PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE · 2020. 9. 8. · PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE...

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE

Departamento de Ingeniería Eléctrica

IEE3372 – Mercados Eléctricos

Interconexión Eléctrica Regional

Fernando Estrada - ([email protected]) Ignacio Canete – ([email protected])

Supervisor externo: Alfredo Cárdenas Ocampo (Transelec)

Profesor: Hugh Rudnick

Santiago de Chile

2012

IÍNDICE

I. Introducción ............................................................................................................................ 7

Características de los Sistemas Eléctricos de Potencia en América del Sur ....................... 10 A.

Guayana Francesa 27 ...................................................................................................... 10 1.

Colombia 15, 16 ................................................................................................................ 12 2.

Surinam 31 ...................................................................................................................... 17 3.

Venezuela 32, 33 ............................................................................................................... 19 4.

Ecuador 17 ...................................................................................................................... 21 5.

Brasil 14, 19 ...................................................................................................................... 24 6.

Guyana 44 ....................................................................................................................... 26 7.

Paraguay 45 .................................................................................................................... 28 8.

Uruguay 46 ..................................................................................................................... 29 9.

Perú 36, 43 ........................................................................................................................ 32 10.

Bolivia 35,42 ..................................................................................................................... 34 11.

Argentina 37 ................................................................................................................... 36 12.

Sistema Eléctrico Chileno 18, 21 ........................................................................................... 38 B.

Características Generales .............................................................................................. 38 1.

Estrategia Nacional de Energía 2012 – 2030 ................................................................. 39 2.

III. Interconexión Eléctrica Regional: Chile y América del Sur .................................................... 41

Potencial de Interconexión ............................................................................................... 41 A.

Metodología .................................................................................................................. 41 1.

Análisis .......................................................................................................................... 41 2.

Conclusiones del análisis de potencial de interconexión................................................... 45 B.

IV. Experiencias Internacionales ................................................................................................. 46

Línea de Transmisión SIEPAC 12, 41 ..................................................................................... 46 A.

Descripción del proyecto ............................................................................................... 46 1.

Estado actual del proyecto ............................................................................................ 47 2.

Regulación ..................................................................................................................... 48 3.

Transacciones de Energía en el MER ............................................................................. 49 4.

Beneficios Regionales .................................................................................................... 50 5.

La Integración Energética en la Comunidad Andina 3, 7, 21 .................................................. 50 B.

Integración Energética entre los miembros del MERCOSUR 1, 29 ....................................... 52 C.

Descripción .................................................................................................................... 52 1.

Regulación ..................................................................................................................... 53 2.

Experiencia Paraguay con Argentina y Brasil ................................................................. 54 3.

V. Estudios sobre la Interconexión Eléctrica Regional ............................................................... 58

Integración Energética del Cono Sur 47, 48 .......................................................................... 58 A.

Interconexión Itaipú-Corpus-Yacyretá ........................................................................... 58 1.

Interconexión Argentina-Brasil ...................................................................................... 59 2.

Interconexión Eléctrica Argentina-Chile ........................................................................ 60 3.

Interconexión Eléctrica Brasil-Uruguay ......................................................................... 60 4.

Interconexión Santo Tomé, Argentina – São Borja, Brasil ............................................. 62 5.

Interconexión Mundo Novo, Brasil – Salto de Guayrá, Paraguay .................................. 62 6.

Interconexión Brasil-Perú (Abastecimiento de Acre-Rondonia) .................................... 62 7.

Interconexión Arica, Chile – Tacna, Perú ....................................................................... 63 8.

Interconexiones no realizadas ....................................................................................... 63 9.

Proyecto CIER 15 (Comisión de Integración Energética Regional) 4, 20, 22, 23, 29, 30 ............... 63 B.

Descripción .................................................................................................................... 63 1.

Análisis de las experiencias de integración regional ...................................................... 64 2.

Análisis de Económico de los Proyectos de Interconexión ............................................ 65 3.

Aspectos comerciales, institucionales y regulatorios .................................................... 66 4.

Resultados de la Fase II ................................................................................................. 66 5.

Estudio de Prefactibilidad Técnico Económica de Interconexión entre Bolivia, Colombia, C.Chile, Ecuador y Perú 28 ......................................................................................................................... 75

Descripción .................................................................................................................... 75 1.

Análisis realizados ......................................................................................................... 76 2.

Resultados ..................................................................................................................... 77 3.

Posibilidad de Interconexión a través de Línea NOA-NEA 49, 50, 51 ...................................... 81 D.

VI. Conclusiones ......................................................................................................................... 82

VII. Recomendaciones ................................................................................................................. 84

VIII. Referencias Bibliográficas ................................................................................................. 85

IÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en la Guayana Francesa........................... 10

Tabla 2: Consumo de energía en la Guayana Francesa ................................................................... 11

Tabla 3: Potencia máxima requerida por el sistema en la Guayana Francesa ................................ 11

Tabla 4: Tipos de generación de energía en la Guayana Francesa .................................................. 11

Tabla 5: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Colombia ............................................ 12

Tabla 6: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en Surinam .............................................. 17

Tabla 7: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en Venezuela ........................................... 19

Tabla 8: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en Ecuador .............................................. 21

Tabla 9: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en Brasil................................................... 24

Tabla 10: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Guyana ............................................. 26

Tabla 11: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Paraguay........................................... 28

Tabla 12: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Uruguay ............................................ 29

Tabla 13: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Perú .................................................. 32

Tabla 14: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Bolivia ............................................... 34

Tabla 15: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Argentina .......................................... 36

Tabla 16: Avance Global de la Línea SIEPAC por País ...................................................................... 47

Tabla 17: Situación actual de las Servidumbres en la Línea SIEPAC ................................................ 47

Tabla 18: Análisis Económico de los Proyectos de Interconexión ................................................... 65

Tabla 19: Escenarios de Interconexión y fecha de puesta en servicio ............................................ 75

Tabla 20: Beneficios Totales por Escenario (MUS$) ........................................................................ 80

IÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Esquema actual del Sistema de Transmisión Colombiano ............................................... 15

Figura 2: Esquema a largo plazo del Sistema de Transmisión Colombiano ..................................... 16

Figura 3: Interconexiones en Brasil ................................................................................................. 26

Figura 4: Situación Actual de la línea SIEPAC .................................................................................. 48

Figura 5: "Swap" de energía Paraguay - Argentina - Chile .............................................................. 67

Figura 6: Esquema de Interconexión Bolivia-Chile .......................................................................... 70

Figura 7: Interconexión SIC-SING a través de Argentina ................................................................. 73

Figura 8: Interconexiones propuestas en el estudio para el PNUD ................................................. 76

IÍNDICE DE GRAÍ FICAS

Gráfica 1: Distribución de la matriz energética en la Guayana Francesa ........................................ 12

Gráfica 2: Distribución de la matriz energética de Colombia .......................................................... 13

Gráfica 3: Demanda Máxima de Potencia en Colombia .................................................................. 14

Gráfica 4: Precio promedio de la energía en Colombia (Enero 2011 – Febrero 2012) (COP/kWh) . 14

Gráfica 5: Evolución de la potencia máxima requerida en el sistema EPAR ................................... 18

Gráfica 6: Distribución de la matriz energética en Venezuela ........................................................ 20

Gráfica 7: Variaciones de la Capacidad de Generación en Venezuela para el año 2011 (MW) ....... 20

Gráfica 8: Distribución de la matriz energética de Ecuador ............................................................ 22

Gráfica 9: Producción de energía del SNI de Ecuador para el año 2011 ......................................... 22

Gráfica 10: Evolución de los precios marginales de la energía en Ecuador..................................... 23

Gráfica 11: Distribución de la matriz energética de Brasil .............................................................. 25

Gráfica 12: Oferta de energía eléctrica por fuente (Brasil 2010) .................................................... 25

Gráfica 13: Distribución de la matriz energética de Guyana ........................................................... 27

Gráfica 14: Distribución de la matriz energética de Paraguay ........................................................ 28

Gráfica 15: Evolución de la matriz energética uruguaya (1990-2011) ............................................ 30

Gráfica 16: Generación de energía hidroeléctrica .......................................................................... 30

Gráfica 17: Demanda de potencia máxima y mínima ..................................................................... 31

Gráfica 18: Facturación de electricidad UTE por tarifa ................................................................... 31

Gráfica 19: Distribución de la matriz energética de Perú ............................................................... 33

Gráfica 20: Energía producida según el tipo de generación en Perú .............................................. 33

Gráfica 21: Generación y demanda de potencia en Perú ............................................................... 34

Gráfica 22: Sistema Energético Interconectado de Bolivia ............................................................. 35

Gráfica 23: Distribución de la matriz energética de Bolivia ............................................................ 35

Gráfica 24: Distribución de la Matriz energética de Argentina ....................................................... 37

8

Gráfica 25: Evolución de la matriz energética Argentina ................................................................ 37

Gráfica 26: Proyección de la demanda de energía hasta el año 2030 ............................................ 39

Gráfica 27: Energía Inyectada al MER durante el año 2010 ............................................................ 49

Gráfica 28: Energía Retirada del MER en el año 2010..................................................................... 50

Gráfica 29: Energía suministrada por Paraguay a Argentina .......................................................... 56

Gráfica 30: Energía total vendida a Argentina ................................................................................ 56

Gráfica 31: Energía total vendida a Brasil ....................................................................................... 57

Gráfica 32: Reducción de costos operativos en el SING de Chile .................................................... 68

Gráfica 33: Reducción del costo operativo en Argentina ................................................................ 68

Gráfica 34: Reducción de emisiones de CO2 en Chile y Argentina .................................................. 69

Gráfica 35: SING Chile – CMCP promedio anual (sin interconexiones) .......................................... 70

Gráfica 36: Reducción de los costos operativos SING ..................................................................... 71

Gráfica 37: Reducción de CO2 ......................................................................................................... 71

Gráfica 38: Reducción del costo operativo del SING por interconexión Bolivia-Chile (incluye el intercambio con Paraguay ........................................................................................................................ 72

Gráfica 39: Reducción de emisiones de CO2 con Paraguay-Argentina-Chile ................................... 72

Gráfica 40: Generación Hidroeléctrica en el SING .......................................................................... 74

Gráfica 41: Interconexión SIC-SING exclusiva a través de Argentina .............................................. 75

Gráfica 42: Costos Marginales Escenario Base ............................................................................... 77

Gráfica 43: Costos Marginales Escenario 1 ..................................................................................... 77



Gráfica 46: Margen Operacional Generadores por País ................................................................. 79

Gráfica 47: Costos de operación y falla por País ............................................................................. 79

Gráfica 48: Beneficios Sociales y Ambientales para cada Escenario ............................................... 81

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INTRODUCCIOÍ N

La situación energética global actual enfrenta un cambio importante en prácticamente todos sus aspectos. La emisión de gases contaminantes, la escases de recursos, y la densidad y expansión de poblaciones, son algunos de los factores que conllevan a esta revolución en las formas de producir y aprovechar la energía. Lo anterior ha impulsado la utilización de fuentes renovables y renovables no convencionales (ERNC) con la intención de emplear las distintas formas de energía de manera sustentable y con el menor impacto posible en el mundo y el ecosistema.

La idea de obtener y utilizar la energía de forma eficiente, incentivada principalmente por motivos ambientalistas, generalmente no va de la mano con los costos monetarios de la misma, alterando sustancialmente los mercados eléctricos en todo el mundo. Es por eso que muchos países, y comunidades en general, se han visto en la obligación de reinventar sus formas de generación, cambiando sus matrices energéticas drásticamente. Como también, la necesidad de llegar a más sectores ha empujado el uso de mayores tensiones, mayores redes y, por supuesto, la interconexión entres dichas comunidades.

Como parte de este efecto global, Chile se ve enfrentado a la misma problemática. Siendo un país de escasos recursos, su principal forma de obtener energía es importándola, lo que la hace bastante cara y muy dependiente. Es por eso que, en su objetivo de disminuir la dependencia energética y contribuir al medio ambiente, se ha desarrollado una Estrategia Nacional de Energía donde se contempla, entre otros tópicos, el uso de energías renovables (no convencionales) y la integración regional en distintos niveles y ámbitos. De la misma forma, el presente documento pretende ilustrar, a groso modo, acerca de dicho tema: la integración energética regional.

Al menos a nivel sudamericano, existen diversas iniciativas que plantean la posibilidad de una gran red energética regional (gasífera y eléctrica, entre otras), basándose en los potenciales beneficios que esto podría traer para toda la región. A modo de ejemplo, la implementación de nuevas tecnologías –energías renovables no convencionales-, suele ser costosa; la idea de un sistema interconectado a nivel continental, aspira a fomentar la competencia en los distintos niveles del mercado eléctrico, reduciendo así los precios de los distintos servicios dentro del mismo. Si bien, la ENE también considera la integración para diversas formas de energía o recursos, los alcances de este estudio sólo llegan al área eléctrica, y así ser utilizado como medio básico de apoyo para futuras intervenciones o inversiones a la red troncal de transmisión.

Tomando lo anterior en consideración, la metodología seguida en el siguiente informe es mediante la búsqueda, presentación y análisis de distintos estudios e investigaciones que ya se hayan hecho, tanto a nivel nacional como internacional. Dentro del mismo marco, entender por qué sólo algunos de esos proyectos se llevaron a cabo y otros no. Así como también, una vez lograda la interconexión entre dos países, descubrir cómo ha afectado el mercado y el desarrollo de cada uno de los involucrados. Para luego contextualizar y comparar con la realidad chilena, analizar sus conexiones ya existentes, y evaluar la factibilidad de implementar nuevas vías de interconexión.

10

I. ASPECTOS TEÍ CNICOS

CARACTERÍSTICAS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA EN AMÉRICA DEL SUR A.

Los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP) son distintos en cada país, por lo tanto a continuación se describirán los SEP de cada país de América del Sur.

GUAYANA FRANCESA 1.

a. DATOS TÉCNICOS BÁSICOS

Tabla 1: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en la Guayana Francesa

Característica Descripción Capacidad instalada 268 MW Potencia máxima 122.4 MW Potencia promedio 110 MW

Matriz energética

Generación hidráulica: 42.3% Generación térmica: 48.9% Generación por biomasa: 0.6% Generación solar: 8.2%

Voltaje del sistema 220 V Frecuencia del sistema 50 Hz

Coordinación del Sistema Eléctrico Es coordinado por la institución Électricité de France (EDF)

Potencial de generación

Se tiene el potencial de aumentar la energía generada de la siguiente forma: Generación hidroeléctrica: 92.4 MW Generación por biomasa: 18.3 MW Generación eólica: 12 MW Generación solar: 22 MW Total: 144 MW

b. DESCRIPCIÓN

El Sistema Eléctrico de Potencia de la Guayana Francesa, debido a que es una comuna de Francia, es operado por el grupo francés Électricité de France (EDF). La empresa EDF es una empresa estatal (84.8%), con una pequeña parte de participación privada y de empleados (15.2 %). La empresa EDF es la principal generadora de energía con una participación actual el 91.15%, a diferencia del 8.85% de generación a cargo de la empresa Voltalia y por generadores solares independientes. La generación de energía en la Guayana Francesa es principalmente obtenida de generadoras térmicas y generadoras hidráulicas.

11

En la Tabla 2 se muestra la evolución del consumo de energía para la Guayana Francesa en los últimos años:

Tabla 2: Consumo de energía en la Guayana Francesa

Energía entregada al sistema

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Energía de la red (GWh)

592 619 655 665 677 713 731 735 750 782 830

Incremento(%) 3.9 4.5 5.8 1.6 1.8 5.5 2.5 0.5 2.0 4.2 6.1

En la Tabla 3 se muestra la potencia máxima requerida por el sistema en los últimos años:

Tabla 3: Potencia máxima requerida por el sistema en la Guayana Francesa

Potencia Requerida 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Potencia Máxima

Requerida (MW)

94 95.2 98.5 99.4 102.9 106.2 107.8 110.9 113 118 122.4

Incremento(%) 4.1 1.3 3.5 0.9 3.5 3.2 1.5 1.1 1.8 4.4 3.7

Las plantas generadoras en la Guayana Francesa son principalmente generadoras térmicas e hidráulicas, como se observa en la Tabla 4:

Tabla 4: Tipos de generación de energía en la Guayana Francesa

Empresa Tipo Operación Potencia (MW) EDF Diesel Base 71

EDF Turbinas de combustión de gas

Punta 60

EDF Hidroeléctrica (Petit-Saunt)

Baste / Punta 113.6

Voltalia Biomasa Fatal 1.7 Varios Solar Intermitente 22 Total (MW) 268

El mercado eléctrico de la Guayana Francesa despacha, al igual que en muchos otros mercados eléctricos de América del Sur, al generador más económico, con el fin de proveer energía más barata al sistema. Es por esto que ciertos tipos de energía son poco usados al sistema. Para visualizar esto, en la Gráfica 1 se muestra el comportamiento de la matriz energética en el año 2010 para la Guayana Francesa.

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Gráfica 1: Distribución de la matriz energética en la Guayana Francesa

Como se observa en la Guayana Francesa se tiene poco consumo y poca generación de energía a diferencia de otros países de América del Sur.

COLOMBIA 2.


Tabla 5: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Colombia

Característica Descripción Capacidad instalada 14.42 GW Demanda máxima de potencia 9080.00 MW Demanda de energía promedio mensual

4738.73 GWh

Matriz energética

Cogeneradores: 0.4/ Generación térmica: 30.6% Generación hidráulica: 64.4% Menores: 4.6%


Operación del Sistema Eléctrico La operación del sistema eléctrico de potencia en Colombia está a cargo de la empresa XM, S.A.


En Colombia, el mayor potencial de generación es el hidroeléctrico con un tiene un potencial de generación de 93GW, sin embargo por áreas de parques naturales, 79GW son utilizables a futuro.

43.0%

55.8%

0.9% 0.3%

Combustibles Fósiles

Hidroeléctricas

Biomasa

Solar

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b. DESCRIPCIÓN

El mercado eléctrico colombiano es operado por una empresa llamada XM, S.A. La cual es una filial de la empresa Interconexión Eléctrica S.A. (ISA). Es una empresa especializada en Gestión Inteligente de Sistemas a Tiempo Real. Es la encargada de operar y administrar el Sistema Interconectado Nacional de Colombia, incluyendo las transacciones de energía con Ecuador y Venezuela. Además administra el Mercado de Energía Mayorista Colombiano (MEM). Esta administración y operación, la cual va desde las transacciones de energía hasta la liquidación y facturación de intercambios de energía, ha permitido realizar estudios detallados del comportamiento del Mercado Eléctrico Colombiano.

Esto permite visualizar a futuro el comportamiento del mercado y realizar acciones que permitan el desarrollo óptimo del Mercado Eléctrico Colombiano.

La matriz energética de generación colombiana es principalmente hidroeléctrica, sin embargo también participan otros tipos de energías como lo son la generación por medio de gas y carbón (generación térmica). Además Colombia también tiene interconexión eléctrica con Venezuela y Ecuador, la cual permite exportar energía y en caso que sea necesario importar, sin embargo la cantidad de energía que se importa es muy poca a comparación de la energía exportada por Colombia. En la Gráfica 2 se muestra la matriz energética de Colombia:

Gráfica 2: Distribución de la matriz energética de Colombia

Esto se debe a que Colombia tiene un gran potencial hidroeléctrico, del orden de los 93GW. La demanda de potencia eléctrica dentro de Colombia para el año 2011 e inicios del año 2012 se comporta de acuerdo a la Gráfica 3.

0.39%

64.39% 4.57%

30.64% Cogeneradores

Hidroeléctrica

Menores

Térmica

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Gráfica 3: Demanda Máxima de Potencia en Colombia

Durante el año 2011 Colombia alcanzó los 57150.3 GWh de demanda de energía. Sin embargo en los últimos años la demanda de energía en Colombia ha desacelerado, debido a que el consumo residencial ha disminuido como resultado de las bajas temperaturas registradas por el fenómeno La Niña. Entre los estudios que proporciona la empresa XM. S.A. anualmente, se muestra el costo promedio de la energía, para el año 2011 e inicios del 2012 este costo de la energía, en Colombia, se comportó según la Gráfica 4:

Gráfica 4: Precio promedio de la energía en Colombia (Enero 2011 – Febrero 2012) (COP/kWh)

Tomar en cuenta que 1 COP (Peso Colombiano) ≈ 0.0056 USD . Este es un factor significativo para el análisis de factibilidad de interconexión entre ambos países, tema que se analiza posteriormente en este documento.

860086508700875088008850890089509000905091009150

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Actualmente Colombia exporta energía a Ecuador y a Venezuela. La cantidad de energía exportada mensualmente varía, sin embargo, el promedio del año 2011 fue de 109.2 GWh/mes. Además entre estos planes a futuro se tiene un incremento en la generación y aumentar las transacciones de electricidad con otros países de América del Sur. Se están analizando las interconexiones con Panamá y reforzar la interconexión con Ecuador con el fin de permitir transacciones de energía entre varios países de América del Sur.

Entre estas interconexiones está incluida una interconexión Colombia-Chile, para lo cual sería necesario llevar la red a 500kV hasta el departamento de Nariño, así como la construcción adicional de una línea de 500kV entre Colombia y Ecuador. El esquema de transmisión del SIN en el año 2010 se muestra en la Figura 1:

Figura 1: Esquema actual del Sistema de Transmisión Colombiano

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Sin embargo se tiene una visión a futuro de cómo será el sistema de transmisión, según el Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión 2010-2024, esto se muestra en la

Figura 2: Esquema a largo plazo del Sistema de Transmisión Colombiano

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SURINAM 3.


Tabla 6: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en Surinam

Característica Descripción Capacidad instalada 410MW Potencia máxima 170 MW Potencia promedio 41 MW

Matriz energética Generación hidráulica: 75% Generación térmica: 25%


Coordinación del Sistema Eléctrico

Es coordinado por la institución gubernamental N.V. Energie Bedrijven Suriname (EBS – Energy Companies of Suriname)


Tiene un potencial de generación hidroeléctrica de 2320 MW. Además entre los planes a futuro se tiene la instalación de una planta de generación térmica de 200MW.

b. DESCRIPCIÓN

El Mercado s de Surinam, como se observa en la Tabla 6, es pequeño a comparación de otros países de América del Sur. Surinam se caracteriza por tener varios Sistemas Eléctricos de Potencia dentro del país, los cuales son:

• Sistema EPAR • Sistema ENIC • Sistemas del Distrito • Sistema de las minas de oro Rosebel • Sistema de distribución Brokopondo

Estos son coordinados por el gobierno, mediante la institución EBS. Esta institución, a demás de coordinar el sistema, también es la dueña del mayor porcentaje de generadoras y sistemas de transmisión. El sistema más importante es el llamado EPAR, el cual tiene un crecimiento del 10% anual en la demanda de energía.

En la Gráfica 5 se muestra cómo ha evolucionado la demanda de potencia en este sistema desde el año 1966 hasta el año 2010.

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Gráfica 5: Evolución de la potencia máxima requerida en el sistema EPAR

En los últimos 7 años los sistemas de energía en Surinam han tenido varios cambios. Entre estos se encuentra: La conversión de generación Diesel a HFO (Heavy Fuel Oil), expansión de generación (87MW), construcciones de líneas de transmisión de 161kV, y expansión de la línea de transmisión existente de 36kV.

Además se han implementado nuevos procesos para el mejoramiento de la calidad de servicio, como el EBS Reliability Tool (Herramienta de rendimiento de EBS), que permite cuantificar la mejora del rendimiento de la red. También se implementó un centro de despacho de carga para el Sistema EPAR, el cual tiene incorporado lo último en monitoreo y control SCADA, el cual, en conjunto con un estudio predictivo del comportamiento de la oferta y demanda, permitió mejorar la estabilidad de voltaje en la red. Estos cambios mejoraron el Sistema Eléctrico de Surinam, el cual se había visto afectado por las sequías en ciertos años, lo que obligó a utilizar energías más caras para la generación

A futuro también se tienen planes que mejorarían el sistema eléctrico y permitirían una mayor estabilidad energética. Estos planes son:

• Creación de una planta de generación térmica: Se tiene prevista la construcción de una planta de generación térmica de 200MW en el sur-este de Surinam. Con una primera fase de 60 MW para conectarse al sistema en los próximos años.

• Creación de una planta generadora de biomasa: Se tiene prevista la construcción de una planta generadora que aproveche los desperdicios de la producción del arroz, en ves de que este sea tirado a los ríos o sea quemado al aire libre.

• Interconexión internacional entre la Guayana Francesa y Surinam: Desde 1999 la EBS de Surinam y la EDF de a Guayana Francesa han intensificado la relación e intercambiado conocimientos; esto ha generado un plan de interconexión entre estos dos países que permita la transferencia de al menos 30MW de energía y permita la transferencia de potencia reactiva con el fin de mejorar los niveles de voltaje de ambos países. Esta interconexión sería preferiblemente para transferencia de energía proveniente de recursos hídricos.

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• Proyectos hidroeléctricos: Se tienen previstos proyectos hidroeléctricos a futuro que permitirán incrementar la capacidad de generación en más de 1000MW, sin embargo son a largo plazo.

• Mejora de los sistemas de transmisión, y expansión de los sistemas de transmisión actuales. Esta expansión permitirán que 112 aldeas de Surinam, las cuales se alimentan hoy en día de generadoras a base de Diesel tengan energía constante y gratuita, ya que el transporte del combustible para la generación hoy en día es muy costoso. Se intentó alimentar estas aldeas con energía solar, sin embargo no funcionó por el mal mantenimiento de las instalaciones.

VENEZUELA 4.


Tabla 7: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en Venezuela

Característica Descripción Capacidad instalada 25.705 GW Potencia máxima 17.157 GW Demanda de energía promedio mensual

10257.5 GWh

Matriz energética Generación hidráulica: 56.88% Generación térmica: 38.76% Generación distribuida: 4.36%



Es coordinado por diversas instituciones gubernamentales pertenecientes al Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica.

Potencial de generación Potencial de generación: 46000 MW

b. DESCRIPCIÓN

Venezuela es uno de los países con mayor grado de electrificación de toda América del Sur, llegando hasta un 98% de cobertura nacional. Además, es el país con mayor consumo de energía per cápita de la región, por encima de países con mayor grado de industrialización como lo son Brasil, Chile y Argentina. Es por esto que el gobierno de Venezuela ha desarrollado campañas de ahorro de energía, así como también Resoluciones dictadas por el Ministerio.

Entre estas Resoluciones se encuentran restricciones a las compañías de publicidad con respecto a avisos luminosos, los cuales deben utilizar tubos fluorescentes que consuman menos de 32W de potencia. También entre estas Resoluciones se implementa el control sobre el Factor de Potencia para

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usuarios mayores a 200kV, la obligación para grandes usuarios de reducir su consumo un 10% y el control de implementación de Grupos de Gestión de Energía Eléctrica dentro de la Administración Pública.

Estas resoluciones se han complementado con diversos métodos de publicidad para incentivar a los usuarios residenciales a disminuir su consumo eléctrico mediante iluminación que consuma menos potencia y constante mantenimiento de aparatos eléctricos que consumen la mayor potencia en las casas, como por ejemplo los refrigeradores, hornos, entre otros.

En la Gráfica 6 se muestra la distribución de la matriz energética de generación en Venezuela para el año 2001, dividida por tipo de unidad de generación.

Gráfica 6: Distribución de la matriz energética en Venezuela

En el año 2011, la Demanda Máxima de Potencia fue de 17157.00 MW, mientras que la Capacidad Instalada de Generación fue de 25705.00 MW. El gobierno de Venezuela tiene políticas de incorporación y rehabilitación de centrales generadoras para mejorar el Sistema Eléctrico de Potencia. En la Gráfica 7 se muestra el efecto de estas políticas:

Gráfica 7: Variaciones de la Capacidad de Generación en Venezuela para el año 2011 (MW)

56.88% 18.58%

16.52%

3.66% 4.36%

Hidráulica

Turbo Gas

Turbo Vapor

Ciclo Combinado

Distribuida

921

175

1096

-70

3262

4288

-5000

500100015002000250030003500400045005000

Incorporada SEN

Planta Sidor

Total incorporada

Desincorporada

Rehabilitada

21

Venezuela cuenta con tres interconexiones con la República de Colombia, a través de líneas de 230kV y 115kV. A estas líneas se les da mantenimiento continuo. En el año 2011, la importación de energía desde Colombia alcanzó un total de 41.5 GWh en el mes de septiembre, siendo este el mes en el que se importó la mayor cantidad de energía para ese año. Además Venezuela tiene una interconexión con Brasil, en la que le vende los excedentes, sin embargo no es muy utilizada. El intercambio energético de Venezuela con Brasil y Colombia equivale al 0.3% del total del consumo nacional.

Venezuela experimentó una crisis energética entre los años 2009-2010. Esta crisis fue ocasionada por una prolongada sequía. Se llegó al extremo de racionamiento de energía en todo el país excepto en Caracas.

ECUADOR 5.


Tabla 8: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en Ecuador

Característica Descripción Capacidad instalada 4840.38 MW Potencia máxima 3026.97 MW Demanda de energía promedio mensual

1266.46 GWh

Matriz energética

Generación hidráulica: 45.77% Generación solar: 0.002% Generación eólica: 0.05% Generación térmica: 54.17%

Voltaje del sistema 120-127 V Frecuencia del sistema 60 Hz


El coordinador del Sistema Nacional Interconectado de Ecuador es la Corporación CENACE, la cual administra las transacciones técnicas y financieras del Mercado Eléctrico Mayorista de Ecuador.


Potencial de generación: Hidroeléctrico: 22520.00 MW Biomasa: 60 MW Geotérmico: 500MW Eólico, maremotérmico y solar: Existe un potencial energético, sin embargo se encuentra en fase de medición y análisis.

22

b. DESCRIPCIÓN

Como se observa en la Gráfica 8 que la matriz energética de Generación en Ecuador está conformada mayoritariamente por energía térmica, de la cual la mayoría es no renovable.

Gráfica 8: Distribución de la matriz energética de Ecuador

Sin embargo la producción de energía, para mantener el mínimo costo de generación, se distribuye de manera distinta. En la Gráfica 9 se muestra la producción de energía del Sistema Nacional Interconectado de Ecuador para el año 2011. Cómo se observa distribuye de manera distinta a la distribución de la matriz energética ecuatoriana.

Gráfica 9: Producción de energía del SNI de Ecuador para el año 2011

45.77%

0.002%

0.05% 1.93%

22.75%

20.12%

9.38% Hidráulica

Solar

Eólica y Solar

Turbo vapor renovable(bagazo de caña)

Máquina de combustióninterna

Turbo gas

59.42%

33.65%

6.93%

Hidráulica

Térmica

Importación desdeColombia

23

Ecuador posee hoy en día interconexiones internacionales con Colombia y Perú. Estas interconexiones son utilizadas tanto para exportar como para importar energía. En total, para el año 2011, se exportó 8.22GWh a Colombia y 5.84GWh a Perú. Lo cual representa un 0.08% con respecto a la demanda total de energía para Ecuador.

En la Gráfica 10 se muestra la evolución de los precios marginales de la energía en Ecuador, a partir del año 2000 hasta el año 2011.

Gráfica 10: Evolución de los precios marginales de la energía en Ecuador

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Prec

io m

argi

nal (

ctvs

. USD

/kW

h)

Año

24

BRASIL 6.


Tabla 9: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en Brasil

Característica Descripción Capacidad instalada 113,327.00 MW Potencia máxima 3,026.97 MW Demanda de energía promedio mensual

37971.66 GWh

Matriz energética

Generación térmica: 26.2% Generación hidráulica: 71.2% Generación nuclear: 1.8% Generación eólica: 0.8%

Voltaje del sistema 110/220 V Frecuencia del sistema 50 Hz

Operación del Sistema Eléctrico

El operador del sistema eléctrico de Brasil es la entidad ONS (Operador Nacional del Sistema), el cual es un ente privado que coordina y controla la operación de transmisión y transmisión del Sistema Interconectado Brasileño (SIN).


Potencial de generación: El mayor potencial de generación en Brasil es el potencial hidroeléctrico el cual tiene un potencial de 133,849.00 MW.

b. DESCRIPCIÓN

Brasil, por ser un país en desarrollo, especialmente industrial requiere de grandes cantidades de energía, a diferencia de otros países de América del sur. Su índice de crecimiento del PIB es del 4.3% anual, mientras que su demanda de energía crece 4.4% anual.

Brasil, al igual que otros países de América del Sur, realizó un plan de energía para el futuro, en su caso lo realizó hasta el año 2030. Se denominó Plan Nacional de Energía 2030. En este se estima el crecimiento del país y se determina cómo será la matriz energética hasta el año 2030. En este trabajo se habla de la integración energética internacional, se fortalecerán este ámbito interconectándose o fortaleciendo las actuales interconexiones, dependiendo del caso, con Paraguay, Argentina, Uruguay y Venezuela.

La matriz energética de Brasil está formada principalmente por generación hidráulica. En la Gráfica 11 se muestra la distribución de la matriz energética de Brasil.

25

Gráfica 11: Distribución de la matriz energética de Brasil

Sin embargo la oferta interna de energía se comporta de distinta forma. En la se muestra la oferta interna de energía por fuente para el año 2010 en Brasil.

Gráfica 12: Oferta de energía eléctrica por fuente (Brasil 2010)

En Brasil se tienen sistemas aislados del SIN, de los cuales la mayoría está en el norte del país. Representan el 2% del consumo total de electricidad, sin embargo comprende un área equivalente al 50% del territorio nacional. Estos sistemas deben de interconectarse, sin embargo en algunos se deben considerar aspectos ambientales y económicos para poder realizarse.

En la Figura 3 se muestra la configuración actual de la transmisión de las barras más importantes del SIN, así como algunas futuras configuraciones para el sistema. También se muestran las interconexiones internacionales que posee actualmente Brasil.

71.20%

26.20%

0.80% 1.80%

Hidráulica

Térmica

Eólica

Nuclear

4.70% 0.40%

6.80% 3.60%

2.70%

1.30%

74.00%

6.50% Biomasa

Eólica

Gas Natural

Derivados del Petroleo

Nuclear

Carbón

Hidráulica

Importaciones

26

Figura 3: Interconexiones en Brasil

GUYANA 7.


Tabla 10: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Guyana

Característica Descripción Capacidad instalada 206.3 MW Potencia máxima 100.6 MW

Matriz energética HFO (Heavy fuel oil): 77% Diesel: 23%



Guyana Power & Light es una empresa integrada del estado que coordina el sistema eléctrico, ya que tiene monopolio en transmisión, distribución y le pertenece el 55% de la generación.


Generación Hidráulica: 7600 MW Generación Térmica con Bagazo: 25 MW Además tiene potencial para generación eólica, sin embargo los estudios están siendo realizados.

27

b. DESCRIPCIÓN

Como se observa, la generación térmica es 100% térmica, y en su mayoría está formada por generación ineficiente, lo que hace que el precio de la energía sea alto. Sin embargo, en el Plan 2010-2014 de expansión y desarrollo para Guyana, desarrollado por Guyana Power & Light, se priorizó la generación hidráulica, por lo que para el año 2014 entrará al Sistema Energético de Potencia una hidroeléctrica de 140 MW, lo que reducirá significativamente el precio de la energía eléctrica en este país.

En Guyana se sigue un esquema de integración vertical en el Sector Eléctrico, siendo la Guyana Power & Light la empresa mayoritaria en generación, y con monopolio en transmisión y distribución. El sector eléctrico intentó ser privatizado, sin embargo el esquema no funcionó y la Guyana Power & Light retomó el esquema de integración vertical. Guyana tiene una estabilidad del sistema eléctrico muy baja, la más baja de Latino-América y el Caribe.

La matriz energética de Guyana es 100% térmica. En la Gráfica 13 se muestra la distribución de la matriz energética en Guyana

Gráfica 13: Distribución de la matriz energética de Guyana

77%

23%

HFO

Diesel

28

PARAGUAY 8.


Tabla 11: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Paraguay

Característica Descripción Capacidad instalada 8288.5 MW Demanda de energía anual (2010) 6869.81 GWh

Matriz energética Generación hidráulica: 99.54% Generación térmica: 0.46%


Coordinación del Sistema Eléctrico Administración Nacional de Electricidad (ANDE)

b. DESCRIPCIÓN

Actualmente Paraguay posee dos interconexiones con Argentina (Edefor y Yacyretá) y dos con Brasil (Itaipú y Copel), que son respectivamente de 80 MW, 3500 MW, 6300 MW y 75 MW; todas centrales hidroeléctricas binacionales. En la Gráfica 14 se muestra la distribución de la matriz energética de Paraguay.

Gráfica 14: Distribución de la matriz energética de Paraguay

El total generado por Paraguay durante el año 2010 corresponde a 54065.52 GWh, donde 43377.67 GWh fueron exportados. Dado el costo de la energía (costo marginal nulo) y el inmenso superávit, una interconexión, a primera vista puede sonar muy atractiva. A esto corresponde agregar otros factores, como puede ser la distancia, o las diferencias en tensión y frecuencia de la red.

99.54%

0.46%

Hidro

Térmica

29

URUGUAY 9.


Tabla 12: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Uruguay

Característica Descripción Capacidad instalada 2520 MW Demanda de energía promedio anual (2009)

7920 GWh

Matriz energética Generación hidráulica: 39.99% Generación térmica: 56.07% Generación Eólica: 0.94%



La mayoría del SEP pertenece a la Administración de Usinas y Transmisión Eléctrica (UTE), que es una empresa estatal. La coordinación del mercado y el despacho le corresponde a la Administración del mercado Eléctrico(ADME).

b. DESCRIPCIÓN

La gráfica a continuación presenta el cambio en la forma de generación en Uruguay en los últimos veinte años. Hasta el día de hoy se puede considerar que está constituida sólo por generación térmica e hidráulica, pues la inserción de energía eólica es reciente y comprende un parte muy inferior comparada a las otras dos, aunque creciente en el tiempo.

También es inmediato notar que la generación hidráulica es la que ocupa mayor parte de la potencia establecida del país. Si bien se aprecia así desde 1990 hasta la actualidad, se nota un fuerte cambio en la generación térmica, creciendo su participación mucho más en comparación a sus contrapartes.

Esto puede deberse a los recursos hídricos que, no siendo escasos, no son de caudal suficiente (Uruguay no posee grandes elevaciones ni tramos de río demasiado largos o anchos), provocando un volcamiento hacia la inversión en centrales termoeléctricas. Mientras el mayor partícipe sea la generación hidráulica, la producción de energía eléctrica en Uruguay mantendrá bajos costos.

30

Gráfica 15: Evolución de la matriz energética uruguaya (1990-2011)

Este segundo gráfico muestra la energía producida por central hidroeléctrica en el mes de enero en los últimos 12 años. Claramente la mayor parte se la lleva la central de Salto Grande, compartida con Argentina. Esto puede ser un factor importante a considerar, pues sería la central más cercana a Chile, y la de mayor generación, en caso de que fuera factible una interconexión con Uruguay. En efecto, más de la mitad de lo que genera se lo lleva Argentina. De todos modos, el último peak de energía fue de 637 GWh, cantidad que puede no ser suficiente, si además del consumo argentino se considera la distancia.

Gráfica 16: Generación de energía hidroeléctrica

En tercer lugar se encuentran los máximos y mínimos de demanda para los últimos 13 años. A pesar de que la demanda máxima entrega más información acerca del sistema eléctrico, los mínimos notifican sobre el piso de demanda, que puede ser útil a la hora de extraer potencia de un país. Por otro lado, la evolución muestra un mayor crecimiento en la demanda máxima que en la mínima, pero aún es

0100200300400500600700800900

1,0001,1001,2001,3001,4001,5001,6001,7001,8001,9002,0002,1002,2002,3002,4002,5002,6002,7002,8002,900

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Pote

ncia

Inst

alad

a en

MW

Año

Total eólica

Total térmicas

Totalhidraúlicas

0

100

200

300

400

500

600

700

Jan-00 Jan-01 Jan-02 Jan-03 Jan-04 Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12

G W

h

Terra Baygorria Palmar Salto Grande…

31

bastante menor que la capacidad instalada, claramente permitiendo la exportación de potencia (como lo hace actualmente con Brasil y Argentina).

Gráfica 17: Demanda de potencia máxima y mínima

Por último se encuentra un esquema del consumo energético por tipo de cliente. Si bien tiene una forma bastante típica, la diferencia entre la demanda residencial con la comercial e industrial es sustancial. Esto es por la baja industrialización del país, que se mueve en gran parte por el turismo. Esto puede tener un gran influencia sobre el precio spot del sistema.

Gráfica 18: Facturación de electricidad UTE por tarifa

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

Jan-99 Jan-00 Jan-01 Jan-02 Jan-03 Jan-04 Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12

MW

c-máx c-mín

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

Jan-95 Jan-97 Jan-99 Jan-01 Jan-03 Jan-05 Jan-07 Jan-09 Jan-11

M W

h

consumo básico residencial residencialgeneral medianos consumidoresgrandes consumidores alumbrado públicotarifas doble horario y zafrales clientes libres

32

PERÚ 10.


Tabla 13: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Perú

Característica Descripción Capacidad instalada 8612.56 MW Potencia máxima 4579 MW Demanda de energía anual (2010) 29436.2 GWh

Matriz energética Generación hidráulica: 40% Generación térmica: 60%

Voltaje del sistema 220 V. En Talara también hay distribución en 110 V

Frecuencia del sistema 60 Hz. Arequipa funciona a 50 Hz


Existen tres organismos esenciales. Por una parte está la Dirección General de Electricidad, pertenciente al ministerio; y el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) y el Organismo Supervisor de Inversión en Energía (OSINERG).


Un estudio muy antiguo (1979) propone que Perú tiene teóricamente unos 206107.0 MW, de los cuales actualmente sólo utiliza 3438.0 MW. No existen otros estudios, si bien se utiliza, por ejemplo, biomasa (bagazo) para generar térmicamente.

b. DESCRIPCIÓN

Similar a algunos países, como Bolivia, Perú separa su sistema entre Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y Sistemas Aislados (SSAA). La participación de los SSAA en cuanto a potencia es baja, aunque no despreciable, pero aún menor en cuanto a energía producida (cercano al 7 %). Es por esto que las estadísticas son tomadas generalmente sólo a partir del SEIN.

En la Gráfica 19 se muestra la distribución de la matriz energética de Perú, y como se puede observar la mayoría es térmica, pero un alto porcentaje es generación hidroeléctrica.

33

Gráfica 19: Distribución de la matriz energética de Perú

Sin embargo, la producción de energía distribuye distinto a la capacidad instalada, debido a que la generación hidráulica es de menor precio. Esto se observa en la Gráfica 20.

Gráfica 20: Energía producida según el tipo de generación en Perú

En el esquema a continuación se muestra la evolución de la potencia instalada, efectiva, y la demanda máxima de cada año, durante el período de 1995 a 2010. Se puede ver que la pérdidas, no siendo despreciables, no mejoran sustancialmente con el tiempo. Por otro lado, también se puede advertir el superávit de generación que tiene Perú, prácticamente duplicando la demanda máxima.

40%

60%

Potencia Instalada según tipo de Generación

Hidro

Térmica

56% 44%

Energía Producida según tipo Generación

Hidro

Térmica

34

Gráfica 21: Generación y demanda de potencia en Perú

Como se menciona en la tabla, en cuanto a regulación los entes son: La DGE, que pretende promover la inversión e investigación en este ámbito. También esta el COES, que vela por la operación al mínimo costo; y el OSINERG, que entre otros, fiscaliza el cumplimiento de las distintas disposiciones legales y técnicas.

BOLIVIA 11.


Tabla 14: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Bolivia

Característica Descripción Capacidad instalada 1317.2 MW Potencia máxima 1067.4 MW Demanda de energía anual (desde mayo 2011 a lo que va de 2012)

6136.2 GWh

Matriz energética Generación hidráulica: 36.13% Generación térmica: 63.87%

Voltaje del sistema 220/230 V. En La Paz y Viacha se distribuye en 115 V.

Frecuencia del sistema 50 Hz


Los principales entes reguladores del marcado son la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) y el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC).

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Pot. Instalada (MW)

Pot. Efectiva (MW)

Máx. Demanda (MW)

35

b. DESCRIPCIÓN

Gráfica 22: Sistema Energético Interconectado de Bolivia

El último año (mayo de 2011 a abril de 2012, considerando sólo el 12 de cada mes) la generación promedio fue de 1031.63 MW, con un máximo de generación en marzo de 2012 que corresponde a 1119.7 MW. En el mismo período la energía total generada fue de 6396.4 GWh. En cuanto a demanda, nuevamente para el mismo lapso, el máximo de demanda fue de 1067.4 MW en diciembre de 2011, con un promedio de 1044.71 MW y un total de 6136.2 GWh.

Gráfica 23: Distribución de la matriz energética de Bolivia

Hidro, 36.13%

Térmica, 63.87%

Matriz Energética de Bolivia a 2011

36

En el gráfico anterior se presenta la constitución de la matriz energética de Bolivia a diciembre de 2011. Como se ve, está completamente formada por generación térmica e hidráulica, en la razón 2:1 como es bastante común. El porcentaje de generación térmica para el año 2011 corresponde a 841.3 MW mientras que la hidráulica es para 475.9 MW.

El mercado eléctrico boliviano es principalmente privado, con una pequeña participación estatal por medio de empresas como ENDE y ENDE Andina.

Actualmente Bolivia no posee interconexiones internacionales, pero sí se basa en un Sistema Interconectado Nacional (SIN) más Sistemas Aislados (SA) que en su conjunto se llaman el Sistema Troncal Internacional (STI).

ARGENTINA 12.


Tabla 15: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Argentina

Característica Descripción Capacidad instalada 29009.89 MW Potencia máxima 21564 MW Demanda de energía anual (2010) 96544.99 GWh

Matriz energética Generación hidráulica: 34.56% Generación eólica: 0.10% Generación térmica: 65.34%



A modo muy general, se encargan de la regulación y coordinación del sector eléctrico: el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE)


Existen investigaciones sobre generación Geotérmica y con uso de Biomasa, pero aún no hay conclusiones feacientes. En cuanto a Hidráulica hay estudios sobre Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos, donde se determina que se puede expandir la generación actual en unos 305.5 MW

37

b. DESCRIPCIÓN

Siendo el segundo mayor sistema de América del Sur, la generación está comprendida principalmente por Térmica, como se muestra en la Gráfica 24, alcanzando aproximadamente dos tercios. El último tercio es generación hidráulica. Si bien existe generación Eólica, actualmente es prácticamente despreciable, alcanzando tan sólo 27 kW.

Gráfica 24: Distribución de la Matriz energética de Argentina

Existen incursiones en generación por Biomasa y Geotérmica, pero de momento son sólo estudios. La Gráfica 25 muestra la evolución de la matriz energética desde 1970 hasta 2010. En ella se han separado las formas de generación térmica a sus nombres específicos, pues ha habido una evolución dentro de la generación térmica misma, como lo es el ingreso del ciclo combinado en la segunda mitad de los 90.

Gráfica 25: Evolución de la matriz energética Argentina

0.10%

34.56%

65.34%

Eólica

Hidro

Térmica

0

20000000

40000000

60000000

80000000

100000000

120000000

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

Ener

gía

Gen

erad

a al

año

(MW

h)

Solar

TurboVapor

TurboGas

Nuclear

Hidro

Eólica

Diesel

CicloCombinado

38

A partir de la segunda mitad de los 80, por otra parte, no se ven importantes cambios en generación hidráulica. Generación Eólica y Solar prácticamente no existen, comparado a las magnitudes de la generación Térmica e Hidráulica,

Además, Argentina posee generación compartida con Paraguay en la central Hidroeléctrica de Yacerytá, a través de la cual puede exportar o importar energía según necesidad. A 2010 la oferta de generación para la demanda nacional fue cercana a los 120mil GWh, bastante superior a la generación misma del país. Esto se debe a que la generación en Paraguay supera con creces su propia demanda.

En términos de mercado, todo el sistema (generación, transmisión y distribución) es privado. Por ende, requiere de una serie de entes reguladores de manera de que la competencia, los contratos y licencias se cumplan. En la tabla del comienzo se detallas las más importantes a nivel nacional. Pero así también, hay otras, por ejemplo, que regulan la generación binacional, como lo es el Ente Binacional Yacerytá (EBY). O la regulación de generación térmica mediante energía nuclear, que corresponde a lo Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

SISTEMA ELÉCTRICO CHILENO B.

CARACTERÍSTICAS GENERALES 1.

Característica Descripción Capacidad instalada 17,580.00 MW

Potencia máxima 6881 MW en el Sistema Interconectado Central (SIC) y 2162 MW en el Sistema Interconectado Norte grande (SING) para el año 2011

Matriz energética

Generación hidráulica de pasada: 12.44% Generación hidráulica de embalse: 21.44% Generación por derivados del petróleo: 13.13% Generación por gas natural: 30.02% Generación por biomasa: 2.12% Generación eólica: 1.13%



Cada sistema interconectado en Chile es coordinado por su respectivo Centro de Despacho de Carga (CDEC), y es regulado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) la cual es un organismo público, descentralizado y autónomo; se relaciona con el Presidente de la República a través del Ministerio de Energía.

39

ESTRATEGIA NACIONAL DE ENERGÍA 2012 – 2030 2.

Chile hoy en día se enfrenta al desafío de generar las condiciones adecuadas para alcanzar el desarrollo. Es por esto que se creó la Estrategia Nacional de Energía 2012-2030. Esta estrategia, tomando en cuenta la taza de crecimiento de la economía chilena (6.3% en el año 2011), prevé que se necesitará mayor energía, por el natural acoplamiento entre economía y energía. Es por esto que Chile necesita contar con los recursos energéticos suficientes y competitivos para permitir que el desarrollo económico siga aumentando.

En la Gráfica 26 se muestra la demanda de energía que se proyecta para Chile hasta el año 2030.

Gráfica 26: Proyección de la demanda de energía hasta el año 2030

La producción bruta de energía para el año 2011 fue de 46,095.00 GWh, teniendo un crecimiento del 6.8% con respecto al año 2010. Para el SIC y 15,878.00 GWh para el SING, teniendo un crecimiento del 5.2% con respecto al año 2010. Para el año 2020 se proyecta un crecimiento del consumo eléctrico en torno al 6 a 7%, esto significa un aumento de casi 100,000 para ese año, lo que requerirá aumentar la oferta de energía en más de 8000 MW en proyectos nuevos de generación.

Esta energía debe, además de satisfacer la demanda, ser de menor precio al actual, para disminuir los precios de la energía para los usuarios finales. Así como también en la Estrategia Nacional se incentiva el uso de energía renovable no convencional. Y analiza diversas opciones para satisfacer la futura demanda de energía de forma segura y estable, entre las cuales se discute el tema de la interconexión eléctrica regional con otros países de América del Sur.

40

a. AVANCE SOSTENIDO EN LAS OPCIONES DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA REGIONAL

Chile ha tenido limitada experiencia en el tema de integración energética internacional. Esto se ha dado por diversos motivos, entre los cuales la fallida integración gasífera con Argentina es uno de los principales. Sin embargo la integración energética tiene diversos beneficios como se ha demostrado numerosos casos en el mundo y en la región. Entre estos beneficios se tiene la seguridad de abastecimiento energético, la diversificación de la matriz energética, aumento de competencia el mercado, disminución de costos y menores emisiones contaminantes locales y de gases de efecto invernadero. Estos beneficios serán discutidos posteriormente en este informe.

Entre las principales interconexiones que deben ser estudiadas se encuentra la interconexión con Colombia, país que está realizando esfuerzos para la construcción de líneas hacia Centroamérica y el cono sur continental. También consolidar una mayor interconexión entre Argentina y Chile, así como seguir madurando los vínculos con Perú, Bolivia y Ecuador. En este informe se analiza la factibilidad de otras posibles interconexiones que podría tener Chile con países de América del Sur.

Estas interconexiones se analizan para realizarse a mediano plazo, con el objetivo que se puedan obtener beneficios para todas las partes involucradas. Para esto se deben diseñar reglas de operación y mecanismos de intercambio de energía, así como también establecer un marco de derechos y responsabilidades para promover inversiones en enlaces de transmisión.

41

II. INTERCONEXIOÍ N ELEÍ CTRICA REGIONAL: CHILE Y AMEÍ RICA DEL SUR

POTENCIAL DE INTERCONEXIÓN A.

METODOLOGÍA 1.

El contenido a continuación es una primera mirada de las posibles interconexiones. La interconexión entre dos o más países tiene muchos factores en juego, como lo son los precios de mercado, costos de generación, capacidades de potencia instalada, demanda, entidades regulatorias, experiencias, fuentes de energía, entre otros.

El análisis de factibilidad se será basado en las características generales más importantes de cada mercado eléctrico de América del Sur, lo que permitirá descartar de partida los países menos plausibles y realizar un informe más detallado de los países con factibilidad hacia la interconexión con Chile.

Entonces, para lo anterior, se tomará en cuenta sólo algunos factores técnicos vistos en la primera sección. Estos serán:

• Capacidad Instalada • Demanda de Potencia Máxima • Tipo de Generación • Potencial de Generación

Estos factores permiten rechazar rápidamente algunos países, pues si la red misma no es apta para una interconexión, de nada sirve estudiar el mercado en términos económicos.

ANÁLISIS 2.

a. GUAYANA FRANCESA

Como se observa en la Tabla 1: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en la Guayana Francesa, la capacidad instalada de generación en la Guayana Francesa es pequeña a comparación de la de otros países de América del Sur, entre estos Chile. Además la Guayana Francesa también tiene poco potencial de generación.

Por lo que basándonos en las características de demanda que se deben satisfacer para años futuros en Chile, según la Estrategia Nacional de Energía 2012-2013, se decidió que una interconexión con la Guayana Francesa tendría pocos beneficios, por lo que no es factible, y no será analizada en este informe.

42

b. COLOMBIA

Como se observa en la Tabla 5: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Colombia, Colombia tiene gran capacidad instalada de generación, además de un gran potencial de generación hidroeléctrica. Colombia además tiene Sistema Interconectado con líneas de transmisión de alta potencia, al igual que Chile.

Otro aspecto interesante de Colombia es que tiene la posibilidad de interconectarse con Centroamérica, lo cual ampliaría cualquier posibilidad de interconexión con otros países. Se está analizando esta posibilidad así como también la integración con el cono sur del continente.

Por lo que basándonos en las características de demanda que se deben satisfacer para años futuros en Chile, según la Estrategia Nacional de Energía 2012-2013, se decidió que una interconexión con Colombia podría tener muchos beneficios, tanto para Chile como para Colombia, por lo que será estudiada en este informe en términos regulatorios, económicos y técnicos.

c. SURINAM

Como se observa en la Tabla 6: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en Surinam, la capacidad instalada de generación en la Surinam es pequeña a comparación de la de otros países de América del Sur, entre estos Chile.

Aunque tiene un potencial hidroeléctrico de 2.3GW, su Sistema Interconectado es débil, por lo que para formar una interconexión con este país se debería de invertir altas sumas de dinero para la creación de infraestructura suficiente que permita esta interconexión.

Por lo que basándonos en las características de demanda que se deben satisfacer para años futuros en Chile, según la Estrategia Nacional de Energía 2012-2013, y en los aspectos técnicos mencionados anteriormente se decidió que hoy en día una interconexión con Surinam tendría pocos beneficios, por lo que no es factible, y no será analizada en este informe.

d. VENEZUELA

Como se observa en la Tabla 7: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en Venezuela, este tiene gran capacidad instalada de generación, además de un gran potencial de generación.

Venezuela es uno de los países con mayor grado de electrificación de América del Sur, por lo que su sistema de transmisión actualmente es estable y bien estructurado. Además de poseer actualmente interconexiones con Colombia y Brasil.

Por lo que basándonos en las características de demanda que se deben satisfacer para años futuros en Chile, según la Estrategia Nacional de Energía 2012-2013, se decidió que una interconexión con Venezuela podría ser beneficiosa, tanto para Chile como para Venezuela. Por lo que si es factible y será analizada en este informe.

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Sin embargo, tomando en cuenta que la Estrategia Nacional de Energía 2012-2030 no cataloga esta interconexión entre Venezuela-Chile como una interconexión primaria, esta será analizada con menor detalle que las interconexiones que más interesan para la Estrategia Nacional que son con Colombia, Ecuador, Argentina, Perú y Bolivia.

e. ECUADOR

Como se observa en la Tabla 8: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en Ecuador, este tiene una capacidad instalada de generación de 4840.4 MW, y de esta potencia se está aprovechando en su máximo hasta 3026.97 MW, por lo que en una interconexión podrían satisfacer a otra demanda fuera de su país en cierto porcentaje. Además de un gran potencial de generación.

Por lo que basándonos en las características de demanda que se deben satisfacer para años futuros en Chile, según la Estrategia Nacional de Energía 2012-2013, se decidió que una interconexión con Ecuador podría tener muchos beneficios, tanto para Chile como para Ecuador, por lo que será estudiada en este informe en términos regulatorios, económicos y técnicos.

f. BRASIL

Como se observa en la Tabla 9: Información del Sistema Eléctrico de Potencia en Brasil, este tiene gran capacidad instalada de generación, de más de 6 veces la capacidad instalada en Chile, además de un gran potencial de generación hidroeléctrica.

Brasil actualmente se encuentra con diversas experiencias de interconexión internacional, siendo las más importantes interconexiones con Argentina y Paraguay. Con Paraguay incluso se tiene la hidroeléctrica de Itaipú, la cual se encuentra en la frontera de Brasil y Paraguay y es la más grande el mundo.

Por lo que basándonos en las características de demanda que se deben satisfacer para años futuros en Chile, según la Estrategia Nacional de Energía 2012-2013, se decidió que una interconexión con Brasil podría ser beneficiosa, por lo que si es factible y será analizada en este informe.

Sin embargo, tomando en cuenta que la Estrategia Nacional de Energía 2012-2030 no cataloga esta interconexión entre Brasil-Chile como una interconexión primaria, esta será analizada con menor detalle que las interconexiones que más interesan para la Estrategia Nacional que son con Colombia, Ecuador, Argentina, Perú y Bolivia.

g. GUYANA

Como se observa en la Tabla 10: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Guyana, la capacidad instalada de generación en la Guyana es pequeña a comparación de la de otros países de América del Sur, entre estos Chile.

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Actualmente Guyana tiene una generación muy ineficiente térmica y el mayor índice de inestabilidad energética de Latinoamérica y el Caribe. Esto, en caso se quisiera una interconexión con Guyana es un tema que requiere alta inversión.

Por lo que basándonos en las características de demanda que se deben satisfacer para años futuros en Chile, según la Estrategia Nacional de Energía 2012-2013, y en las características actuales del mercado eléctrico de Guyana, se decidió que una interconexión con la Guyana tendría pocos beneficios, por lo que no es factible, y no será analizada en este informe.

h. PARAGUAY

Como se observa en la Tabla 11: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Paraguay, este tiene una capacidad de generación instalada de 8288.5 MW, de los cuales más del 99% son hidroeléctricos, lo que hace que el costo de la generación de energía sea bajo.

Por lo que basándonos en las características de demanda que se deben satisfacer para años futuros en Chile, según la Estrategia Nacional de Energía 2012-2013, se decidió que una interconexión con Paraguay podría ser beneficiosa, por lo que si es factible y será analizada en este informe.

Sin embargo, tomando en cuenta que la Estrategia Nacional de Energía 2012-2030 no cataloga esta interconexión entre Brasil-Paraguay como una interconexión primaria, esta será analizada con menor detalle que las interconexiones que más interesan para la Estrategia Nacional que son con Colombia, Ecuador, Argentina, Perú y Bolivia

i. URUGUAY

Como se observa en la Tabla 12: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Uruguay, este tiene una capacidad instalada de generación de 2520 MW. Lo cual es relativamente poca capacidad a diferencia de otros Países de América del Sur.

Por lo que basándonos en las características de demanda que se deben satisfacer para años futuros en Chile, según la Estrategia Nacional de Energía 2012-2013, se decidió que una interconexión con Uruguay tendría pocos beneficios, por lo que no es factible, y no será analizada en este informe.

j. PERÚ

Como se observa en la Tabla 13: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Perú, este tiene una capacidad instalada de generación de 8612.56 MW, y de esta potencia se está aprovechando en su máximo hasta 4579 MW, por lo que en una interconexión podrían satisfacer a otra demanda fuera de su país en cierto porcentaje. Además Perú tiene un alto porcentaje de generación hidroeléctrica.

Por lo que basándonos en las características de demanda que se deben satisfacer para años futuros en Chile, según la Estrategia Nacional de Energía 2012-2013, se decidió que una interconexión con Perú podría tener muchos beneficios, tanto para Chile como para Perú, por lo que será estudiada en este informe en términos regulatorios, económicos y técnicos.

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k. BOLIVIA

Como se observa en la Tabla 14: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Bolivia, este tiene una capacidad instalada de generación de 1317 MW. Lo cual es mucho menor a la capacidad instalada en Chile.

Sin embargo, por ser un vecino directo de Chile, cualquier interconexión sería mucho más fácil y económica de realizar, y aunque a Chile no le aporte muchos beneficios energéticos, podría ser beneficioso en el tema de que estas interconexiones podrían después ser utilizadas para interconectarse con otros países y formar una red integrada de energía eléctrica.

Es por esto que en la Estrategia Nacional de Energía 2012-2013, a Bolivia se le considera una de las interconexiones primaria para la integración energética internacional, por esta razón se decidió que esta interconexión si es factible y será estudiada en este informe en términos regulatorios, económicos y técnicos.

l. ARGENTINA

Como se observa en la Tabla 15: Información del Sistema Eléctrico de Potencia de Argentina, este tiene una gran capacidad instalada de generación (29009.89 MW), y de esta potencia se está aprovechando en su máximo hasta 21564 MW, por lo que en una interconexión podrían satisfacer a otra demanda fuera de su país.

A pesar de la fallida interconexión gasífera con Argentina, una interconexión eléctrica si se regula y coordina adecuadamente podría funcionar de manera eficiente y beneficiar a ambos países. Es por esto que basándonos en las características de demanda que se deben satisfacer para años futuros en Chile, según la Estrategia Nacional de Energía 2012-2013, se decidió que una interconexión con Argentina podría tener muchos beneficios, tanto para Chile como para Argentina, por lo que será estudiada en este informe en términos regulatorios, económicos y técnicos.

CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS DE POTENCIAL DE INTERCONEXIÓN B.

Se determinó, basándose en las características del Mercado Eléctrico de cada país de América del Sur y en los planes a seguir por la Estrategia Nacional de Energía 2012-2030, que los países de América del Sur con una mayor posibilidad de integración energética con Chile son: Colombia, Venezuela, Ecuador, Brasil, Paraguay, Perú, Bolivia y Argentina.

Este informe como se observará, mostrará los resultados de estudios realizados por instituciones y empresas con respecto al caso, las cuales analizan efectivamente los países con un mayor potencial de interconexión eléctrica lo que concuerda con el análisis realizado en este informe.

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III. EXPERIENCIAS INTERNACIONALES

LÍNEA DE TRANSMISIÓN SIEPAC A.

DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 1.

El proyecto SIEPAC consiste en la creación y puesta en marcha de un mercado eléctrico centroamericano mayorista, este mercado es llamado Mercado Eléctrico Regional (MER). Para crear este mercado es necesario el desarrollo de su infraestructura, la cual es una línea de 230kV de aproximadamente 1790 Km. De longitud. EL objetivo es reforzar la red eléctrica de América Central (Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá). Este proyecto además incluye 298 MVAR de equipos de compensación. La línea SIEPAC conecta las redes nacionales de cada país mediante 28 bahías de acceso. Además este proyecto toma en cuenta que entre Guatemala y México hay una interconexión de 400kV, la cual podría generar intercambios de energía entre México y América Central en un futuro.

Entre las consideraciones técnicas que afectaron el desarrollo de este proyecto se encuentran las siguientes:

• Se introdujeron medidas destinadas a prevenir los riesgos sísmicos locales. • No se utilizaron materiales que afecten el medio ambiente (amianto, halón, entre otros). • En la concepción, construcción y explotación se respetaron las recomendaciones de los

correspondientes estudios de impacto ambiental, planes de gestión/supervisión ambiental, códigos y normas vigentes de seguridad ocupacional y otros.

Para la realización de este proyecto se utilizaron 4600 estructuras de Alta Tensión, 32000 toneladas de acero, 110000 toneladas de concreto, 4000 toneladas de aluminio, 65000 Km. De fibra óptica, 1800 kilómetros de servidumbres y 7000 permisos de paso. Esto permitió generar 1100 empleos directos durante la construcción de la línea, la reforestación de 200000 árboles, 20MMUS$ en Certificados de Reducción de Emisiones, entre otros.

Los objetivos principales del Proyecto SIEPAC son:

• Apoyar la formación y consolidación progresiva de un Mercado Eléctrico Regional (MER) mediante la creación y establecimiento de mecanismos legales, institucionales y técnicos apropiados que faciliten la participación del sector privado en el desarrollo de generación eléctrica.

• Establecer la infraestructura de interconexión eléctrica (líneas de transmisión, equipos de compensación y subestaciones), que permita los intercambios de energía de los participantes del MER.

El Consejo de Electrificación de América Central (CEAC) es el encargado de realizar lo necesario para que los componentes reglamentarios e institucionales estén en orden durante este proyecto. El financiamiento del proyecto viene del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

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La infraestructura se encuentra bajo la responsabilidad de la Empresa Propietaria de la Red (EPR), y para esto deberá de diseñar, realizar cálculos ingenieriles y construir los aproximadamente 1800 km de líneas de transmisión de 230 kV, con previsión en torres para un segundo circuito futuro. Esta infraestructura, en conjunto con refuerzos de los sistemas nacionales, permitirá disponer de una capacidad confiable y segura de transporte de energía de cerca de los 300 MW, entre los países de la región. Esta infraestructura inicial conecta a 15 subestaciones e incluye equipos de compensación reactiva. El costo actual del proyecto

ESTADO ACTUAL DEL PROYECTO 2.

El proyecto SIEPAC aún no se encuentra terminado, sin embargo actualmente ya dispone de diversos tramos que se encuentran en operación. A continuación se describe el estado actual del proyecto basándose en el reporte de EPR de avances en la Línea SIEPAC, publicado en enero del 2012.

Tabla 16: Avance Global de la Línea SIEPAC por País

País Avance Global de la Línea Guatemala 96.8 % El Salvador 100 % Honduras 100 % Nicaragua 99.6 % Costa Rica 69.9 % Panamá 100 % Total 90.8 %

Como se observa en la Tabla 16, el estado actual del proyecto es muy avanzado. Esto permite a ciertos tramos de la línea estar operando actualmente. En el tema de las servidumbres también se encuentra en una fase avanzada, en la se muestra la situación actual de las servidumbres.

Tabla 17: Situación actual de las Servidumbres en la Línea SIEPAC

País Longitud Total

(Km.) Kilómetros Disponibles

Kilómetros Pendientes

Guatemala 282.8 282 0.8 El Salvador 287.3 287 0.3 Honduras 270.1 269.1 1 Nicaragua 307.6 307.6 0 Costa Rica 492.4 491.6 0.8 Panamá 150.5 150.5 0 Total 1790.7 1787.8 2.8

Como se observa, se han obtenido la mayoría de las servidumbres para la realización de la línea. En la Figura 4 se muestra un mapa con la situación actual de la línea SIEPAC, con el objetivo de que el lector visualice el avance del proyecto.

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Figura 4: Situación Actual de la línea SIEPAC

REGULACIÓN 3.

El Tratado Marco del Mercado del Mercado Eléctrico de América Central, firmado en 1996, formó el MER como un mercado competitivo, basado en el trato recíproco y no discriminatorio. Estableció reglas para regular el funcionamiento del mercado regional. Su objetivo es impulsar la infraestructura de interconexión, y busca crear las condiciones necesarias para tener niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía. El Tratado Marco está basado en los principios de competencia, gradualidad y reciprocidad.

Debido a que el MER es oligopólico los agentes se comportarán estratégicamente buscando el máximo beneficio individual, por lo que aprovecharán las fallas de mercado y las posibilidades de arbitraje a su favor. Es por esto que para la operación del Mercado Eléctrico de América Central se realizaron dos reglamentos:

• Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional (RTMER): Establece las normas que regulan el MER en la etapa transitoria.

• Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER): Reglamento definitivo al finalizar la etapa transitoria.

El ente regulador del MER es la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE). La operación del MER es jerárquica, con un despacho central de la capacidad de transmisión y un despacho descentralizado de energía. El primer nivel jerárquico de la operación es ocupado por el Ente Operador

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Regional (EOR) y el segundo lo ocupan los operadores del sistema y del mercado nacionales (OS & M). La administración técnica y comercial del MER está normada por la reglamentación que dictada por la CRIE. Los productos que se comercializan en el MER son energía eléctrica horaria, servicios de transmisión, servicios auxiliares y servicios de operación del sistema y administración del MER. Estos productos se transan en el Mercado Regional de Contratos y en el Mercado Regional de Oportunidad. La Red de Transmisión Regional (RTR) está formada por las líneas que influyen significativamente en los intercambios regionales, está sujeta a la regulación regional y nacional, y la coordinación técnica y comercial es realizada por el EOR. Las ampliaciones de la RTR son ampliaciones a riesgo y ampliaciones planificadas de acuerdo al Sistema de Planeación de la Transmisión Regional (SPTR).

El sistema de tarifas de la transmisión se basa en tres componentes:

• Cargos variables de transmisión, que incluyen el costo de las pérdidas marginales y los costos de congestión.

• Peaje asociado al uso de las instalaciones. • Cargo complementario para las ampliaciones planificadas únicamente.

TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN EL MER 4.

Las transacciones de energía en el MER se realizan por medio de contratos y por medio del mercado de oportunidad. Durante el año 2010 se tuvo 336. 3 GWh de transacciones de energía entre los países de América Central. Siendo Guatemala el que más inyectó energía (115,868.8 MWh), seguido por El Salvador (87,583.6 MWh). El Salvador fue también el país que más retiró energía (171,748.1 MWh), seguido por Panamá (69,865.0 MWh).

Mediante la Gráfica 27 y la Gráfica 28 se muestra las transacciones de energía en el MER durante el año 2010.

Gráf

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