos, lo que permite utilizar las capacidades remanentes de generación de un país, paraabastecer las necesidades energéticas de los otros, lejos se está del funcionamiento de un mercadoregional con reglas claras, transparentes y comunes para todos los agentes participantes. Los preciosde la energía eléctrica entre países miembros del MERCOSUR están totalmente desalineados condiferencias medias que pueden llegar a valores de 8 a 1. En este contexto parece difícil pensar en laaplicación de una metodología regional única para la asignación de los costos de transporte, siendo elescenario más realista la aplicación de métodos ad-hoc para cada caso particular. En consecuencia, laasignación de los costos del transporte parece depender más del balance de fuerzas geopolíticas delmomento entre los países y de su situación energética particular, más que de condiciones de simetría yrazonabilidad técnica.Por otro lado ha faltado la voluntad política de los países miembros de aceptar que existen diferentesformas de maximizar los intereses de los países, y encontrar mecanismos comerciales en el que todosse beneficien, independientemente del escenario en el cuál se encuentra cada país.Ha existido una ausencia planteamientos innovadores para intercambiar energía, que no requieranarmonizaciones regulatorias profundas en los mercados internos de los países miembros que posibilitenmaximizar beneficios, prevenir abuso de poder de mercado, establecer mecanismos de cubrimiento deriesgos y de solución de conflictos.Es indudable las oportunidades y los beneficios potenciales de la integración energética delMERCOSUR son enormes. Sin embargo, la trayectoria ha demostrado que detrás de los procesos deintegración regional existen también grandes amenazas, como por ejemplo; la dependencia energéticade un país con otro, la pérdida de autonomía sobre los recursos y los precios de la energía, losconflictos de intereses económicos, geopolíticos, sociales y ambientales, la falta de institucionalidadpara la solución de controversias y la cobertura de riesgos.3.1.3 Identificación de los riesgos a Integración eléctrica de los países del MERCOSURLa identificación de los riesgos de integración son desarrollados a partir del concepto de los pilares de laintegración definidos en el VII encuentro Interamericano de energía (ISA, 2009), que identifica las
  • 30Reglas, los Recursos y las Redes los elementos claves para la integración efectiva de un mercadoeléctrico regional, de acuerdo a lo mostrado en la figura 3.1. Las debilidades en la implementación decada 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 2007El riesgo de las Reglas, dice relación a las posibles falencias institucionales, tanto de la estructurainterna de cada país, como de la relación bilateral y regional del MERCOSUR, y en las asimetrías, queconsisten en las ventajas de un país tenga respecto del otro, provenientes de las políticas de losEstados 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 productoraexcedentaria de productos energéticos, la evaluación de reservas de combustibles fósiles y el nivel deenergías renovables como superávit de exportación, con el objetivo de evaluar posibles beneficios deintegración; Mayor seguridad energética; Diversificación de la matriz energética; Tarifas competitivas ycostos eficientes ; Complementariedad de los recursos energéticos; Complementariedad estacional ypor diversidad horaria de cargas; Menores costos de operación, Utilización plena de la infraestructura yProtección del medio ambienteEl riesgo de Redes, dice relación a la capacidad técnica y de infraestructura para desarrollar lossistemas de transmisión que interconecten la región y transferir la capacidad de potencia y energíarequerida entre las fronteras de cada país, superando las barreras técnicas producto de la diferenciade frecuencia entre países miembros (50 Hz Argentina, Uruguay y Paraguay versus 60Hz Brasil) a
  • 31través de uso de tecnología existente. Junto con ello se incorpora el riesgo de realizar las inversionesnecesarias a través de capitales públicos y privados para construir las nuevas líneas de transmisión dealta tensión en corriente alterna y corriente continua, para lograr este objetivo3.1.4 Análisis del riesgo de las Reglas, para el comercio de electricidad en el MERCOSUREn 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 unademanda adicional que se agrega al MEM en la frontera y debe pagar los cargos de transporte que lecorrespondan y el cargo mensual por energía adicional correspondiente a las pérdidas, como si setratara de un gran usuario. . Se limita la exportación Spot en caso de que provoque una variaciónsuperior del 5 % en el precio MEM.En Brasil Los importadores y exportadores son agentes comercializadores. Según lo establecen lasLeyes 9427/96 y 9648/98, las importaciones y exportaciones de productores independientes, así comotambién la implementación del sistema de transmisión asociado, dependen de la autorización deAgencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). La Ley 10848 no modifica la regulación en esteaspecto. Según la Resolución ANEEL 249/98, los agentes importadores o exportadores con cargamayor a 50 MW deben participar en el Mercado Mayorista de Energía (MAE). Los concesionariosimportadores y exportadores de menor carga pueden participar en el (MAE) como consumidores deacuerdo 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 deexportación Spot emitidos por Brasil han restringido la entrega de energía a la Argentina a situacionesde vertimiento en Brasil o emergencias en la Argentina.En Uruguay la regulación del mercado corresponde a la Unidad Reguladora de Servicios de Energía yAgua (URSEA), quien dicta reglamentos en materia de seguridad, calidad de servicio, materiales yprocedimientos técnicos y tarifas. Además asesora al Poder Ejecutivo en materia de otorgamiento deconcesiones, permisos, autorizaciones relativas a actividades del sector eléctrico. La ley prevé laparticipación del sector privado en la industria eléctrica, siendo necesaria la previa obtención deautorizaciones, concesiones y aprobaciones del Poder Ejecutivo. El objetivo del actual marco regulatorio
  • 32uruguayo es implementar un mercado competitivo en la etapa de Generación, manteniendo lascaracterísticas de monopolio en la transmisión y distribución. Sin embargo, el nuevo ordenamientojurídico no parece haber logrado el objetivo propuesto, ya que no se han incorporado inversoresprivados 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) entidadestatal autosuficiente económicamente que controla el sector eléctrico, tiene un monopolio de lageneración, transmisión y distribución. Además realiza funciones normativas y reguladoras comocoordinar el desarrollo eléctrico, reglamentar el servicio y tarifas. Se puede destacar que el marco legalconsagra 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 lasactividades 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 elotorgamiento de concesiones eléctricas a través de un nuevo marco regulatorio para eliminar lacondición 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 mayoresriesgos de las reglas que pueden retrasar la integración de un mercado eléctrico para el MERCOSURson 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 elsiguiente figura. Figura 3.2 Análisis de Riesgo Integración MERCOSUR, perspectiva de las Reglas Fuente: Informe BID 2001En resumen en el riesgo de las reglas, existe una carencia de esquemas de regulacionescuidadosamente diseñados para responder de manera efectiva a temas como tecnología, producción
  • 34limpia, ampliación de la competencia, acceso a los servicios eléctricos, la valoración de las fuentes deenergía renovable y no renovable y las proyecciones de financiamiento precisan ser evaluadas comoparte de este proceso.El diálogo en apoyo de la cooperación entre los países ha encontrado la incompatibilidad de los marcoslegales. A pesar de que las prácticas emergentes que pueden ser consideradas como prometedoras, laregión demanda un proceso de negociación más profundo y decisivo para estimular una cooperacióneficiente por medio del establecimiento de marcos legales. Estos deberían incluir términos claros conrespecto a la autonomía de los cuerpos regulatorios, provisiones mínimas de cómo será implementadala 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, locual podría ser fuertemente apoyado mediante la determinación de la autoridad, las jurisdicciones y laindependencia que gobernarán estas entidades de regulación. Las funciones de dichos organismosincluyen necesariamente procedimientos para acciones anticorrupción, mecanismos para apoyar laestandarización de las operaciones de mercados.3.1.5 Análisis del riesgo de las Redes, para el comercio de electricidad en el MERCOSUREn el actual contexto de existencia de los mercados eléctricos que trascienden fronteras donde lastransacciones 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 problemade armonizar y compatibilizar las regulaciones de los distintos países, la organización, la determinaciónde los peajes a aplicar a las transacciones internacionales por el uso de las redes, la búsqueda de laeficiencia económica en la asignación de las capacidades limitadas de red y en la resolución derestricciones técnicas y, el planteamiento de los mecanismos regulatorios adecuados para conseguiruna expansión eficiente de la red de transporte.Actualmente el crecimiento de las redes para la integración del MERCOSUR, presenta riesgos deobtener financiamiento de inversiones (públicas y privadas) muy intensas en capital y con retorno de lainversión en el largo plazo, con la complejidad adicional que se deben instalar plantas de conversión defrecuencia considerando que Brasil dispone de una red en 60 HzEl desarrollo de un mercado regional en el Mercosur exige unas reglas de juego más sofisticadas. Hayque determinar cuánto debe pagar cada agente por el uso que hace de la red, o por el beneficio que deella obtiene, y este cargo afectará su posición competitiva respecto al resto de los agentes. Hay queestablecer reglas de prioridad en el acceso a las redes cuando hay conflicto en la utilización de sucapacidad limitada. Y hay que proporcionar mecanismos eficaces, ya sean administrativos o de
  • 35mercado-, para asegurar que la asignación de costos de transporte en el mercado eléctrico regionalintegrado.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 serconsiderados, 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: Unenlace en corriente alterna (HVAC) o Un enlace en corriente directa (HVDC). Un enlace en corrientealterna es la solución natural si las frecuencias de las dos redes a interconectar son las mismas. Si nofuera así la solución natural es un enlace HVDC. Aún siendo las frecuencias de las dos redes ainterconectar la misma, hay casos donde un enlace en HVAC no satisface los requerimientos impuestosa 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 solouna de las tantas aplicaciones donde HVDC es una mejor solución, tanto técnica comoeconómicamente. 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 decorriente alterna. Estas estaciones conversoras están interconectadas por medio de líneas aéreas enconfiguración “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, comose 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 2001De acuerdo a lo indicado por Rudervall (2003) la posibilidad de controlar exactamente el nivel depotencia transmitida es una de las ventajas de un sistema HVDC back-to back. Este control esrealizado electrónicamente por los sistemas de control en las estaciones conversoras. Usualmente elmodo de control principal es el de transferencia de potencia constante, es decir el operador da la ordendel nivel de potencia a transmitir por el enlace. Otra función de control que es frecuentementeimplementada en los casos donde se interconectan diferentes sistemas de potencia, es permitir alenlace cambiar automáticamente el nivel de orden de potencia para de ésta manera asistir a la red queexperimente problemas, como la pérdida de generación.El hecho de que la potencia transmitida por el enlace de HVDC back-to back es continuamentecontrolada imposibilita la sobrecarga del enlace y la consecuente pérdida de éste cuando más esnecesitado. También significa que, en comparación con enlaces de corriente alterna, se puede limitarlos flujos de potencia en paralelo en un sistema interconectado.El sistema eléctrico de Uruguay se encuentra interconectado en corriente alterna con el sistemaeléctrico de Argentina mediante dos vínculos de aprox. 1000 MW cada uno, que atraviesan el ríoUruguay; estos vínculos forman parte del denominado “cuadrilátero de Salto Grande”, sistema detransmisión de 500 kV asociado a la central hidráulica de igual nombre En caso de la Interconexiónentre Uruguay y Brasil, considerando las frecuencias diferentes (Uruguay 50 Hz y Brasil 60 Hz) no esposible vincular ambos sistemas en corriente alterna, sino que se hace necesaria la utilización deequipos de conversión de frecuencia, de altos costos de inversión. En el año 2000 entró en servicio unainterconexión de 70 MW de potencia en la zona de Rivera/Livramento que vincula el sistema de
  • 37transmisión 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 unconvenio para el inicio de las obras de una nueva interconexión eléctrica entre ambos países, quedemandará inversiones por unos 330 millones de dólares hasta 2013. Uruguay tiene recurrentesproblemas de abastecimiento de energía y la construcción de la interconexión eléctrica con Brasil esuno de los objetivos más inmediatos del nuevo Gobierno uruguayo Para el desarrollo de la interconexióneléctrica, Brasil aportará 210 millones de dólares, mientras que a Uruguay le corresponderán los 120millones de dólares restantes, de los cuales 80 millones provendrán de un préstamo no reembolsableque negocia con el Fondo de Convergencia Estructural (Focem) del Mercosur. Sin embargo lasdificultades ocurren porque el Focem está constituido con aportes mayoritarios de los socios másgrandes para favorecer inversiones en los miembros menores y disminuir las asimetrías. El monto totalanual de aportes de los Estados parte del Mercosur al Focem es de U$S 100 millones y está integradopor 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 lamano, pese a haber aprobado todos los aspectos técnicos. Este tipo de riesgos geopolíticos limitan eldesarrollo de las redes en la región.En el caso de Brasil con Argentina las actuales instalaciones de interconexión en 500 kV permiten laexportación desde Argentina hacia Brasil de 2.000 MW. La ampliación de estas redes con tecnología ydimensión similar a las redes existentes incrementaría la exportación hacia Brasil en 1.000 MW, sinlograr incremento en la importación hacia Argentina, dadas las limitaciones técnicas de la red del SADIen el área. Se trata de una línea de Corriente Continua, que permitiría la transmisión eficiente punto apunto de grandes intercambios de energía si se instalara por ejemplo en cercanías de Sao Pablo yBuenos Aires. La tensión nominal a seleccionar debe ser motivo de estudios de diseño, seguramentelas opciones serían de 600 kV ó 800 kV. Aunque su costo es elevado, su justificación deberíafundamentarse 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 línease requieren plantas conversoras de frecuencia para posibilitar este proyecto, La financiación por sumagnitud y complejidad merece un tratamiento específico. Esta nueva interconexión, que podría operaren forma bidireccional, incrementaría en 3.000 MW las reservas de la potencia instalada en laArgentina, lo cual permite vislumbrar cierta complementariedad de los recursos de ambos países. Se haexplicado ya, al tratar las complementariedades que la exportación hacia la Argentina, debería darse enel período invernal, cuando Brasil dispone de reserva hidráulica y eventual excedente de gas contratadocon Bolivia; mientras que la exportación hacia Brasil se daría en el período de bajo consumo de gas enla Argentina y baja hidraulicidad de Brasil y eventual mayor utilización de gas contratado con Bolivia..
  • 38Actualmente con las redes del sistema y a partir del 04 de febrero 2010, Argentina exporta 500MW aBrasil, en el marco de acuerdo de intercambio compensado que fue renovado en Abril 2009. Ante laemergencia que registra Brasil por la salida de servicio de centrales y una demanda máxima deconsumo por altas temperaturas e incremento de turistas, recibe energía eléctrica desde Argentina. Estaenergía será compensada por Brasil en el momento en que Argentina por algún motivo de demandamáxima o alguna emergencia en el sistema requiera de esa energía disponible. Esta cooperación entreArgentina 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 laasignación de los costos de trasmisión, la cual se ocupa la metodología de cada país (“pancaking”) Elcálculo de los costos de peajes asociados a una transacción entre países se realiza aplicando paracada país su metodología específica y acumulando los costos de peajes de cada país. Si se consideraque los precios de la energía eléctrica entre países de la región presenta asimetrías, en este contextoparece difícil pensar en la aplicación de una metodología regional única para la asignación de los costosde transporte, siendo el escenario más realista la aplicación de métodos ad-hoc para cada casoparticular. En consecuencia, la asignación de los costos del transporte parece depender más delbalance 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 deinterconexión presentan actualmente asimetrías, se reduce el incentivo a desarrollar nuevas redes através de los inversionistas privados.3.2 Análisis de riesgos de Integración del CAN3.2.1 Antecedentes de la Comunidad Andina.La Comunidad Andina de Naciones es una organización subregional con personería jurídicainternacional constituida por Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú que tienen un objetivo común: alcanzarun desarrollo integral, más equilibrado y autónomo, mediante la integración andina, sudamericana ylatinoamericana.El proceso de integración se inicio y el marco de desarrollo de la Comunidad Andina se estableció el 26de 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 Andinoaduciendo incompatibilidades económicas. En 1979, se firma un tratado que crea la Tribunal Andino deJusticia, el Parlamento Andino y el Consejo Andino de Ministros de Relaciones Exteriores.
  • 39En 1991, los presidentes aprueban la política de Cielos Abiertos e intensifican la integraciónsubregional. 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 enfuncionamiento. 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 deLibre Comercio Andina. El 19 de abril de 2006, Venezuela anuncia el retiro de la Comunidad Andina deNaciones. El argumento de su retiro fueron los Tratados de Libre Comercio suscritos por Perú con losEstados Unidos y las negociaciones colombianas para alcanzar sus propios acuerdos con el país delnorte, 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 lareincorporación 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 elaspecto político y social. Principales organismos3.2.2.1 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).
  • 413.2.2.7 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).
  • 423.2.3 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 PerúLa segunda y tercera Interconexión está pendiente. La segunda etapa requiere de inversiones de USD42,7 millones y permitiría ampliar la potencia a 100 MW con energía de hasta 734 GWh. La terceraetapa, 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
  • 44interconectarán los sistemas de energía eléctrica de los dos países. La primera etapa sólo permitiráalimentar un punto de la demanda ecuatoriana. Este proyecto que estará listo en los próximos 30meses 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 20103.2.3.4 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 factibilidad3.2.3.7 Interconexión CAN, Perú- Brasil
  • 46La Central Hidroeléctrica del Inambari será la más grande del Perú y la quinta en AméricaLatina, implicando una inversión de USD 4 mil millones. La capacidad instalada de generaciónserá de 2.000 MW. Su construcción se dará en el marco del convenio firmado entre losgobiernos del Perú y Brasil en abril del 2009, para la construcción de seis hidroeléctricas en elPerú. ( que en su conjunto significarían más de 6.500 MW) Los estudios de factibilidad estaránlistos a más tardar en junio 2010, fecha en la que se determinará su viabilidad, no soloeconómica, sino también medio ambiental. Los beneficios directos para el Perú estarían enfunción de las ganancias que genere la exportación de energía para el Brasil. También seespera que parte de la energía sea para el consumo nacional. Por el momento no se dispone deinformación referente a porcentajes de energía destinados a la exportación y el consumointerno.
  • 473.3 Riesgo de las Redes La Interconexión eléctrica en el CAN3.3.1 Nivel de Dependencia Suministro EléctricoEl principal riesgo estructural y obstáculo presente en la CAN para el desarrollo de las interconexionesentre los países integrantes y los potenciales intercambios comerciales, es la eventual dependencia delsuministro de energía eléctrica por el lado del potencial país comprador de los volúmenes de energíaprovenientes 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 lasintegraciones que producen beneficios globales pueden provocar perjuicios unilaterales a actores opaíses, lo que señala la conveniencia de prestar atención a los mecanismos de asignación de losbeneficios. En caso contrario, los países o actores perjudicados pueden generar resistencias al procesode integración, no por la carencia de beneficios, sino por la distribución no equitativa de los recursoseconómicos.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 denpreferencia 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 nivelesde producción asignables a la exportación, así como la asignación de costos internos de transporte a laexplotación 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 quealienten iniciativas de los operadores privados en favor de proyectos de integración energética,atendiendo a principios de equidad en la distribución de los costos.
  • 483.3.5 Conflicto de intereses (económicos, políticos, sociales y ambientales).Creación de barreras y resistencias a la integración por parte de los actores privados. Estas barreras yresistencias pueden manifestarse de manera pasiva o activa. En el primer caso significa la falta deiniciativa privada respecto a la integración, en mercados en los que esta iniciativa es altamenteprioritaria. En el segundo, unan oposición activa por los canales disponibles, destinada a desalentaractividades que les acarrean perjuicios. En el conjunto de actores cabe señalar principalmente logeneradores 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 yvencer el temor a la dependencia3.3.6 EstabilidadComo se menciono con anterioridad, la interconexión sincrónica entre los sistemas eléctricos deColombia – Ecuador - Perú no es viable técnicamente, debido a la presencia de oscilacioneselectromecánicas no amortiguadas, fundamentalmente en el sistema peruano, para suplir este riesgo serequiere la instalación de subestaciones con tecnología Back to Back que permita desacoplar lossistemasQue se requiere: Inversión en instalaciones Back to Back3.4 Riesgo de las Reglas para la Interconexión eléctrica en el CAN3.4.1 Alta de Institucionalidad para la solución de controversiasEl primer obstáculo que enfrenta el desarrollo de las transacciones internacionales de electricidad en laregión 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.
  • 49El riesgo implícito en esta ausencia de instituciones regulatorias y normativas es que no exista lavoluntad política de llevarlas a cabo. También se pueden presentar riesgos regulatorios, haciendoreferencia a la incompatibilidad de las regulaciones existentes en cada país, la posible falta de unaautoridad supranacional que tenga la última palabra y resuelva los conflictos al definir contratos. En elproceso de integración en Centroamérica se han establecido algunas normas de tal forma que cuandose presenten diferencias entre los agentes del mercado, deberán ir a la CRIE y si son diferencias entregobiernos que no pueden ser resueltos por negociaciones con el arbitraje de un país involucrado, serecurrirá 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 común3.4.2 Servicios de TransmisiónEn todos los países de la CAN, la actividad de transmisión eléctrica está regulada. Y aun cuando estasreglas pueden aplicarse o adaptarse al servicio de transmisión para importaciones y exportaciones, nonecesariamente aplicarían para el tránsito de la electricidad por el sistema de cada país. Este es unaspecto a regular si se quieren regionalizar las opciones de transacciones internacionales multilateralesentre los países de la región.Uno de los riesgos es el político ya que van a existir un mayor número de autoridades involucradas en latoma de decisiones se pueden presentar posibles conflictos en la pérdida de soberanía, así lasreglamentaciones exijan a los gobiernos garantizar la libre circulación de energía eléctrica por susrespectivos territorios, ya sea para ellos mismos o para otros países de la región; en otras palabras, elunificar diferentes gobiernos y en consecuencia gobernantes, podría generar en el futuro conflicto deintereses entre los mismos, arriesgándose el buen funcionamiento del mercado ante las decisiones queellos 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 sobrela integración
  • 503.4.3 Transacciones de electricidad en intercambios de oportunidadLos principales obstáculos identificados para la realización de transacciones internacionales deelectricidad en intercambios de Oportunidad o Flexibles, son:3.4.4 PreciosCuando se integran mercados, los precios de la electricidad en los países varían en un antes y despuésde 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 compradoresya que la oferta más costosa es desplazada por la más económica de los exportadores.Esta constituyeuna regla de mercado que se considera necesaria con el fin de garantizar la no discriminación entre losmercados nacionales. Este hecho no es favorable ni para los consumidores en el país exportador nipara los generadores en el país importador, por lo cual deben analizarse acciones apropiadas paraestablecer compensaciones en los mercados desfavorecidos con recursos provenientes de losbeneficios que se obtienen de las transferencias internacionales de electricidad.Existe un riesgo económico, que hace referencia a la incompatibilidad de las monedas de todos lospaíses del continente y los efectos de reevaluaciones y devaluaciones, las cuales no se dansimultáneamente, lo que afecta las condiciones de intercambio; no obstante, se pueden asumircoberturas financieras con el fin de contrarrestar este problema.Los consumidores también pueden reciben impactos importantes y pueden desarrollar presionescontrarias a la integración. Las autoridades públicas no pueden desconocer los impactos que afectansectores importantes de la comunidad y en cierta medida, el desarrollo estratégico del país.3.4.5 Política energéticaDeben tenerse en cuenta consideraciones significativas de política energética para desarrollarinterconexiones económicas, es así es de suma relevancia identificar las políticas públicas orientadas ala intervención estatal y orientada al mercado, destacándose las siguientes corrientes políticas públicasen 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 perfectamenteidentificables los países en los cuales se están desarrollando estas, desafortunadamente estasdiferencias 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 buscadaintegración.3.4.6 Transacciones de electricidad en intercambios firmesLos principales obstáculos y asimetrías detectadas para la realización de transacciones internacionalesde 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 MercadoColombia y Ecuador tienen un acuerdo sobre transacciones internacionales de energía ocasional la cualse transa únicamente entre los operadores de los dos mercados (XM y CENACE). Aún no se permitenintercambios regionales bilaterales entre agentes de los dos mercados (Generadores y Distribuidores-Comercializadores). Este asunto podría ser analizado y revisado con el fin de permitir transaccionesinternacionales 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 TransmisiónLos contratos regionales de intercambios internacionales de electricidad en “firme” requieren tenerasociados Derechos de Transmisión, asociados al desarrollo de plantas regionales nuevas. Laasignación de dichos derechos requiere de la reglamentación correspondiente y de la previsión demedidas tendientes a evitar el posible abuso de poder de mercado por parte de los agentesparticipantes.Adicionalmente, sobre este aspecto convendría establecer metodologías apropiadas para realizarpronósticos basados en el planeamiento de largo plazo de la expansión de los sistemas regionales degeneración-transmisión con el fin de suministrar a los agentes información adecuada de las cantidadesy precios de los Derechos de Transmisión que podrían asociarse a desarrollos potenciales de plantasregionales.3.4.9 Fuerzas ImpulsorasLas principales fuerzas impulsoras son; Aumento de la demanda de electricidad, Diversificación de lamatriz energética, Tratados de comercio internacionales, América del Sur es rica en recursosenergéticos, Competencia entre gasoductos, líneas de interconexión eléctrica y Plantas deregasificación de GNL3.5 Análisis del riesgo de los Recursos.En los últimos años el sector hidrocarburos se ha caracterizado por la alta volatilidad de los preciosinternacionales del petróleo. Hace una década el precio de este producto apenas llegaba a los 10USD/bbl, sin embargo, el precio promedio en la Región en el año 2009 fluctuó 90 USD/bbl, cercano a labarrera de los 100USD/bbl, con pronósticos bastante reservados respecto al comportamiento futuro.
  • 53Colateralmente, en muchos contratos de compra y venta de gas natural dentro la Región, el precio deeste producto está indexado al comportamiento en los precios internacionales del petróleo, por ello, elritmo 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 yde consumo presentes en él. En la Región se pueden identificar dos tipos, exportadores e importadoresnetos tanto de petróleo como de gas natural. Con la actual coyuntura creciente de precios, aquellospaíses importadores netos de petróleo ven incrementada su, denominada, “factura petrolera”; o dicho deotra manera, el costo de las importaciones de petróleo ahora es mayor. Por otro lado, paísesexportadores netos se benefician de este boom en los precios internacionales, dado que el valor de susexportaciones petroleras es mayor. Dentro el sector hidrocarburos, los países miembros de América delSur pueden agruparse en dos, productores e importadores netos. De esta forma, variaciones en elprecio del petróleo afectan de manera distinta a los países, beneficiando a algunos y encareciendo loscostos a los otros. En este sentido, cualquier política de integración regional plantea un desafíointeresante y, probablemente, de bastante trabajo.Las tablas 3.1 y 3.2 muestra que las variables más importante para el análisis de riesgo por losrecursos del petróleo en la región; Las reservas probadas, el consumo y el nivel de importación de cadapaís. Tabla 3.1 Reservas probadas de petróleo en América del Sur Fuente: OLADE 2008La relación “reservas (probadas)/producción” de petróleo permite estimar, desde un punto de vistateórico, cuántos años se podría producir la cantidad observada en el año sujeto de análisis, dado elnivel de reservas. En América del Sur esta relación presenta una tendencia creciente, considerando quela razón fue de 40,23 en 1998 a 53,01 el año 2007, evidenciando el hecho de que la tasa de reposiciónde 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 2008En 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 añosse podría producir la cantidad observada en el año sujeto de análisis, dado el nivel de reservas. EnAmérica del Sur esta relación presenta una tendencia decreciente, de 55,74 en 1998 a 53,84 el año2007, evidenciando el hecho de que la tasa de reposición de reservas en la Región fue menor a la tasade producción de gas natural.No se espera que el consumo y, como consecuencia, el comercio de gas natural en la Región vayan adisminuir, de hecho, la entrada de nuevos proyectos de Gas Natural Liquidificado (GNL) tornarán másagresivo este mercado. Sin embargo, esta explosión en el comercio internacional debería veniracompañada de políticas públicas que incentiven la exploración y explotación de nuevos campos de gasnatural, de forma tal que se revierta la tendencia observada en las reservas respecto del nivel deproducción. 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 2008En el caso de los riesgos de recursos relacionado al suministro de carbón mineral necesario para lageneración de centrales térmicas, las reservas de carbón mineral en la Región se mantuvieronconstantes entre los años de 2006 y 2007 sumando 41.3 Gton de los cuales el 78,9% corresponde aBrasil, 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 2008La relación “reservas (probadas)/producción” de carbón natural permite estimar, desde un punto de vistateórico, cuántos años se podría producir la cantidad observada en el año sujeto de análisis, dado elnivel de reservas. En América del Sur esta relación presenta una tendencia decreciente, considerandoque la razón fue de 876 en 1998 a 496 el año 2007, evidenciando el hecho de que la tasa de reposiciónde reservas en la Región fue menor a la tasa de producción de petróleo. Se evidencia en el largo plazoproblemas de recursos internos de suministro de gas y carbón natural.
  • 57En 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 2008La generación de energía eléctrica de la Región en el 2007 fue de 902,36 TWh, el componentemayoritario 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 2008La 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
  • 58el 21,2% (645.240 GWh / 3.041.978 GWh). Con lo cual se evidencia que el potencial de recursohidroeléctrico no está en riego para la región. Los cuatro principales países con el mayor consumo deenergía 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 lamatriz energética del suministro eléctrico en los últimos 30 años de los 4 países de mayor consumoregional. 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 2008Dentro de los riesgos de los recursos, se debe analizar si en el mercado regional existen tarifaseléctricas competitivas y costos eficientes. Al observar las estadísticas de las tarifas de los diferentespaíses se detecta importantes diferencias en los segmento; residencial, Industrial y comercial como semuestra en la tabla 3.7. Argentina presenta la tarifa eléctrica más barata de la región en los 3segmentos, apreciando diferencias sobre el 100% en el precio de energía, entre el país más barato yel mas caro. Tabla 3.7 Precios de electricidad en América del sur en centavos de dólar por kWh
  • 60 Fuente: OLADE 2008Al incentivar la integración del mercado eléctrico regional, se incentivará las transaccionesinternacionales de electricidad la cual está sujeta al volumen de la transacción y la diferencia de preciosen los mercados importador y exportador.Como el costo de la energía en cada mercado interno es función de su costo marginal, se puedededucir de la tabla 6 dada la gran variabilidad en el precio de la energía entre los países, que la tarifaeléctrica 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 yel aumento de autonomía política de la mayoría de los países tienen mucho que ver, por lo menos entrelos países productores de hidrocarburos, con la reciente ola de nacionalismo energético. La expansióneconómica de esta década ha sido uno de los factores centrales, si no el único, del incrementosignificativo de los precios del petróleo. Los altos precios y los altos ingresos que potencialmente
  • 61producen han coincidido tanto con la creciente sensación de independencia política mencionadaanteriormente como con una percepción todavía muy arraigada en ciertos países latinoamericanos encontra de la globalización. De hecho, en los países exportadores del petróleo y gas existe la crecientepercepción de que la globalización económica ha fracasado y que las políticas de liberalización eintegración 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 comoVenezuela, Bolivia y Ecuador –basada en el endurecimiento estatal de las condiciones de acceso alsector, así como en las nuevas condiciones fiscales de explotación para las empresas privadasinternacionales ha producido un aumento notable de los ingresos estatales por la exportación dehidrocarburos. Este aumento, sumado al efecto de los mayores precios internacionales, ha reforzadoincluso más la creciente percepción de autonomía económica y política de los gobiernos de los paísesproductores de la región.En cualquier caso, tal vuelta al dominio del Estado sobre los sectores energéticos en la región puedetener un impacto sumamente negativo en la perspectiva futura de niveles de inversión por parte de lasempresas internacionales privadas, las cuales están llevando a cabo un proceso de retirada de granparte de la región, dejando este entorno tan problemático a empresas medianas con menores opcionesen otras zonas, como Repsol, o a otras empresas estatales, como Petrobrás. Por lo tanto, el futuro de laexplotación 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 alnuevo nacionalismo energético de sus gobiernos.Al mismo tiempo, se está haciendo patente otra tendencia, que consiste en el aumento del gasto públicoen materia social por parte de los gobiernos de los países productores. Dado que los recursos sonlimitados (incluso aunque sean crecientes), estos gastos se están traduciendo en menores recursospúblicos para el aumento de las necesarias inversiones de las empresas energéticas estatales Lasimplicaciones para el medio y largo plazo son claras: un impacto efímero sobre la pobreza y un legadonefasto sobre los futuros niveles de inversión y de producción, minando, más tarde o más temprano, losgastos sociales. De hecho, uno de los riesgos energéticos más graves a medio plazo en América del sures que los niveles de inversión, tanto en el mantenimiento de la producción actual como en laexploración y desarrollo de nuevos yacimientos de hidrocarburos, no sean suficientes para aumentar laproducción de manera que pueda satisfacer la demanda creciente.En la región se puede distinguir entre varias categorías de países según la actitud de sus gobiernosrespecto a la política y el nacionalismo energético. Gran parte de los exportadores de hidrocarburos dela 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 Perúsiguen políticas desmarcadas del rumbo de los demás países andinos, con sus prioridades puestas enuna integración energética más internacional, liberal y abierta.
  • 62Por otro lado, Argentina está dando señales en el sentido contrario, con la recompra, por parte deintereses privados argentinos, del 25% de Repsol. De todas formas, parece que la producción dehidrocarburos en Argentina está en declive, por ello, su actitud no tiene tantos efectos a largo plazocomo la de otros países del continente.Por su parte, el resto de los países como Chile, Paraguay, Uruguay son consumidores e importadoresnetos, y mantienen una posición más bien pasiva dentro de este contexto energético regional SóloBrasil, 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 panoramade la región. En este sentido, Venezuela y Brasil, con sus sectores dominados por sus propiasempresas estatales (PDVSA y Petrobrás), son los más importantes del escenario energético actual enAmérica Latina, son los únicos dos países que, por el tamaño de sus reservas y sobre todo por suinfluencia 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 ChileEn el caso del análisis de los potenciales riesgos geopolíticos para la integración energética de Chile, lafrontera 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 ladefinición de los bienes públicos a ser promovidos y protegidos. Sin embargo, más allá de lapreocupación por los distintos focos de crisis a nivel regional, es en el plano vecinal donde seconcentran y se concentrarán las mayores preocupaciones de Chile a mediano y largo plazo. Lasrazones son variadas, pero se pueden resumir en la persistencia de focos de tensión históricos con lospaíses vecinos y la prioridad que los últimos gobiernos han asignado al ámbito latinoamericano yespecíficamente al vecinal.No obstante, la opción de Chile por mantener el statu quo, se contrapone con las permanentesdemandas que surgen desde los vecinos del norte y tanto en la vinculación con Bolivia como en larelación 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 enla Corte Internacional de La Haya. Más allá de las señales y de las declaraciones del presidente AlanGarcía, quién ha definido a Chile como un aliado estratégico, y que inicialmente optó por congelar lademanda marítima, hay sectores en el Perú que presionan fuertemente por posicionar el tema y encualquier momento frente a cualquier divergencia este puede resurgir. Este cuadro político interno actúa
  • 63como una presión real y constante para que el gobierno peruano reposicione el límite marítimo, lo cualprovocó llevar su demanda al tribunal de La Haya.Existen discrepancias frente a las adquisiciones de armamento realizadas por Chile. Este paíscontinuará con su plan de renovación que se ha visto favorecido notablemente por el alto precio delcobre. Mientras no se realice una modificación a la ley de adquisiciones, el monto disponible para esteítem (10% de las ganancias por las ventas de este mineral), garantiza que Chile mantendrá un nivel decompra de armamentos programado y consecuentemente sus vecinos continuarán con los esfuerzospara equiparar estas adquisiciones, que ellos consideran que han desatado una carrera armamentistaen la región.Otra fuente de discrepancias es la presencia de capitales chilenos en Perú, en actividades consideradasestratégicas. Esto se vincula directamente con las hipótesis de conflicto planteadas por Perú, enrelación con conflictos por recursos o por acciones chilenas en defensa de sus inversionistas en esepaís.En la vinculación con Bolivia no existiría el marco para superar en un lapso breve la principal hipótesisde conflicto, que son las discrepancias y el sentimiento anti-chileno generado por la mediterraneidad. Apesar de la voluntad de las autoridades, la condición interna del país altiplánico hace casi imposible quese llegue a un mayor acercamiento, como por ejemplo, al establecimiento de relaciones diplomáticas yque se profundice el diálogo hacia una satisfacción de la demanda boliviana. A pesar de querecientemente 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 yque los resultados alcanzados sean fruto de un consenso nacional.Es tarea de los Gobiernos, la empresa privada y los partícipes sociales generar planes y estrategiasque puedan mitigar el clima geopolítico adversos entre los países de frontera, que permita promover laconcurrencia de inversiones destinadas a la infraestructura energética comercial regional, de maneraque se pueda minimizar los riesgos no comerciales asociados a la inversión y reducir y/o eliminarrestricciones comerciales.
  • 64 CAPITULO IV METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA REGIONAL4.1 IntroducciónEste Capitulo se centra en elementos prácticos y conceptuales de los aspectos que deben tenerse encuenta a la hora de evaluar una interconexión eléctrica internacional (entre países), la metodologíapropuesta para determinar y evaluar una interconexión eléctrica internacional, la cual inicia con lamotivación 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 MetodologíaLa preparación y evaluación del Proyecto, se realiza en forma iterativa, en un proceso de profundizaciónpaso a paso de la información y aumento de la certidumbre en lo que se refiere a la selección dealternativas y opciones del proyecto. Así la etapa de pre-inversión se compone de cuatro fases, quedividen 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 : AcuerdosEn cada una de las fases de pre-inversión se llevan a cabo diferentes estudios de diagnóstico ypreparación del proyecto.La Fase I, de motivación, hace referencia a los acercamientos de los gobiernos y entidades interesadasen 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 unnivel de prefactibilidad.La Fase III, también esta compuesta por tres tipos de estudios complementarios: El Regulatorio, elOperativo, el Económico y Financiero; estos permiten determinar la factibilidad del proyecto y tomar ladecisión de ejecución. Finalmente la Fase IV, es el inicio de la ejecución del proyecto el cual estáenmarcado dentro de la firma de acuerdos técnicos operativos y comerciales. Los estudios realizadosen cada una de las fases de la etapa de pre-inversión del proyecto se convertirán en la informaciónbase de entrada de la preparación o formulación del proyecto. Sus resultados mostrarán el camino másindicado para el desarrollo de la metodología de evaluación.
  • 65 Figura 4.1 Metodología de Evaluación de Interconexiones Eléctricas Internacionales Referencia: Villegas 20084.3 Fase I: MotivaciónEn esta fase se busca definir los objetivos del proyecto propuesto, de acuerdo con la problemática onecesidades específicas del grupo de inversionistas o de la comunidad involucrada. El punto inicial departida es la idea del proyecto, generalmente detectada por la población afectada por un problema oenfrentada a una oportunidad, o por inversionistas interesados en suplir una necesidad determinada oen aprovechar una oportunidad específica. Normalmente, las motivaciones principales entre otras de lasinterconexiones 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 laseconomías y el desarrollo de los mercados de energía eléctrica se suman otras ventajas de lasinterconexiones, 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 delsector eléctrico: generadores, transmisores, distribuidores ó comercializadores, los organismos de laplanificación nacional, los reguladores, los operadores del sistema eléctrico y los administradores del
  • 66mercado eléctrico, están analizando la viabilidad de las interconexiones eléctricas, con el fin de lograrlas ventajas asociadas a éstas, expandiendo sus mercados, permitiendo transacciones en redesabiertas y reduciendo el costo de energía al usuario final, sin desconocer que esencialmente lasinterconexiones internacionales son oportunidades de negocio.Por ello, para el desarrollo de una interconexión internacional, entendiendo esta como conexión entredos países, es fundamental que exista interés de los países que se pretenden interconectar ya que setrata en el fondo de decisiones que afectan los recursos energéticos que están normalmente bajo suresponsabilidad, y hacen parte de la gestión pública de los Ministerios de Energía o Minas de los paísesy la política energética de los gobiernos nacionales.Con base en la idea del proyecto de interconexión, debe realizarse un diagnóstico de la situación, quepermita establecer los requerimientos reales de la población, sus condiciones socioeconómicas y losparámetros que determinan la demanda del bien o servicio generado por el proyecto, y las dimensionesy características de las oportunidades que han generado interés.4.4 Fase II: PrefactibilidadEsta fase se inicia con la formulación de alternativas, con el fin de seleccionar aquellas que serán objetodel estudio de Prefactibilidad, el cual tiene como meta progresar sobre el análisis de las alternativasidentificadas, 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 estácompuesta 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 costosoperativos, confiabilidad y mejora de la calidad del servicio de energía eléctrica. El segundo esdeterminar la capacidad de la interconexión, características eléctricas de la misma y costo estimado delproyecto.Con base en los diversos estudios, el equipo de evaluación debe hacer un análisis para definir cuál es laalternativa óptima. La Interconexión óptima será aquella que minimice el costo total del sistemaincluyendo 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 elequipo de evaluación no haya definido la mejor alternativa de interconexión. En el caso en que sedetermine que no hay alternativa atractiva, el proyecto podrá ser descartado.
  • 674.4.1 Estudio EnergéticoPartiendo de las características de los sistemas eléctricos es necesario identificar los aspectos básicosdel mercado de energía. La demanda de ambos países, la oferta y precios de la energía eléctricamarcará las posibilidades reales de la interconexión, así como los recursos energéticos primariosdejaran ver las posibilidades de ejecución del proyecto.Por el lado de la demanda de energía eléctrica, debe analizarse el volumen presente y futuro, lasvariables relevantes para su proyección, tales como población, consumo, crecimiento, bienescomplementarios y sustitutos que ya existan o estén por entrar al mercado. Será necesario conocer elmercado local, regional o internacional.Por el lado de la oferta de energía eléctrica, es necesario definir y conocer la composición por fuentesde recursos primarios y las estrategias del mercado. Dentro de ese proceso, será indispensable estudiarla competencia en aspectos básicos como su capacidad instalada, su nivel de utilización, la tecnologíaincorporada y probables programas de actualización, sus fallas y limitaciones, y los planes de expansiónpropios o sugeridos por los organismos reguladores.Mediante el Estudio Energético se evalúan los intercambios de Energía y Potencia entre los países ainterconectar, como resultado de la composición de recursos energéticos, el costo asociado a cada unode estos recursos y los precios de la energía a lo largo del periodo de análisis. Con esto se buscadimensionar la capacidad de la interconexión con base en los intercambios de energía y potenciafactibles.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 determinarlas ventajas y beneficios de la interconexión eléctrica, finalmente es necesario realizar un análisis desensibilidad para asegurar la robustez de los resultados ya que de ellos depende la continuación de labúsqueda del objetivo de materializar la interconexión.En el análisis se simula el sistema para un conjunto de series hidrológicas, la política de optimización segenera de forma autónoma para cada país sin incluir la red de transmisión, no se incluyen las redes detransmisión 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 cualesse calculan como el costo promedio de la generación térmica más costos de racionamiento para todoslos años simulados. Estos costos reflejan el costo que podría esperarse cuando se opera el sistema
  • 68óptimamente 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 deforma coordinada para diferentes capacidades de la interconexión. La capacidad óptima será aquellaque minimice los costos totales del sistema de tal forma que garantice reducción de la tarifa al usuariofinal. La diferencia de costos operativos entre la operación aislada y la operación coordinada determinanlos beneficios económicos de la interconexión.Es de gran importancia realizar el Análisis de Sensibilidad en aspectos relevantes para el cálculo de losbeneficios 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 AmbientalEs necesario realizar un análisis de los aspectos ambientales que afectan al proyecto, los cuales estáncada vez más estrechamente relacionados al tratarse de proyectos de infraestructura de característicalongitudinal. Mediante el Estudio Ambiental se busca evaluar las restricciones y criticidades ambientalesdel área geográfica de influencia del proyecto de interconexión eléctrica y considerar las posiblesalternativas de ruta, mediante la aplicación de dos niveles de estudio:• Estudio de Impacto Ambiental (EIA).• Declaración de Impacto ambiental (DIA).4.4.3 Estudio EléctricoCon el estudio se propone identificar alternativas técnicas para la interconexión de los sistemaseléctricos de potencia, de tal manera que se cumpla con los criterios de calidad, confiabilidad yseguridad establecidos por la regulación de cada uno de los países.El Estudio Eléctrico busca establecer el tipo de tecnología aplicable y equipos requeridos paraposteriormente proceder a evaluar la interconexión desde el punto de vista eléctrico y de costos. Lasfases 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 granparte basado en la experiencia de los especialistas, la localización del proyecto o las sugerencias de los
  • 69agentes del sector, los organismos de operación y/o planeación. Las entradas principales paraidentificar las posibles soluciones técnicas son la capacidad de la interconexión que se identificó delestudio energético y la distancia aproximada entre los puntos de conexión que se obtiene del estudioambiental.En el Análisis de Estado Estable o Estacionario se evalúa el desempeño de las alternativas deinterconexión bajo condiciones normales de operación y de contingencia de líneas y transformadoresdel área de interés, utilizando el criterio n-1.En el Análisis de Cortocircuito se evalúan los niveles de cortocircuito trifásico y monofásico, para lascondiciones de demanda máxima y mínima en las subestaciones de interés para la interconexión, datosnecesarios para realizar el estudio de coordinación y ajuste de protecciones eléctricas, así como para eldiseño y las especificaciones de los equipos.En el Análisis de Estabilidad Transitoria se evalúa la estabilidad de primera oscilación con los tiemposnormales de operación de las protecciones.En el Análisis de Estabilidad Dinámica se analiza la estabilidad de las centrales generadoras del áreacon tiempos de simulación de 10 segundos incluyendo el efecto de los reguladores de tensión yvelocidad, con el fin de evaluar las necesidades de funciones especiales de los reguladores. Tambiénse evalúa el amortiguamiento obtenido con los reguladores previstos y la necesidad de tenerestabilizadores del sistema de potencia. De este análisis se identifica si las alternativas de conexiónofrecen condiciones de sincronización de los sistemas, y si los sistemas permanecen estables ante fallade la interconexión operando a su capacidad óptima. Si los resultados de las oscilaciones son pocoamortiguadas se deberá realizar el Análisis Modal del sistema con el fin de prever la instalación deequipos de control adicionales que tengan como fin obtener el amortiguamiento apropiado de estasoscilaciones. Para mejorar la relación de amortiguamiento se plantearán alternativas que en orden deprioridad serán la instalación de PSSs en las unidades con mayor participación (énfasis en control),compensación serie de líneas de transmisión y compensación paralelo en barras de subestaciones, porúltimo, refuerzos en el sistema de transmisión.Finalmente, se realiza una evaluación de los equipos necesarios para el desarrollo del proyecto y sedebe 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 entreotros, el monto de la inversión requerida, los ahorros futuros de inversión, los costos financieros de lainversión, la exposición al riesgo por sobre costos operativos, los costos de racionamiento, las pérdidas
  • 70técnicas 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 mismaetapa de prefactibilidad, proveerá la información indispensable para realizar las evaluaciones económicay financiera y, posteriormente constituirá las bases de la normativa técnica para la ejecución delproyecto.4.5 Fase III: FactibilidadLa fase de factibilidad busca establecer una decisión definitiva sobre la realización del proyecto y laverificación detallada de los aspectos técnicos así como del cronograma de actividades. En esta fase seprofundiza en el estudio de la mejor alternativa recurriendo a la información primaria para los estudiosregulatorios, operativos, económicos y financiero. Basados en estos estudios se determina la viabilidadde 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. Encaso de ser necesario, se podría recomendar la reprogramación de inversiones o el redimensionamientode la interconexión, sujeto a posibles cambios en los beneficios y costos.4.5.1 Estudio RegulatorioActualmente algunos países han realizado reglamentos para las importaciones y exportaciones deenergía eléctrica, mientras que otros están en el proceso de definición de los mismos. Sin embargoestos procesos se han desarrollado de manera independiente, atendiendo primordialmente lasnecesidades de los mercados internos de cada país.El estudio tiene por objeto identificar, compatibilizar y establecer los esquemas regulatorios queviabilicen las transacciones de electricidad entre los países. Se busca analizar en detalle la regulaciónaplicable en cada país con énfasis en la remuneración prevista. La armonización regulatoria suponeanalizar 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 delas interconexiones internacionales, la operación coordinada de los sistemas nacionales y para larealización 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 entoncespromover el marco normativo aplicable a los intercambios de energía eléctrica con base en lossiguientes 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 OperativoEl objetivo de este estudio es establecer los procedimientos, condiciones, obligaciones yresponsabilidades para la operación técnica y comercial de los enlaces internacionales y losintercambios de electricidad, de conformidad con la regulación vigente en cada país. Este estudiocomprende el análisis de operación técnica y comercial. En el Estudio Operativo se tiene en cuenta quepara la operación conjunta y coordinación operativa deben incluirse las previsiones y medidasrequeridas para el cumplimiento de los criterios operativos de cada país en calidad, seguridad yconfiabilidad, 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 controlde las variables relacionadas con el cumplimiento de los criterios y necesarias para la operacióncoordinada, así como la operación comercial en cuanto a los aspectos de administración, facturación yliquidación de las transacciones comerciales de energía eléctrica.4.5.3 Estudio Económico y FinancieroEste estudio recoge los resultados de las fases anteriores y comprende los siguientes aspectos: ● Estudio Económico ● Estudio FinancieroMediante el Estudio Económico se calculan la relación Beneficio/Costo del proyecto desde la óptica dela operación coordinada, los beneficios son totales y no se tiene en cuenta la redistribución de losmismos entre los agentes del sector eléctrico.La evaluación económica tiene la perspectiva del país, como un todo e indaga sobre el aporte que haceel proyecto al bienestar socioeconómico nacional, sin tener en cuenta el efecto del proyecto sobre la
  • 72distribución de ingresos. La evaluación está juzgando el proyecto, según su aporte al objetivo decontribuir al bienestar de la colectividad nacional.El Estudio Financiero identifica, desde el punto de vista de un inversionista o un participante en elproyecto, los ingresos y egresos atribuibles a la realización del proyecto, y en consecuencia, larentabilidad generada por el mismo. La evaluación financiera juzga el proyecto, desde la perspectiva delobjetivo 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 oprivada), definirán la relevancia de cada tipo de evaluación. Para los proyectos realizados porinversionistas privados, es de esperar que la única evaluación tenida en cuenta para la toma dedecisiones sea la evaluación financiera, ya que el objetivo que incentiva a los ejecutores se relacionacon la maximización de ganancias financieras. En contraste, si el proyecto de interconexión es realizadopor el sector público, es dable esperar que el objetivo que motive la realización del proyecto no serelacione con la rentabilidad de la inversión, sino que busque satisfacer alguna necesidad de lacomunidad o hacer un aporte al bienestar colectivo.En términos generales la evaluación del proyecto debe determinar la viabilidad de lainterconexión mediante indicadores como Relación Beneficio - Costo, teniendo en cuenta losposibles esquemas de desarrollo del proyecto, su remuneración, bajo el contexto de estructurade costos de los sistemas de transmisión y fundamentalmente determinando el impacto en latarifa al usuario final.4.5 Fase IV: AcuerdosUna vez tomada la decisión de ejecución del proyecto con base en los resultados de la fase defactibilidad se procederán a realizar los acuerdos y convenios necesarios para iniciar la etapa deejecución y seguimiento del proyecto de interconexión. En general se subscriben los siguientesacuerdos y convenios:Convenio para la construcción y comercialización de la interconexión internacional entre compañías detransmisión eléctrica, con el objeto de construir, operar y mantener la Interconexión Internacional y suexplotación comercial.Acuerdos operativos y comerciales, los cuales serán los instrumentos a través de los cuales losoperadores de los sistemas de electricidad y los administradores del mercado, establecerán lasobligaciones y responsabilidades en la operación técnica y comercial de sus sistemas en relación conlos enlaces internacionales entre los países.
  • 73 CAPITULO V ANÁLISIS DE CASO, INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ENTRE CHILE Y PERÚ5.1 El escenario de estudioEl análisis de caso, plantea los beneficios y costos producto de las transacciones internacionales deelectricidad entre Chile y Perú. Dichos intercambios se estiman al considerar la instalación de una líneade transmisión, optimizando las características técnicas, su ubicación geográfica y los puntos deinterconexión. Existen algunas oportunidades específicas para desarrollar una interconexióninternacional 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 un61% en los últimos 10 años, desde 8.992 GWh en 1999 a 14.906 GWh en 2009. La generación segúntipo 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
  • 74Por otro lado, las proyecciones del sector eléctrico para el mediano y largo plazo en el SING y loscambios 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 2010En el caso del Perú existen algunas oportunidades específicas para desarrollar una interconexióninternacional, 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 engeneración hidroeléctrica y ciclo combinados de gas natural.● Se está perfeccionando el marco normativo y regulatorio mediante la promoción de la librecompetencia 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 contemplaun 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 yEnergía de Brasil y Perú, donde se establece el marco legal que promueve y facilita el desarrollo de lainfraestructura necesaria en el territorio peruano para la producción de electricidad destinada a sumercado interno y la exportación de los excedentes al Brasil, a través del uso de los recursoshidroeléctricos disponibles en Perú.La proyección de potencia instalada por tipo de combustible, informada por el Ministerio de Minas yEnergía del Perú se indica en el grafico 5.3.
  • 75 Grafico 5.3 Proyección Potencia Instalada, Perú (2010-2027) Fuente: José Koc. 2010El crecimiento de la demanda de energía eléctrica en el horizonte 2008-2017, para Perú varía entre7,4%-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 2008Para satisfacer el crecimiento de la demanda del SING en Chile, desde 14.320 GWh para el año 2010 a16.573 GWh para el año 2013, según lo informado en la gráfica 5.2, se considera el siguiente escenariode generación, donde en el año 2011 se incorporan 760MW con la puesta en servicio de las centralescarboneras; 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-SINGDe acuerdo a lo indicado en la gráfica 5.1, en la matriz energética de generación eléctrica a partir del2013 en el SING predomina el carbón, con un aporte del 56% correspondiente a 1.896MW. Los planesde expansión en generación informados a la CNE por las empresas para satisfacer la demanda del2015 al 2020 incrementa aún más el uso de carbón en las centrales proyectadas según se muestra enla 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 eldesplazar el uso de carbón en la matriz energética del SING a partir del 2015 en 500 MW, mediante laevaluación de un proyecto de interconexión eléctrica bi-direccional entre Chile y Perú, considerando elplan 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 interconexiónLos criterios adoptados para la selección del proyecto de interconexión para definir el trazado de unalínea 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 aChile 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 2009La interconexión propuesta a analizar considera una línea de transmisión 500 kV Montalvo-Crucero, conuna distancia aproximada de 640 km. y una capacidad nominal de 500 MW, como se muestra en lafigura 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
  • 79Con estas condiciones de borde, se proyecta un transito de inversiones basado en transaccionesinternacionales 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 PerúPara la estimación se consideró los precios internacionales de los combustibles, tomando comoreferencia el estudio de Naciones Unidas para la factibilidad de interconexión eléctrica realizado el2009, el cual considera los precios locales de los combustibles para la generación eléctrica, incluyendolos procedimientos y mecanismos de determinación de precios existentes en cada país. Loscombustibles 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 regionalEl precio de gas natural exportador de Perú informado en la tabla 5.3, puede representar el precio delcombustible a ser utilizado en una central termo-eléctrica que puede despachar su energía y potencia almercado 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 setomará 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
  • 80referenciales de las actuales centrales de gas natural del actual parque de generación de Perú, como semuestra 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. 20105.3.2 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 centraltermo-eléctrica Chilca, cuya unidad 3 (TG3) fue puesta en servicio el 2009 y corresponde a unidadeficiente de ciclo combinado de gas natural, utilizando los datos técnicos del consumo específico de launidad TG3, pero utilizando el costo del gas natural proyectado de exportación del Perú para el período2015-2022, se obtiene el siguiente resultado. Tabla 5.5 Estimación de costos variables totales de generación período 2015-2022 Fuente: Elaboración propia
  • 81Donde se definen los conceptos; CVC Costos variables combustibles; CVNC: Costos variables nocombustibles y CVT: Costos variables totales.Al aplicar análisis de sensibilidad al precio de combustible y los costos variables no combustibles con unrango 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 propiaEn 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 unacentral a carbón, y además considerando que corresponde a una matriz energética con predominio delcarbón y GNL, y donde el gas natural Argentino fue reemplazado por el GNL, que está vinculado alvalor del petróleo y que está llegando a Chile mas alto que el precio referencial internacionalcorrespondiente al indicador Henry Hub. La tarifa en el Terminal de Re-gasificación de gas natural
  • 82licuado (GNL) de Mejillones alcanza a USD 17 por millón de BTU, mientras que en la instalación de lazona 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 dela planta de Re-gasificación de Mejillones, que en medio de la crisis de los envíos de gas desdeArgentina se convirtió en la alternativa para contar con abastecimiento eléctrico más seguro y eficientepor parte de las generadoras que las abastecen (EDELNOR y Gas Atacama). Tres grandes empresasde la gran minería aceptaron pagar por el gas un precio levemente inferior al Petróleo Diesel, sustituto alque las eléctricas recurrieron por la falta de suministro desde el país vecino. Así, el diferencial entre elesquema con el cual se importa el GNL, que considera el marcador estadounidense Henry Hub ahoraen USD 4,8 por millón de BTU-, y la citada tarifa a la que GDF Suez y CODELCO, propietarios delTerminal, venden a los clientes nortinos, se destina a financiar la inversión de la unidad, que rondó losUSD 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 evaluarel ingreso de las siguientes tecnologías: GNL, ERNC y Nuclear. La estimación del CMg. para el SINGen 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
  • 835.3.3 Estimación del precio básico de la potencia, para Interconexión eléctrica Chile-PerúPara la estimación del precio de potencia del mercado del Perú se tomará como referencia lametodología del cálculo del Precio Básico de Potencia del Comité de Operación Económica del SistemaInterconectado Nacional (COES SINAC) del Perú, donde el método se basa al costo de instalación de lacentral que abastecerá la máxima demanda proyectada durante los próximos 2 años. En la actualidadéste 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 potenciase obtiene de calcular un valor por MW-mes en base a la anualidad de estos costos, considerando unavida útil de 30 años para la conexión y de 20 años para el generador, considerando una tasa deactualización de 12%. Se considera que la central está ubicada en Lima (centro de carga) siendo lapotencia efectiva el 94% de la potencia ISO.A este costo se le suman otros componentes que resultan de aplicar los Factores de IndisponibilidadFortuita de la unidad punta (FIF) y el Factor Margen de Reserva Firme Objetivo (FMRFO). En el primercaso se considera una Tasa de Indisponibilidad Fortuita (TIF) de 2.35%, y en el segundo un Margen deReserva 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 generadorespodrán 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 delsistema, sino más bien a una central eficiente de acuerdo a consideraciones técnicas y económicas quepermitan identificar un costo razonable de expansión del sistema. Entre estas consideraciones están eltamaño (se considera como aproximación una capacidad efectiva equivalente al 3.5% de la máximademanda del sistema) y la tecnología o modelo a utilizar, para lo cual se toma como referencia lainformación de la publicación “Gas Turbine World Handbook” del año vigente, la cual considera preciospromedio del mercado. Adicionalmente se debe determinar los factores de ubicación de la unidad. Secalcula entonces el Precio del Turbogenerador (PTG) como el costo total multiplicado por los factores ydividido por la potencia. Los resultados obtenidos a partir de la regulación tarifaría de Perú de mayo del2009 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 2009Al valor de la potencia calculada 59,49 USD/ kW.-año, se le debe multiplicar el Factor de Penalizaciónpor 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 lapotencia 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 deinstalación de una central termoeléctrica de 70 MW en la subestación Encuentro, que abastecerá lamáxima demanda proyectada, incluidos sus costos de conexión más sus costos fijos de operación ymantenimiento. El precio de potencia se obtiene de calcular un valor por MW-mes en base a laanualidad de estos costos considerando una vida útil de 25 años para las instalaciones y considerandouna tasa de actualización de 10%. El cálculo del precio básico de la potencia en el nudo Encuentro220kV. Se obtiene de acuerdo a la siguiente expresión. (Del informe de fijación de precio nudo de Abril2010, 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:
  • 85El beneficio en el precio básico de la potencia para la Interconexión del mercado eléctrico de Chile yPerú se desarrolla en la próxima sección y considera el diferencial entre los precios medios de cadapaís.5.4 Estimación de los beneficios económicos de la Interconexión Chile-PerúSe realiza un análisis del impacto en los precios medios, tanto en el país exportador (Perú) como en elpaís importador (Chile), ante una interconexión eléctrica entre ambos. Aún cuando la cuantificación delimpacto para cada país debiera ser evaluada en forma bi-direccional, es decir considerando que Chilepodría importar y exportar energía eléctrica hacia Perú, se considera que dado el precio estimado delos costos marginales proyectados para el período 2015-2022 no se visualizan beneficios quefinalmente se expresen en una mayor eficiencia económica para el caso que Chile exporte energíaeléctrica 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 unaampliación de la oferta de energía eléctrica. La importancia de considerar adecuadamente el impactode la interconexión eléctrica entre Chile y Perú, está dada por el consiguiente efecto dinámico que seproducirá en los precios. El país exportador (Perú) sufre un desplazamiento de la demanda debido aque la demanda local se le suma la demanda de exportación. El país importador (Chile) cuenta ahoracon generación más económica para enfrentar la misma demanda, con lo que bajan los precios internosya que incorpora generación con menor costo marginal. Si ambos países (Chile y Perú) tuviesen losmismos costos marginales, se podría decir que ni los consumidores ni los generadores sufriríancambios de precios por la ampliación de mercado y solo se ganaría en términos de confiabilidad yseguridad 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
  • 865.4.1 Impacto en los precios medios de EnergíaSe puede analizar el efecto de las Interconexiones eléctricas entre Chile y Perú desde un análisis decorto plazo y un análisis de largo plazo, ambos de carácter macroeconómico. Esto significa que seanaliza el efecto sobre cada agente económico, medido como diferencia de costos de compra deenergía o de ingresos por venta de energía.Para el efecto de corto plazo, se analiza a continuación los impactos en el corto plazo de losintercambios (asumiendo que en el corto plazo no cambia el equipamiento). En la gráfica 5.7 se detallael efecto de corto plazo en el sistema importador y en el sistema exportador considerando variacioneslineales (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 losconsumidores del sistema importador se determina con el nuevo costo marginal nacional tanto para lademanda comprada localmente como para la electricidad importada. Por lo tanto, el efecto de laimportación 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 MERCOSUREl 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
  • 87ingresos 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 ingresode los generadores y de una apropiación por parte de los consumidores locales de los beneficios de lainterconexión. 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 preciosinternos de la electricidad subirán hasta alcanzar el nuevo costo marginal del sistema correspondiente ala nueva demanda total (local más exportación), produciendo una pérdida a los consumidores localesdada 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 marginalmenos el costo de producción. En consecuencia el impacto total sobre los generadores locales puedecalcularse 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 sistemaexportador, 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 permiteobtener el balance neto del intercambio. En el corto plazo se obtiene un balance neto positivo paraambos sistemas, pero con una distribución de variaciones de ingresos que pueden ser ineficientes en ellargo 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 2001Donde 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 ChileD2 : Demanda de energía SING Chile (Escenario base sin interconexión)Exp : Nivel de exportación de energía en MWh desde Perú hacia ChileImp : Nivel de importación de energía en MWh.El valor CM1 corresponde al Costo Marginal de Perú para el escenario base sin interconexión, el cualconsidera los costos de los combustibles declarados en Perú para las empresas generadoras, que encaso particular del gas natural incorpora los precios regulados y subvencionados. El gráfico 5.8 muestralos valores estimados para el período 2014-2022. Gráfico 5.8 Costos Marginales Escenario base promedio anual Fuente: PNUD 2009, factibilidad de interconexión eléctrica regional
  • 89El valor CM 1 INT corresponde al Costo Marginal exportación del Perú y que estimado en la sección5.3.2 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 sininterconexión 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 espresentado 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 Marginalexportación del Perú y es estimado en la sección 5.3.2 y cuyo análisis de sensibilidad se desarrolla enla tabla 5.6.El valor D2 corresponde a la Demanda de energía sistema eléctrico de Chile el escenario base sininterconexión 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 estácondicionado por la capacidad de generación de exportación desde las centrales hidráulicas y de ciclocombinado que despacharan energía eléctrica y también está condicionado por la capacidad detransporte desde la línea de transmisión que interconectará S/E Montalvo con S/E Crucero. Se asumeuna capacidad de transmisión de 500 MW y un factor de planta de 0,9 para el despacho de lageneración anual desde Perú, entonces se obtiene: Exp. = 500 MW x 0,9 x 8760 h (5.9) = 3.942 GWh / añoImp.: corresponde al nivel de importación de energía que se recibe en Chile en MWh. Este valortambién está condicionado por la capacidad de generación de exportación desde las centrales quedespacharan energía eléctrica y también está condicionado por la capacidad de transporte y el nivel depérdidas del sistema de transmisión que interconectará S/E Montalvo con S/E Crucero. El cálculo delas pérdidas eléctricas de la estación conversora back-to back y las pérdidas del sistema de transmisiónse 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 / añoEntonces al aplicar los valores calculados para los costos marginales de importación de Chile, definidos
  • 90en 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 propiaEntonces al aplicar los valores calculados para los costos marginales de exportación del Perú, definidosen 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
  • 915.5 Análisis de los beneficios de los intercambios de energíaLos beneficios económicos se calculan en base al margen operacional del sector eléctrico. Esto es ladiferencia entre la valorización (a costo marginal) de las inyecciones de energía de las centrales delsistema eléctrico del Perú que despachan energía desde subestación Montalvo hacia Chile,considerando también los costos de operación de las centrales. Los beneficios económicos desde elpunto de vista de la demanda de energía se calcularon valorando las compras de energía suponiendoque existe un único comprador. Para tal efecto se determinó que dicha compra se realiza al costomarginal. 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 loscostos variables de generación desarrollados en las tabla 5.6, se puede evaluar el rango de losbeneficios, asumiendo el precio del gas natural de exportación del Perú con un rango volátil sobre suprecio 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 gasnatural Peruano se resume en el gráfico 5.9- Gráfico 5.9 Beneficio Económico de la Interconexión, sensibilidad precio gas natural ±15% Fuente: Elaboración propiaSe deduce de la gráfica 5.9 una relación directamente proporcional para los beneficios para Perú enfunción del incremento del precio del gas natural de exportación. Si se produce un incremento en elprecio del gas natural respecto al valor esperado en el período de estudio 2015-2022, se producirá un
  • 92incremento 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 incrementodel precio del gas natural de exportación del Perú. Si se produce un incremento en el precio del gasnatural respecto al valor esperado en el período de estudio 2015-2022, se producirá una reducción enlos beneficios económicos para Chile.El punto óptimo para la Interconexión es donde se comparten beneficios en partes iguales para cadapaís, correspondiente a la variación del precio del gas natural de exportación del Perú proyectado. Elpunto óptimo es calculado en el análisis de sensibilidad, y que se representa en el punto donde secruzan las curvas de beneficios de cada país en el gráfico 5.9, correspondiente al eje de la X= 4,5% yque representa la variación del precio del gas natural de exportación del Perú respecto al valorproyectado en el período 2015-2022, obteniéndose en el eje de la Y un beneficio económico tanto paraChile como para Perú de MUD 365.Los valores óptimos del los precios de gas natural para el período 2015-2022 se informan en la tabla5.12. Tabla 5.12 Valor óptimo del precio del GN Fuente: Elaboración propiaEs importante señalar que los beneficios indicados, se da en un entorno en el cual no existenrestricciones o barreras comerciales que los limiten. En este sentido los resultados obtenidos en lastablas adjuntas se deben entender como beneficios referenciales, los cuales podrán sufrirmodificaciones en función de los mecanismos comerciales que finalmente se implementen en relación ala posible integración eléctrica entre Chile y Perú.
  • 935.6 Estimación de Inversión en Transmisión para la Interconexión eléctrica Chile-Perú5.6.1 Antecedentes generales del marco normativo del sector Transmisión en el PerúEl Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), define en su artículo 58° “En cadaSistema Interconectado, el Ministerio de Energía y Minas, a propuesta de la Comisión de TarifasEléctricas, definirá el Sistema Principal y los Sistemas Secundarios de Transmisión de acuerdo a lascaracterísticas establecidas en el Reglamento”.El Sistema Principal Transmisión (SPT) permite a los generadores comercializar potencia y energía encualquier barra de dicho sistema. Los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) permiten a losgeneradores conectarse al sistema principal o comercializar potencia y energía en cualquier barra deestos sistemas.Los generadores conectados al Sistema Principal, abonarán mensualmente a su propietario, unacompensación para cubrir el costo total de transmisión. El costo total de transmisión comprende laanualidad de la inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento del sistemaeconómicamente adaptado. La anualidad de la inversión será calculada considerando el valor neto dereemplazo, su vida útil y la tasa de actualización correspondiente fijada en el artículo 79° de la presenteLey (12%).La compensación a que se refiere el artículo anterior, se abonará separadamente a través de dosconceptos denominados Ingreso tarifario y Peaje por Conexión. El ingreso tarifario se calcula en funciónde 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 detransmisión y el ingreso tarifario.Según la Ley de Concesiones, el SPT y el SST deben recibir una compensación por el uso de susinstalaciones para cubrir sus costos. El Costo Total Anual (CT) se define como se ilustra en la figura5.3. Figura 5.3 Fuente: García (2009)
  • 94Donde 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 retiroEl ingreso tarifario, en ausencia de congestión, corresponderá al valor de las pérdidas totales delsistema (que los generadores deben reintegrar al transmisor). De acuerdo a la definición anterior, elingreso tarifario también debería incluir las rentas por congestión si estas existieran. Sin embargo, en laactualidad existe cierto vacío debido a las rigidez del marco regulatorio donde se define que los factoresde penalización sólo incluirían las pérdidas respecto a una barra de referencia.
  • 955.6.2 Tipos de contratos en el sistema de transmisión en el PerúExisten 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 + COyMLa anualidad de la inversión (aVNR) se calculará con un VNR que será siempre igual al monto deinversión contratado reajustable anualmente por la inflación. El período de cálculo será 30 años y la tasade 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 ContratosBOOT pertenecen al SPT y tienen garantía que mantendrán este status durante todo el Plazo de laConcesión. El Peaje se calcula de forma similar al régimen común; sin embargo, no contempla elconcepto de sistema económicamente adaptado (SEA). Se efectúan liquidaciones anuales, paraverificar que la empresa haya recuperado el monto fijado en la regulación del año anterior. El saldo de laliquidación 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 (RemuneraciónAnual Garantizada) que cubre todos los costos de operación, mantenimiento, mejoras y reemplazo delas instalaciones recibidas; así como los costos de operación, mantenimiento, mejoras y reemplazo delas instalaciones a construirse como compromiso de inversión. La RAG está garantizada durante todoel período de la concesión y se reajusta anualmente por la inflación. La Cláusula de Restablecimientodel 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 lainterconexión 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, yrecogidas en la Ley 28832, donde se reconocen las instalaciones del sistema complementario de
  • 96transmisión, donde se destacan los siguientes aspectos:a) Se consideran como instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión aquellas queson parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno ovarios Agentes. Además, son parte del Sistema Complementario de Transmisión todas aquellasinstalaciones no incluidas en el Plan de Transmisión.b) Deberán contar con la conformidad del COES, mediante un estudio que determine que la nuevainstalación no perjudica la seguridad ni la fiabilidad del SEIN22.c) OSINERG establecerá el monto máximo a reconocer como costo de inversión, operación ymantenimiento. Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en laLey 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 quepermiten a los Generadores entregar su energía producida al SEIN, dichos Agentes podrán suscribircontratos para la prestación del servicio de transporte y/o distribución, con sus respectivos titulares, enlos cuales la compensación correspondiente será de libre negociación.La figura 5.5 muestra como se inserta los sistemas complementarios de transmisión en el marcoregulatorio del Perú. Figura 5.5 Esquema de la Planificación de la Transmisión en el Perú Fuente: Ley N° 28832 y Ley de Concesiones Eléctricas
  • 975.6.4 Estimación de los montos de Inversión en transmisión, Interconexión Chile-PerúSe proyecta como diseño un enlace a través de una subestación de conversión a ser instalada en lasubestación Montalvo, en configuración “Back-to-Back”, donde la unidad rectificadora de potencia y launidad inversora de potencia se localizará en la misma subestación Montalvo uniendo el extremoreceptor 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 propiaDe acuerdo a lo indicado en la sección 3.1.5, la subestación de conversión back-to-back permitirá lainterconexión solucionando los siguientes problemas técnicos; Interconectar sistemas eléctricos confrecuencia diferentes (50Hz Chile y 60Hz Perú); Obtener operación estable desacoplando ambossistemas eléctricos y mejorar los márgenes de estabilidad de los sistemas eléctricos. Figura 5.7 Esquema de configuración Back-to Back Fuente: WoodFord (2003)
  • 98Las 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 quiebrede costos para análisis de precios de los componentes y actividades de montaje más relevantes. Loscostos 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$/kW subestaciones HVDC Fuente: WoodFord (2003)Al tomar los valores referenciales indicados en la tabla 5.13, se puede que r el costo de la subestaciónback-to-back proyectada en subestación Montalvo, para una transferencia de 500 MW, es de 45 MUSD.Los costos estimados de inversión debieran ser considerados con una sensibilidad del orden ± 20%, deacuerdo a las recomendaciones indicadas en las referencias bibliográficas, por condiciones particularesde los proyectos y aspectos económicos propios de la tecnología y los costos variables de fabricación,llegando a un valor de inversión de 54 M USD.
  • 99Para contrastar el valor de inversión, respecto a la realidad del mercado eléctrico del Perú, se revisa elPlan Referencial de Electricidad formulado por el Ministerio de Energía y Minas del Perú para el período2006-2015, como documento que brinda información prospectiva a los agentes del subsectorelectricidad o de nuevos agentes que tienen la intención de participar en la toma de decisiones deinversión. En este informe se presenta la inversión de una subestación Back to Back de 600MW decapacidad como reforzamiento a la línea de transmisión Mantaro-Socabaya proyectada para el año2012 con un costo de inversión de 85 MUSD, según se indica en la tabla 5.14 Tabla 5.14 Plan de expansión de la transmisión 2006-2015 Referencia; Informe DP-01-2009 Dirección de Planificación de Transmisión COES.Dentro del programa de inversiones de transmisión indicado en la tabla 5.14, se incorpora el desarrollode una línea de transmisión doble circuito en 500 kV Machupichu-Incasa, con un valor de inversiónestimado de 275 MUSD para 900 km de longitud. A partir de estos antecedentes se puede estimar elvalor de inversión para la línea doble circuito en 500 kV Montalvo- Crucero, considerando el costounitario de la línea en referencia en USD$/km y asumiendo el valor de inversión un sobre-costo delorden ± 20% por escalamiento y tasa de cambio de la moneda, se llega al siguiente a un valor para lainversión de la línea de transmisión de 234,6 MUSD.Considerando que la subestación Crucero tiene un nivel de tensión en barras principales de 220kV, sedeberá estimar los costos de inversión de los paños de línea y paños de transformadores para podertransmitir la energía proveniente desde la interconexión internacional al SING. Estimar estos costos noes un cálculo sencillo, porque los costos de los equipos son siempre distintos y también varía de unlugar 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 demateriales, los gastos generales prorrateado para cada equipo de maniobra y medida a instalar.
  • 100El costo estimado para los 2 paños de subestación 500-220kV requerido en subestación Crucero sepueden estimar utilizando los valores de inversión de las instalaciones del sistema trocal del SistemaInterconectado Central (SIC) el cual dispone de 3 subestaciones transformadoras 500-200kV desimilares características técnicas a los solicitadas en la subestación Crucero, según lo definido en latabla 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 500-220kVlocalizados en las subestaciones; Alto Jahuel 500-Alto Jahuel 220, Ancoa 500- Ancoa 220 y Charrúa500- Charrúa 220. Tomando el Valor de Inversión (VI) más alto, informado en el DS 207/2008podemos considerar estimar el valor de la inversión por cada paño de 19,8 MUSD. De acuerdo al diseñoy cálculos definidos en el Anexo B, la línea de transmisión será de doble circuito y entonces la llegadade subestación Crucero se debe considerar para cada circuito de llegada de línea, su respectivo pañode línea y paño de transformación 500 -220 kV, se debe considerar este costo duplicado. Asumiendoel 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 sedetalla en la tabla 5.16.
  • 101 Tabla 5.17 Inversión montos de Inversión en Transmisión Fuente: Elaboración PropiaLa inversión en transmisión para la Interconexión Chile-Perú, alcanza los 367,12 MUSDPara 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 expresiónpara el cálculo del interés compuesto en la fórmula de valor de la anualidad a partir del valorcapitalizado, 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 / añoEntonces la anualidad valor nuevo de reemplazo (AVNR) corresponde a 38,94 MUSD/año y representael costo a reconocer en forma anual, como compensación por el uso de las instalaciones en lastransacciones internacionales de electricidad.
  • 102 CAPÍTULO VI ANÁLISIS DEL PROBLEMAEn el capítulo I, se detallaron las etapas por las cuales ha pasado la integración regional entre lospaíses de América Latina, se distinguen tres etapas claramente identificadas: La etapa denominadavoluntarista entre 1950 hasta mediados de los años 70 con fuerte influencia de la CEPAL y su políticade promoción de la industrialización, caracterizado por un marco de protección arancelaria, buscandolos acuerdos para establecer compromisos rígidos en la búsqueda de un arancel común, el intercambiose constituyó en un elemento dinamizador del comercio exterior. La segunda etapa revisionista afinales 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 en1987 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 etapapragmática a partir de los años 1990 en busca de una gradual convergencia económica y política de lospaíses de la región, se busca que la integración deba favorecer la articulación productiva e inducir elaumento de intercambio entre los países miembros, el logro de una arancel común bajo, procesos deapertura comercial con márgenes preferenciales cada vez menores. Durante la década de 1960, lasexportaciones primarias dominaban el comercio internacional y las concentración de la dependenciaproductiva 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 deintegración regional que se iniciaron en la década del 60 no demostraron ser tan importantes como seesperaba. En 1982 los países de América Latina enfrentaron una de las peores recesiones del siglo, lasfuerzas externas fueron determinantes, actuando otros factores como inconsistencia en el manejo depolíticas 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 naturalesaumentando las exportaciones, la tasa de exportación se elevo del 11% del total del PIB para 1980 a19% en 1998. De acuerdo a datos estadísticos del Banco Mundial, si analizamos los países de laregión en forma individual, vemos que desde 1960, salvo escasas excepciones, han sufrido retrasos enel camino hacia la convergencia. Al comparar década por década el índice PIB per cápita como unporcentaje del PIB per cápita promedio de los países ricos de la OCDE, se observa un desempeñodeficiente de la región.
  • 103En conclusión a pesar de los esfuerzos desplegados, la buena intencionalidad de los gobiernos, losacuerdos y organismos generados, no han logrado la integración económica de la región y más aúnésta parece estancada durante este decenio.En el Capítulo II se realizó un análisis de las características especiales de la transmisión y comerciointernacional, 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 laactividad productiva, las crisis energéticas vividas, evidencia una relación estrecha entre bienestarmaterial 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 decoordinación centralizada de la generación y transmisión, para un ajuste técnico preciso entre la oferta ay la demanda, hace necesario una coordinación centralizada de las operaciones de generación ytransporte.La existencia de activos cuantiosos y específicos del sector denominados activos específicos, ya que notienen otro uso que el sistema eléctrico, en el ámbito del comercio internacional esto da lugar acuantiosos costos de transacción asociados al desarrollo de contratos internacionales de suministrocuando el vendedor o comprador deben construir activos específicos a esa transacción, otros factoresque 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 decaracterísticas especiales de la transmisión que lo diferencian de otras formas de interconexiónenergética, 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 puedenrealizar en mercado de transacciones de electricidad entre países interconectados, entre estostenemos:a.- Con garantía de suministro, suministro firme, el vendedor contrae una obligación de suministro quedebe respaldar con potencia instalada, existen dos modalidades, suministro a firme de energía conabastecimiento en forma permanente e incondicional a una zona del país vecino, o el vendedor concedeal comprador la opción de solicitar una cantidad de energía a ser suministrada a través de lainterconexión.
  • 104b.- Comercio no firme o de oportunidad, corresponde a la transacción spot entre países, se distingue elprecio de nodo y renta de congestión, en este intercambio el país exportador presenta al importador unacurva 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 porel vínculo internacional los precios de ambos extremos difieren y se generan las rentas de congestióncuyo reparto entre los dos países y al interior de ellos pasa a ser el punto principal a resolver. Repartoigualitario de beneficios, las dos partes hacen una estimación explicita de los beneficios conjuntoincrementales 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 dependiendolos 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 comopilares fundamentales de la integración, se realizó en el capítulo 3 un análisis de riesgos de los trespilares. Desde la perspectiva de las reglas podemos distinguir, la carencia de esquemas deregulaciones y reglamentación comercial que permitan la operación comercial posibilitando elintercambio, la ausencia de reglamentación técnica que permita operar los sistemas. Esto se puedesolucionar si existiesen las mecanismos diseñados para responder de manera efectiva a temas comotecnología, producción limpia, libre competencia, acceso libre a los servicios, valoración de las fuentesde energía renovable y no renovable y las proyecciones de financiamiento. La creación de institucionesregulatorias es un tema clave para la coordinación regional y nacional, lo cual podría ser fuertementeapoyado mediante la determinación de la autoridad, las jurisdicciones y la independencia quegobernarán estas entidades de regulación. Las funciones de dichos organismos incluyennecesariamente procedimientos para acciones anticorrupción, mecanismos para apoyar laestandarización de las operaciones de mercados.En todos los países la actividad de transmisión eléctrica está regulada, y aún cuando estas reglaspueden aplicarse o adaptarse al servicio de transmisión para importaciones y exportaciones, nonecesariamente aplicarían para el tránsito de la electricidad por el sistema de cada país. Este es unaspecto a regular si se quieren regionalizar las opciones de transacciones internacionales multilateralesentre los países de la región.Uno de los riesgos es el político ya que al existir un mayor número de autoridades involucradas en latoma de decisiones se pueden presentar posibles conflictos en la pérdida de soberanía, así lasreglamentaciones exijan a los gobiernos garantizar la libre circulación de energía eléctrica por susrespectivos territorios, ya sea para ellos mismos o para otros países de la región; en otras palabras, elunificar diferentes gobiernos y en consecuencia gobernantes, podría generar en el futuro conflicto de
  • 105intereses entre los mismos, arriesgándose el buen funcionamiento del mercado ante las decisiones queellos pueden tomar en pro de su propio bienestar afectando negativamente el mercado.Riesgo Geopolítico, la “re-nacionalización” de los sectores energéticos, particularmente en los paísesAndinos como Venezuela, Bolivia y Ecuador, basada en el endurecimiento estatal de las condiciones deacceso al sector, así como en las nuevas condiciones fiscales de explotación para las empresasprivadas internacionales ha producido un aumento notable de los ingresos estatales por la exportaciónde hidrocarburos. Este aumento, sumado al efecto de los mayores precios internacionales, ha reforzadoincluso más la creciente percepción de autonomía económica y política de los gobiernos de los paísesproductores de la región, provocando un impacto sumamente negativo en la perspectiva futura deniveles de inversión por parte de las empresas internacionales privadas, las cuales están llevando acabo un proceso de retirada de gran parte de la región, dejando este entorno tan problemático aempresas medianas con menores opciones en otras zona.En la Región se puede distinguir varias categorías de países según la actitud de sus gobiernosrespecto a la política y el nacionalismo energético. Gran parte de los exportadores de hidrocarburos dela 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 Perúsiguen políticas desmarcadas del rumbo de los demás países andinos, con sus prioridades puestas enuna integración energética más internacional, liberal y abierta.Por otro lado, Argentina está dando señales en el sentido contrario, con la recompra, por parte deintereses privados argentinos, del 25% de Repsol. De todas formas, parece que la producción dehidrocarburos en Argentina está en declive, por ello, su actitud no tiene tantos efectos a largo plazocomo la de otros países del continente.Por su parte, el resto de los países como Chile, Paraguay, Uruguay son consumidores e importadoresnetos, y mantienen una posición más bien pasiva dentro de este contexto energético regional, sóloBrasil, 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 laregión.La racionalidad de la integración energética en transmisión está dada por varios factores incluyendo lanecesidad de incrementar la seguridad energética, optimizar recursos y mejorar la viabilidad financierade proyectos de potencia tanto como reducir el impacto ambiental de proyectos de generación.Los países andinos están bendecidos con un tremendo potencial de generación especialmentehidroeléctrico y térmico, el potencial hidroeléctrico de Colombia, Perú, Bolivia y Ecuador está estimado
  • 106en 93,100 MW, 61,800 MW, 39,800 MW y 11,500 MW respectivamente, sin embargo los bajos nivelesde demanda en estos países no justifica inversiones en gran escalaEn tal escenario, desarrollar una red entre países podría permitir acceso a los mercados vecinos quetienen 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 potencialesproyectos de generación tanto como de los proyectos de transmisión. Con esto los potencialesinversionistas 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 lageografía regional es tal que mientras llueve en un país, existe sequía en otro país, entonces unainterconexión entre estos países podría por lo tanto disminuir los riesgos hidrológicos mientras apoya ladiversidad 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 beneficioseconómicos deberían ser distribuidos equitativamente entre los inversores y consumidores, además demejorar la confiabilidad y calidad del suministro eléctrico y reducir las demandas económicas porexpandir los sistemas de esos países.Reducciones en el costo del capital también pueden ser alcanzados debido a la gran escala de losproyectos, sacando y tomando ventaja de los activos tanto como los pasivos de los sistemas eléctricoscon un alto factor de carga.La idea de generar interconexiones en la región andina fue promovida inicialmente por los países deColombia, Ecuador, Perú y Venezuela, firmando el acuerdo de Cartagena en abril 2002, Bolivia fueincluida mas tarde. El acuerdo anima a armonizar los aspectos legales y regulatorios requeridos paradesarrollar interconexiones en transmisión en la región.Bajo el acuerdo los países se comprometen a facilitar el régimen legal que permita el libre acceso a latransmisión, define reglas del mercado y la operación, coordina la operación de los sistemas nacionalesy permite transacciones de energía bajo principios de libre competencia y acceso no discriminatorio, lospaíses también se comprometen al libre acceso a toda la información requerida para permitirintercambios de energía para alentar nuevos proyectos de generación a que permitan aumentar elpotencial de la integración eléctrica en la región.Además de los problemas existentes entre países vecinos, el escenario político en algunos de estospaíses no están conduciendo al desarrollo de la interconexión , por ejemplo el sector energía en Bolivia
  • 107esta siendo sometido a una fase de nacionalización, que podría introducir incertidumbre para losinversiones locales e internacionales como ya se mencionó en el riesgo geopolítico.Además un alto grado de coordinación y configuración de parámetros técnicos serán requeridos paraque la interconexión sea exitosa, esto incluye las diferencias en frecuencia de la red de cada país, quehace la integración de sistema no sólo dificultoso, sino también haciendo peligrar la integridad desde laperspectiva de la red, también la construcción de líneas de transmisión son difíciles debido a lomontañoso del terreno de la región andina.Otro desafío que los gobiernos enfrentan es el apoyo a las pequeñas empresas e inversionistas. Lasinterconexiones existentes han mostrado que los beneficios totales producidos pueden causarsignificativos daños a participantes unilaterales o países, de aquí un importante aspecto de lainterconexión será diseñar un mecanismo que permita distribuir igualitariamente los beneficios.Conclusión: Aunque los desafíos para la interconexión e integración en transmisión son muchos yvariados, de acuerdo a lo descrito, los países involucrados en proyectos de interconexiónaparentemente están comprometidos a resolver estos problemas.El hecho que los proyectos en ejecución han sido acordados prioritariamente es evidente junto con lafrecuencia de reuniones entre los niveles ministeriales.En el Capítulo IV se centró en elementos prácticos y conceptuales de los aspectos que deben tenerseen cuenta a la hora de evaluar una interconexión eléctrica internacional (entre países). La metodologíapropuesta para, se inicia con la motivación general de los actores involucrados en los países y siguecon los estudios energético, ambiental, eléctrico, regulatorio, operativo, económico y financiero y finalizacon 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.
  • 109b) 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.
  • 110Los contratos elaborados para las transacciones internacionales de electricidad deben serconsiderados como herramientas que permiten hacer viable el desarrollo centrales degeneración regional lo que conlleva la expansión de la transmisión regional, y en consecuenciadeben ser respetados y administrados eficientemente como un compromiso firme con la mismaprioridad de cumplimiento que los contratos nacionales entre agentes del mercado eléctrico.Esto permite transformar la seguridad y confiabilidad de suministro eléctrico desde un ámbitonacional a un ámbito de cobertura y respaldo subregional. Entonces los compromisos que seoriginen en contratos provenientes desde agentes de un país y una empresa de otro paísdeberán ser respetados en ambos países a excepción de problemas de capacidad detransmisión 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 paracompradores y vendedores. Debe resolverse si estos cargos resultan de la existencia de unúnico sistema para los agentes de todos los mercados interconectados, o bien si se generan porla 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 laexistencia de protocolos de colaboración entre los operadores para definir puntos esencialespara la seguridad de operación de los sistemas en el corto plazo, entre otros: compartir recursospara el control de frecuencia y seguimiento de la demanda, compartir reservas en situaciones deemergencia, procedimientos de corte de carga en emergencias, resolver apartamientos respectoal 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 mercadosseparados es necesario que las empresas participantes en cada uno de los mercados tenganinformación suficiente respecto a los otros. Si los participantes en el comercio son losadministradores de los mercados vale la misma afirmación para ellos, de modo que cada partepueda verificar el cumplimiento de las condiciones pactadas para el comercio. Por otro lado, losoperadores del sistema deben tener información sobre el estado de los sistemasinterconectados, para asegurar la confiabilidad de la operación.
  • 111g) Distribución de presupuesto para los costos de coordinación.En el ámbito de las transacciones internacionales de energía, se constituirán actividades decoordinación que generarán costos de transacción, entre ellas las efectúan los despachos deambos países, para realizar de manera conjunta una programación óptima de los intercambios.Aquí se deben incorporar los costos para implementar comunicación entre los sistemas SCADAde los centros de control de las centrales de generación o centros de despacho económico decargas, que permitan monitorear los parámetros del sistema (tensión, frecuencia, potenciaactiva 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 3.5del 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 deenergía eléctrica. No obstante, los mercados energéticos de estos países, en términosgenerales, no han alcanzado todavía niveles de desarrollo significativos. El potencial energéticode la región está distribuido asimétricamente, lo cual es una condición que favorece lasposibilidades de programas estructurales de cooperación energética.La apertura energética de América del Sur comenzó hace aproximadamente dos décadas conreducidos suministros en zona de frontera, intercambios de oportunidad en electricidad,gasoductos con venta firme de gas y centrales binacionales. La mayoría de estas iniciativaspartían de ventajas económicas importantes y razones de orden político que justificaban sudesarrollo. Sin embargo, un proceso de integración implica mucho más que la apertura deámbitos de comercio, la base del proceso se sostiene sobre los beneficios que se originen de ladiferencia de precios en cada sistema energético y la retribución que cada actor recibe por suparticipación, es decir sincerar los precios y tarifas.Esta tarea requiere de precios de la energía eléctrica y del gas resultante de la competencia, ypeajes de transporte/transmisión que se aproximen a los costos marginales. El proceso deintegración energética de América del Sur ha dado origen a varias iniciativas la mayoría de loscuales tienen objetivos similares, orientados a la búsqueda de plataformas de infraestructuraregional 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 inversionesdestinadas a la infraestructura energética comercial regional, de manera que se pueda minimizarlos riesgos no comerciales asociados a la inversión y reducir y/o eliminar restriccionescomerciales.b) Establecer mecanismos institucionales a nivel regional: Que permitan alcanzar decisionessupranacionales estables, mediante la coordinación de operaciones energéticas a través de unared 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 agentesexternos respecto de los internos, en la contratación de fuentes energéticas (salvaguardando el
  • 113abastecimiento en los mercados domésticos).d) El desarrollo de mercados energéticos regionales eficientes, necesita de normativas nacionalesque permitan los intercambios internacionales, que promuevan la no discriminación de agentes,respeten los contratos bilaterales entre agentes de distintos países, realicen el despachoeconómico incluyendo la oferta y demanda agregada en las interconexiones internacionales,respeten los criterios generales de seguridad y calidad en las interconexiones y garanticen elacceso abierto al transporte y a la información.d) Uso eficiente de interconexiones: Que permitan respetar los derechos que se otorgan a quieneslas desarrollen y aseguren que el flujo que se produzca en la interconexión, converja hacia undespacho 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 medidaque se profundice la vinculación de los mercados, los diferenciales en el precio marginal de largoplazo 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 noasignada como firme de las instalaciones de transporte y distribución, incluyendo también elacceso a las interconexiones internacionales, sin discriminaciones que tengan relación con lanacionalidad y el destino de la energía.g) Tarifación y expansión eficiente del transporte: Que permita evitar la superposición de peajespor uso eficiente de las instalaciones de transporte, propendiendo a una tarifación representativade los requerimientos que introduce el intercambio internacional.h) Compromisos comerciales de largo plazo: Que permitan disponer de la garantía de suministroque los compradores requieran de los vendedores de otro país, independientemente de losrequisitos del mercado de origen, asegurando la existencia de contratos de transporte firme alargo plazo.i) Asegurar el suministro doméstico: Que permita respetar los criterios generales de seguridad ycalidad del abastecimiento de cada país definidos para la operación de sus propias redes ysistemas.
  • 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 semantiene 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 delos 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 lossistemas eléctricos, no existe una efectiva apertura comercial entre los países para elaborar unaestrategia para el manejo de los recursos energéticos en forma sustentable.● La región es exportador de recursos energéticos, sin embargo algunos países no cuentan conrecursos energéticos y deben importarlos desde fuera la región.Dentro el sector hidrocarburos, los países de la región pueden agruparse en dos, productores eimportadores netos. De esta forma, variaciones en el precio de los recursos energéticos afectande manera distinta a ellos, beneficiando a algunos y encareciendo los costos a los otros. En estesentido, cualquier política de integración regional plantea un desafío de compartir los beneficioseconómicos. La relación “reservas/producción” de los hidrocarburos permite estimar cuántosaños se podría producir la cantidad observada en el año sujeto de análisis. En América del Suresta relación garantiza varías décadas de producción de hidrocarburos que podrían serimportados-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 deelectricidad es una de las tareas pendientes. Es preciso fortalecer los entes reguladores dando loselementos necesarios en recursos humanos y materiales acompañados de la autonomíasuficiente para que cumplan su papel a cabalidad. La escasa experiencia que tiene la regulacióndel sector energético en la región, en materias de integración energética, comparada con elfuncionamiento de la regulación en los países de la comunidad económica europea o los paísesde centro América se ha podido comprobar en el desarrollo de este informe, al verificar lasnecesidades de los entes reguladores de mejorar su estructura interna requiriendo un apoyopolítico 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 enlaceshan sido empujado por los estados.Todos los beneficios esperables para la región en materia de integración, interconexiones ydesarrollo de políticas comunes han encontrado una importante traba en la indefinición del marcodel marco regulatorio interno que rigen los sectores energéticos de los distintos países, muchosde los proyectos han fracasado sin llegar a si quiera a implementarse principalmente por lacarencia de instituciones y normas legales claras, políticas económica populistas y la falta degarantía a la inversiones.● La existencia de no cumplimientos de compromisos ha incrementado el riesgo de lasinversiones.El caso de la crisis de gas con Argentina es uno de los ejemplos más claros y típicos deincumplimiento a nivel de tratado comercial bilateral y de contratos. Las estructuras de preciosimpuestas por el gobierno Argentino a comienzo de la década desincentivaron las nuevasinversiones, lo que, en conjunto con el aumento de la demanda que provocaron los bajos preciosfijados, llevo a una escasez de combustible. Las consecuencias de este problema no fueron sólodomésticas, sino que afectaron también al abastecimiento de energía a Chile y Uruguay, ambosdependientes en gran medida del gas Argentino.● La existencia latente de conflictos entre países desincentiva la integración, la inversión y el usode las interconexiones.La región se ha caracterizado por una serie de conflictos entre vecinos por cuestiones limítrofesno resueltas, situaciones históricas que se han encasillado en la culturas nacionales, estos temasjunto a una exagerado nacionalismo, diferentes tendencias políticas, búsqueda permanente deinfluencia política y liderazgo regional, han formado la mezcla perfecta para fomentarpermanentes e históricos focos de conflictos que renacen de tiempo en tiempo, que provocan unabarrera de integración.● Además de los beneficios económicos es razonable estimar otros beneficios que no han sidoevaluados, ambientales, sociales.El hecho que en una región integrada se pueda priorizar el uso de los recursos hidráulicosdisponibles en vez de utilizar carbón y gas natural en la generación eléctrica, trae consigo un
  • 116beneficio ambiental no menor para el país que está utilizando carbón en su matriz energética.Socialmente, las inversiones en infraestructura energética deberán buscar opciones de contribuiral desarrollo de las comunidades en las cuales el proyecto está inmerso, con esto, aparte dedesarrollar 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 lospaíses de la región, ha llevado a la estructuración de modelos energéticos poco eficientes, quehan vuelto a los países más vulnerables frente a los problemas internacionales. De esta forma enpaíses como Venezuela y Argentina los controles de precios han provocado desequilibriosinternos que han terminado por mermar la capacidad productiva de la industria energética, estospaíses se han vueltos más dependientes del exterior, debido a la falta de incentivos para lainversión en exploración y explotación. Por otro lado en algunos países, los estados hanestablecido monopolios de las industria energéticas. Esto ha derivado en la reiterada utilización deestas empresas con fines ajenos a su naturaleza, Además de ser una fuente de ingresos, se hanusado para financiar determinados programas sociales, como instrumentos de política exterior ocomo medios para administrar los desequilibrios de las balanzas de pago.● Manejo geopolítico de los recursos energéticosSe han definido estrategias contrarias a la integración, los casos de Perú y Bolivia resultanrelevantes para comprender el manejo geopolítico como hecho relevante, Hace cuatro años enBolivia se realizó un referéndum que entre otras consultas, llevó a nivel de votación popular laposibilidad de exportar gas a Chile, utilizando además puertos chilenos para los envíos decombustible a Estados Unidos, el rechazo a esa iniciativa terminó por sepultar las intenciones deestablecer una mayor integración entre Chile y Bolivia.A finales del 2005 surgió la idea del Anillo energético que busca aprovechar los recursos delyacimiento 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 deriesgo 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
  • 117la competitividad en América del Sur, puesto que se aprovecharían mejor las sinergias. En efectola integración eléctrica implica la optimización de costos de producción, una disminución de lavolatilidad de los precios reduciendo las alzas sostenidas en el precio de la energía lo que impactala tasa de crecimiento de largo plazo de la economía regional.La integración eléctrica debe ser vista como un eje articulador de vital importancia en latransformación productiva y el fomento de la competitividad. En momentos en que la energía seconstituye en un insumo crítico para la expansión de la economía mundial, América del Sur tienelas condiciones y los recursos para continuar su desarrollo productivo.● Se ha propuesta una metodología razonable de usar en un proceso de interconexiónLa consolidación de un proyecto de integración eléctrica en América del Sur requiere de unametodología que permita revisar la viabilidad de los siguientes etapas; La motivación de lospaíses revisando los aspectos políticos-Institucionales ; La prefactibilidad del proyecto a través deestudios energéticos, estudios eléctricos y ambientales; La factibilidad mediante estudiosregulatorios, estudios económico-financiero, estudios de la operación de los sistemas y revisar losaspectos sociales y culturales de las comunidades para mitigar riesgos relacionados a laoperación del proyecto.● El análisis de caso desarrollado da una visión de los beneficios razonables de esperar donde seconsideró un análisis de sensibilidad del precio del Gas Natural.Los beneficios económicos para Chile y Perú en el análisis de caso estudiado, permiten visualizarque las interconexiones regionales deberían instalarse como alternativas razonables en lasperspectivas del negocio energético. Lo anterior es un punto relevante en la idea de profundizar yentregar señales que le den viabilidad a los proyectos de interconexión eléctrica entre los paísesde la región. Al interconectar los sistemas eléctricos regionales se establecen fuerzas demercado importantes entregando beneficios en los mercados eléctricos que interactúan condiferentes 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 unajustificación para acelerar la integración eléctrica tanto en el MERCOSUR como para la CAN.
  • 118 ANEXO A CITAS BIBLIOGRÁFICASBolognesi 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 956-205-108-0Devlin, Robert y Moguilansky Graciela. “Alianza privada para una nueva visión estratégica deldesarrollo”. Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL). LC/W.283, InformeNoviembre 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 mercadoeléctrico andino”. Publicación del centro Argentino de estudios internacionales. Año 2004. Base dedatos en línea http://www.caeu.com.ar / [consulta 12 Febrero 2010b]Larragaña, Damaso. “Modelos teóricos sobre comercio internacional de electricidad”, Publicación delDepartamento de Economía Facultas de ciencias empresariales, Universidad Católica de Uruguay 2007.Vargas, José Antonio, “Integración Energética Regional”, Comisión de Integración EnergéticaRegional (CIER) , Presentación en la asamblea anual de Arpel, Julio 2006Aguello, 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 enel marco del Cambio Climático, “Mejorando la infraestructura energética en la región”, Presentaciónacerca 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 2007Vignolo 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.
  • 119ISA, “La Integración eléctrica en Latinoamérica Una visión sectorial por alcanzar.” VII EncuentroLatinoamericano 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 EarlyOperating Experience”. Presented at ERLAC Conference. Foz do Iguacu Brazil, May/June, 2001.Rudervall Roberto. “Interconexiones de sistemas eléctricos con HVDC” Seminario Internacional deInterconexiones Regionales CIGRÉ”, Santiago de Chile, 24-26 de Noviembre 2003.COES SINAC “Informe Estadísticas de Operaciones. Comité de Operación Económica del sistemaInterconectado Nacional del Perú”. Año 2009OLADE 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 líneahttp://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, 2008Latorre, G.; Cruz, R.D.; Areiza, J.M.; Villegas, A. “Classification of publications and models ontransmission expansion planning.”; Power Systems, IEEE Transactions on , Volume: 18 Issue: 2 , May2003 Page (s): 938 -946Resolución CREG 004 de 2003. Comisión de Regulación de Energía y Gas. Minisiterio de Minas yEnergía 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 deDesarrollo., Santafé de Bogotá, Colombia. 1998.CNE Comisión Nacional de Energía. Base de datos en línea http://www.cne.cl [consulta 25 Mayo2010]Agurto Renato. “Reconstrucción Inteligente Sector Energía”. Seminario SOFOFA-Universidad delDesarrollo. Santiago de Chile, Abril 2010
  • 120Koc José. “Lineamientos de Política Energética Nacional y Desarrollo de Centrales Hidroeléctricas enla 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 al2032” .Taller subregional de América del Sur. Ministerio de Energía y Minas, Viceministerio de Energíadel 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 PrefactibilidadTécnica Económica de Interconexión eléctrica, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”. Informe del resumenejecutivo, 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 delPerú”. Informe DP-01-2009 Dirección de Planificación de Transmisión COES.A.Fernández y B.Guzmán “Coordinación Regional de Sistemas Eléctricos, Lecciones desde la Teoría deJuegos”. Tesina final de ciclo para la carrera de Especialización en Estructura Jurídico-Económica de laRegulación Energética, Universidad de Buenos Aires, Argentina, 2003.García Raúl Marco. “Normativa del Sector Eléctrico en el Perú” SINERGMIN SeminarioGESEL-UFRJ Universidad Católica del Perú Oficina de Estudios Eonómicos. - Mayo 2009Ley 28832. “Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica. Organismo Supervisorde 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 PembinaHighway, Winnipeg, Manitota R3T 3Y6, Canada 2003.Decreto Supremo 207 año 2007. ”Fija instalaciones del sistema troncal, el área de influencia común, elvalor anual de transmisión por tramo y sus componentes con sus fórmulas de indexación para el período2007-2010”. Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, República de Chile.Checa Luís María. “Diseño Líneas de Transmisión”. Marcombo S.A ISBN 84-267-0684-3, EdiciónPortavella, Barcelona España, 1988.Frau Joan, Gutiérrez Jordi. “Transporte de energía eléctrica en corriente continua: HVDC” PublicaciónEndesa 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 CASO1.1 Estimación de las pérdidas de transmisión, Interconexión eléctrica Chile-PerúEstimar las pérdidas de potencia en la transmisión, en porcentaje (%) y en valor absoluto MW, para lastransacciones internacionales de electricidad entre Chile y Perú en el escenario año 2015, para unapotencia 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 paralas torres de alta tensión en corriente alterna (HVAC). Figura 1; Diagrama unilineal de la Interconexión eléctrica Chile-Perú Fuente : Elaboración propia1.1.1 Método para el cálculo de las pérdidas de transmisiónEl 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 demodo 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 estambién el de una potencia por una longitud. Para determinación de la fórmula del momento eléctricoutilizaremos la notación con subíndice 1 para las magnitudes del extremo generador, y 2 para las delreceptor en la figura 2, donde no se ha considerado el efecto capacitivo en la línea, para el cálculo enreferencia.
  • 122 Figura 2 Representación línea transmisión Fuente: Elaboración propiaLa caída de tensión en porcentaje (u/100) podemos expresarla así: u % = u = U1 – U2 = √3 Z I U2 U2Como I= P √3 U2 cos φSustituyendo tenemos que u%= u = √3 Z P = ZP 100 √3 U2 cos φ U22 cos φ U2de donde P= u = U22 cos φ [1] 100 Zy puesto que la impedancia tiene expresión Z = R cos φ + X sen φsi R k y X K son la resistencia y reactancia kilométricas respectivamente y L la longitud de la línea enkilométricos, podemos escribir que: Z = R k cos φ + X K sen φ LSustituyendo este valor en la [1] P= u U22 cos φ 100 R k cos φ + X K sen φ L u U22 100 R k + X K tag φ LDe dondeM=PL = u U22 100 R k + X K tag φ LA este producto de una potencia P por una longitud L se le llama momento eléctrico. Generalmente seopera con las magnitudes correspondientes al extremo receptor; U2, tensión en él, es lo que se conoce
  • 123por “tensión nominal de la línea” y φ es el ángulo de desfase de la intensidad respecto a la tensión endicho extremo. Las unidades prácticas para el cálculo son las siguientes:P = Potencia en MWL = longitud de la línea en kilómetrosu =caída de tensión en porcentajeU = tensión nominal de la línea en kVR k = resistencia eléctrica en Ώ/kmX k = reactancia eléctrica en Ώ/km1.1.2 Determinación del conductor a utilizar y el diseño de la torre HVACLos conductores utilizados en las líneas eléctricas de transporte de energía son normalmente cables dealeación 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 fasesa 20 °C alcanza a 0,0597 Ώ/km. Considerando que la potencia de transporte debe ser superior a 500MW, entonces se considerará un haz de 4 conductores por fases, de acuerdo a lo indicado en la tabla1 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 interconexióneléctrica 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
  • 125Para el cálculo de la distancia media geométrica entre fases, se toman como referencia las medidascalculas 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’ 13,2D3 = √ (D3-1 D3-1’ D3-2 D3-2’ ) = √ (11,6 x 21,8 x 7,0 x 20,2) = 6, 95 m D3-3’ 27,2D = 3√ (D1 D2 D3 ) = 3 √ (14,83 x 10,76 x 6,95) = 10, 35 mLa resistencia eléctrica (cable cardenal ) :
  • 126R k= 1 0,0597 = 0,0149 Ώ/km 2 2La Reactancia de autoinducción, se obtiene para un circuito cuádruples, a partir de la fórmuladesarrollada en la referencia Luís Maria Checa, 1988 XK = 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/kmAplicando el concepto del Momento eléctrico, desarrollado en la sección 2, se obtiene:M= u U2 100 R k + X K * Tan φu : 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 0,328Potencia de transporte para una distancia de 645 km es igual a:P = M = 376.157 = 583 MW L 645Pérdida de potenciaPk = 100 x R k x P = 100 x 0,0149 x 583 = 0,003657 % 2 2 U x Cos φ 5002 x 0,952En 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
  • 1271.2 Estimación de las pérdidas en la estación conversora Back-to-Back1.2.1 Componentes de una Estación de conversiónLas estaciones de conversión tienen como objeto la transformación entre corriente alterna y continua aambos lados de la transmisión. En el paso de AC a DC interesa conseguir una entrada con el mayornúmero de fases posible, puesto que esto permite entregar a la salida una señal continua prácticamenteplana (mínimo rizado) antes de conectar un filtro. La tecnología clásica o LCC (Line CommutatedConverter) corresponde a la característica de los convertidores clásicos con la utilización de tiristores oSCR (Silicon Controlled Rectifiers) (más modernamente LASCR (Light Activated Silicon ControlledRectifiers)). Esto resulta en un convertidor con dispositivos semicontrolados, dado que este circuitopermite seleccionar el momento (ángulo) de disparo o conexión durante la polarización directa deldispositivo, 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 dependesolamente de la potencia activa entregada según la siguiente ecuación: Q= P tan [ cos-1 (ά-ds )]DondeQ= Potencia ReactivaP = Potencia Activaά- = Ángulo de disparods = Caída de tensión inductiva reactivaLos 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 (LightTriggered Thyristor). La primera característica hace necesario el montaje en serie de varios tiristorespara alcanzar la tensión de funcionamiento de la red a la que se encuentra conectado, lo que implica elmontaje en columnas, habitualmente modulares de cientos de tiristores por válvula. Estas grandescolumnas sueles estar suspendidas del techo del edificio que las alberga, principalmente en aquellaszonas 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 deaproximadamente 40 mW, lo que elimina parte de la electrónica de control y mejora el aislamiento y elnivel de protección.
  • 128 Figura 6. Sala Válvulas de tiristores Referencia: Frau y Gutierrez (2005)1.2.1.1 El Rectificador de 6 pulsosLa tecnología HVDC clásica utiliza un puente rectificador trifásico. Con una tensión trifásica equilibradaa su entrada (desfase de 120°), el puente rectificador es capaz de invertir el semiciclo negativo (opositivo) 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 redde 50Hz, la señal rectificada tiene una frecuencia de 300Hz, ya que está formada por seis semiciclospositivos, los tres inicialmente positivos más los tres invertidos de las tres fases (360°/ 6 = 60° -> 50Hzx 6 = 300Hz). El esquema de un rectificador de 6 pulsos se muestra en la figura 7La 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 lapotencia a transmitir cuando funciona como rectificador (de 0° a 90°) o la de salida cuando funcionacomo inversor (de 90° a 180°) mediante el control de la tensión. Independientemente del ángulo dedisparo, la señal será suavizada por una serie de filtros con objeto de obtener una tensión continua lomás estable y plana posible Estos convertidores crean una serie de armónicos que deben seratenuados 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 pulsosEl rectificador de 12 pulsos está formado por 2 convertidores de 6 pulsos montados en tótem. La salidadel 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 objetode conseguir una señal lo más plana posible, se utilizan dos tipos de conexión diferente en lostransformadores de entrada; uno será estrella-estrella (desfase 0°) y el otro estrella-triángulo (desfase30°).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 12pulsos 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.
  • 1301.2.2.3 Tecnología VSCEsta tecnología se caracteriza por su capacidad de controlar tanto en encendido como el apagado delos dispositivos del convertidor, permitiendo el control independiente de la potencia activa y reactivaentregada al sistema según las siguientes expresiones: P = UL Uv sen ά X Q= UL (UL - Uv ) cos ά XDondeP = Potencia ActivaQ= Potencia ReactivaUL= Tensión en el lado generador bobinaUv= Tensión en el lado válvulasά = Ángulo de disparoTeniendo en cuenta que es posible controlar de forma independiente tanto el ángulo de disparo ά comola amplitud de la tensión en el lado de la bobina-generador UL, es posible el control independiente de losvalores de P y Q en cada momento, por lo tantoP= f (ά)Q= f ( Amplitud UL) Figura 7: Diagrama Unilineal básico de un sistema HVDC VSC Referencia: Rudervall y Johansson (2003)
  • 131Esto permite operar en sistemas con baja potencia de cortocircuito e incluso iniciar un sistema desdecero (blackout), lo que es de gran ayuda al energizar cargas aisladas pasivas o recuperar un sistemadébil.Este gran capacidad de control del convertidor es debido a la utilización de IGBT’s (Insulated GateBipolar Transitor) en lugar de tiristores. Estos dispositivos se empezaron a utilizar en HVDC en 1997 ypermiten 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 necesariagracias al aislamiento de la puerta tipo MOSFET (Metal Oxide Semiconductor Field Effect Transistor), loque produce unas pérdidas inferiores a las obtenidas mediante un transistor de potencia equivalente. Encomparación con los tiristores (semi controlados), el IGTB proporciona control total de la señal depotencia, lo que se traduce en mayor control de potencia activa y reactiva, mayor velocidad y menornivel de armónicos. Este control de la señal se obtiene gracias a la técnica de modulación de ancho depulso PWM (Pulse Width Modulation), que consiste en la generación y posterior filtrado de uan señal dealta 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 pulsosque la componen varían su duración, lo que supone la entrega de una señal con una tensión media quevaría en función del ancho de pulso. Si esta señal se conecta a la entrada de un filtro pasa bajos, laforma de onda a la salida tendrá en cada momento el valor de tensión media de cada pulso. Así esposible controlar la frecuencia como la amplitud de la señal.1.2.2.4 Transformadores de ConversiónLa función de los transformadores es convertir la tensión alterna de las líneas de entrada en la tensiónalterna de entrada a los convertidores HVAC/HVDC. Además proporcionan el aislamiento necesarioentre la red y el convertidor. Habitualmente se instalan dos grupos de transformadores (convertidor de12 pulsos) desfasados 30 o 150 grados eléctricos (esquemas Yyo e Yd5).1.2.2.5 FiltrosDebido al alto contenido de armónicos generados en el convertidor, es necesaria la instalación de filtrostanto en el lado AC como en el lado DC.
  • 1321.2.2.6 Condensadores SerieEl objetivo de los condensadores serie es mejorar el comportamiento dinámico, principalmente ensistema 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. Estoscondensadores se sitúan entre el transformador y el puente de válvulas para reducir la corrientecausada por la capacidad de los cables en caso de desconexión y el fallo del inversor. Esto se debe aque, en este punto la corriente está controlada y, por lo tanto, determinada por el convertidor. En lafigura 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 conversoraLa determinación de las pérdidas de potencia en subestaciones conversoras HVDC, está estandarizadoen la norma IEC 61803 y alcanzan alrededor de un 1.5% de la capacidad de transmisión de lainterconexión a plena carga. La mayor contribución de estas pérdidas son definidas en las válvulasIGBT (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
  • 133poder correspondiente al patio de maniobra y el condensador en serie según se estima en la páginaweb del proveedor ABB (2010).1.3 Estimación de las pérdidas totales de la InterconexiónEn la tabla 2 de estiman las pérdidas eléctricas totales como porcentaje de la potencia nominal atransmitir (500MW) a partir de las estimaciones desarrolladas en las secciones anteriores. Tabla 2 Referencia: elaboración propiaLa eficiencia de los transformadores de poder 500-220kV a la llegada de subestación Crucero seasumen en 99%, estimando las pérdidas eléctricas en S/E Crucero igual a 1%.