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.

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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.

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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.

Gráfica 27: Energía Inyectada al MER durante el año 2010

11%

26%

35%

4%

13%

11%

Costa Rica

El Salvador

Guatemala

Honduras

Nicaragua

Panamá

50

Gráfica 28: Energía Retirada del MER en el año 2010

BENEFICIOS REGIONALES 5.

Entre los beneficios que se obtienen del MER y la línea SIEPAC (Sin tomar en cuenta los empleos que la construcción de la línea generará) se encuentran los siguientes:

• Calidad y confiabilidad en el suministro eléctrico. • Plantas Generadoras de gran tamaño. • Menores Costos Unitarios para las inversiones. • Permite la Planificación Regional. • Posibilita un mercado regional competitivo. • Cataliza otras interconexiones extra-regionales. • Disminuye precios de energía • Beneficia social y económicamente a los ciudadanos de cada país. • Fomenta el respeto y protección al medio ambiente. • Permite intercambios de excedentes. • Facilita apoyo en caso de emergencias.

LA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA EN LA COMUNIDAD ANDINA B.

a. DESCRIPCIÓN

La Comunidad Andina es una Organización Internacional de Integración, conformada voluntariamente por Bolivia, Perú, Colombia y Ecuador. Fue creada a través de un tratado internacional llamado Acuerdo de Cartagena. Busca un sistema de integración y cooperación económica y social que persigue el desarrollo equilibrado armónico y en condiciones de equidad para sus miembros.

18%

51%

0%

7%

3%

21% Costa Rica

El Salvador

Guatemala

Honduras

Nicaragua

Panamá

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La acción más representativa de interconexión eléctrica en la Comunidad Andina (CAN) se dio mediante la Decisión 563 (Diciembre 2002). Esta decisión instituye el Margo General para la interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad.

El principio básico que rigen a esta Decisión establece que la interconexión de los sistemas eléctricos puede brindar importantes beneficios a los Países miembros en términos sociales, ambientales y económicos. Se intenta conducir a una óptima utilización de los recursos energéticos, tomando en cuenta la seguridad y confiabilidad del suministro eléctrico.

Además esta decisión establece algunos acuerdos generales como lo son:

• Armonización de aspectos legales y regulatorios de los Países Miembros que faciliten la operación de interconexiones e intercambios intracomunitarios de electricidad.

• Condiciones para el establecimiento de un mercado integrado de energía entre los Países Miembros de la CAN.

• Operatividad y funcionamiento de las transacciones de electricidad. • Reglas y condiciones operativas y comerciales se basan en criterios de no discriminación

en el tratamiento entre los respectivos Países. • Acceso libre y oportuno de información. • Mecanismos de seguimiento

Como mecanismo de seguimiento se creó el CANREL (Comité Andino de Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad), el cual está formado por representantes de organismos normativos y regulatorios de cada país. Este promueve la integración mediante el establecimiento de normas, coordinación de organismos, entre otros. El CANREL se dividió en dos grupos de trabajo GTOR (Grupo de trabajo de Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad) y GOPLAN (Grupo de trabajo de Planificación).

Sin embargo en el año 2009 se optó por tomar la Decisión 720, la cual suspende la Decisión 536 por un periodo de 2 años, con el fin de realizar una revisión integral a esta Decisión y establecer un nuevo marco general para promover los intercambios de electricidad entre los países. Contempla cambios como lo son la discriminación de precios, la asignación de rentas por congestión asignadas por partes iguales, se retoman los subsidios y establece la no obligación de exportar en condiciones de racionamiento. Esto se realizó especialmente para la interconexión Colombia-Ecuador.

b. PARTICIPACIÓN DE CHILE EN LA CAN

Chile tiene un papel de Miembro Asociado, desde el año 2007. Esto se realizó por el interés recíproco del intercambio de energía entre Chile y estos países, y el objetivo es que se intente impulsar la interconexión entre Chile y la CAN. Como se observará más adelante Chile es tomado en cuenta en el “Estudio de Prefactibilidad Técnico Económica de Interconexión entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”.

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INTEGRACIÓN ENERGÉTICA ENTRE LOS MIEMBROS DEL MERCOSUR C.

DESCRIPCIÓN 1.

Los miembros que forman parte de dicha organización son Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay. Actualmente Chile es un miembro asociado. También se está tramitando la inclusión de Venezeuela como miembro pleno.

Al presente, de los miembros originales del MERCOSUR, los únicos que no cuentan con conexión directa son Paraguay y Uruguay. Esto es comprensible, dada la estrucutura actual de la red en las fronteras. Como todos los demás están interconectados, el traspaso de energía entre Paraguay y Uruguay, a través de Argentina o Brasil, es completamente factible. Si bien este tema ha sido planteado por ambas partes, aún no se ha llegado a un acuerdo al respecto. En lo demás, todas las fronteras cuantan con algún tipo de enlace, ya sea interconexión de transmisión o generación compartida, como se detalla a continuación:

Interconexiones existentes a 2009 según la CIER

En MT:

• Argentina – Chile. o Río Turbio – Puerto Natales. 33 kV.

• Argentina – Paraguay. o Posadas – Encarnación. 33 kV.

• Argentina – Uruguay. o Concordia – Salto. 30 kV. No operativa.

• Brasil – Paraguay. o Ponta Bora – Pedro Caballero. 20 kV.

En AT:

• Argentina – Brasil. o Paso de Los Libres – Uruguayana. Interconexión. 132/230 kV, 50 MW. o Rincón de Santa María – Garabí. Interconexión. 500 kV, 2100 MW.

• Argentina – Chile. o Salta – Atacama. Interconexión. 345 kV. 600 MW.

• Argentina – Paraguay. o Yacyretá. Hidroeléctrica compartida. 500 kV, 3000 MW. o Clorinda – Guarambaré. Interconexión. 220/132 kV, 80 MW. o El Dorado – Carlos A. López. Interconexión. 220/132 kV, 30 MW.

• Argentina – Uruguay. o Salto Grande. Hidroeléctrica compartida. 500 kV, 1890 MW. o Colonia Elía – San Javier. Interconexión. 500 kV, 1386 MW. o Concepción – Paysandú. Interconexión. 132/150 kV, 100 MW.

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• Brasil – Paraguay. o Itaipú. Hidroeléctrica compartida. 220/500 kV, 14000 MW. o Foz de Iguazú – Acaray. Interconexión. 138/220 kV, 50MW.

• Brasil – Uruguay. o Livramento – Rivera. Interconexión. 230/150 kV, 70 MW. o Presidente Médici – San Carlos. 500 kV, 500 MW.

Como se puede ver, existe una alta integración eléctrica entre los países mencionados. En los ejemplos anteriores se agregó Chile, por razones obvias, a pesar de no ser miembro pleno del MERCOSUR.

REGULACIÓN 2.

En lo que respecta al análisis y regulación, sólo se tomarán en cuenta las interconexiones de alta tensión (sobre los 100 kV), de lo contrario la extensión y detalle escapa los alcances de este informe. El MERCOSUR actualmente no cuenta con una entidad universal de regulación al respecto. Las interconexiones generalmente son reguladas por entidades existentes en cada país, estableciendo previas condiciones. En el caso de generación compartida normalmente se crea una institución dedicada específicamente a ello, con miembros que forman parte de entidades pertinentes (regulatorias) en sus propios países.

Entre Argentina y Brasil la transacción comercial se rige por el Contrato de Interconexión, Suministro e Intercambio de Energía Eléctrica celebrado por la ex AEE S.E., en Argentina, y ELETROBRAS y ELETROSUL, en Brasil.

La interconexión Argentina-Paraguay se rige por el Convenio de Cooperación Recíproca e Interconexión Eléctrica celebrado entre la Secretaría de Energía, de Argentina, y la ANDE, de Paraguay, en 1987. En tanto, la generación compartida de Yacyretá está a cargo de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), a quien cada país compra según acuerdos previos, que pueden ser renovados anualmente según demanda. La potencia instalada de la central es de 3100 MW. Actualmente, por niveles de demanda, la generación de Yacyretá es en su mayoría para Argentina. El máximo de energía entregada al SINP (Sistema Interconectado Nacional de Paraguay) fue el 2010 con un valor de 2274 GWh, mientras que el SADI resgistra su máximo en 2011 con 18692 GWh, según la EBY. Si se consideran ambos máximos, actualmente la repartición sería de 89,15% para Argentina y 10,85% para Paraguay.

La interconexión Argentina-Uruguay se rige por el Convenio de Ejecución del Acuerdo de Interconexión Energética entre la República Argentina y la República Oriental del Uruguay aprobado por la Ley 23.390. Por otro lado, la generación de la central Salto Grande está bajo la jurisdicción de la Comisión Técnica Mixta de Salto Grande, bajo la premisa de que la repartición de energía debe ser equitativa. Dicha central tiene una potencia instalada de unos 1700 MW.

Entre Brasil y Paraguay también existen interconexiones de alta tensión y generación compartida. La primera se desarrolla en el marco del Contrato de Interconexión y Abastecimiento de Energía Eléctrica y sus correspondientes Adiciones, celebrado entre la ANDE y Compañía Parananense de

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Energía – COPEL, en 1969. La segunda es supervisada por Binacional Itaipú. Nuevamente el pacto es según demanda, lo que se traduce en un mucho mayor consumo por parte de Brasil. Al año 2011, la potencia suministrada por la central a Brasil fue de 9530 MW, mientras que a Paraguay sólo entregó 917 MW, lo que equivale a menos del 10% de la repartición.

Finalmente está la conexión Brasil-Uruguay la cual sólo consta de transmisión en alta tensión. Acuerdo firmado en 1993, para ser tratado por la UTE en Uruguay y ELETROBRAS/ELETROSUL en Brasil. Similar a los casos de generación compartida, la línea se usa sólo en casos de necesidad por alta demanda y bajo licitaciones y acuerdos previos. Dada la baja capacidad de la línea (70 MW), ambas partes actualmente están considerando la ampliación a una de ‘gran porte’.

EXPERIENCIA PARAGUAY CON ARGENTINA Y BRASIL 3.

A modo de profundizar con algo más de detalle, se presenta como único caso el que se menciona en el título. Si bien, las ‘experiencias’ son variadas, a causa de la alta interconexión en la región, nuevamente describir cada una sale de los márgenes de este documento. Es por eso que se presenta sólo este caso.

a. DEFINICIONES

En el Convenio de Cooperación Reciproca e Interconexión Eléctrica entre la ANDE y la Secretaría de Energía, de la República Argentina, queda establecido el “Derecho de Paso” y la modalidad de suministro de “Energía de Paso”.

DERECHO DE PASO: Derecho de utilización de las redes eléctricas de una entidad por parte de otra, para transmitir potencia y energía propias destinadas a satisfacer su mercado, otorgado de mutuo acuerdo para periodos definidos, con la finalidad de resolver situaciones de emergencia o condiciones excepcionales en su sistema eléctrico.

ENERGIA DE PASO: Energía de Paso es la energía verificada por la utilización del Derecho de Paso, transmitida por las redes eléctricas de una de las entidades interconectadas por la otra, con la finalidad de resolver situaciones de emergencia o condiciones excepcionales en su sistema eléctrico.

b. INTERCAMBIO

Cualquiera de las entidades podrá solicitar a la otra entidad hacer uso del Derecho de Paso por sus redes eléctricas, a fin de resolver situaciones de emergencia o condiciones excepcionales en su sistema eléctrico.

En caso que el Derecho de Paso sea concedido, la energía de la Entidad Solicitante circulará por las redes de transporte de la Entidad Prestadora entre dos puntos diferentes de Interconexión entre el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y el Sistema de Interconectado Nacional Paraguayo (SINP)

El otorgamiento del Derecho de Paso a la Entidad Solicitante no podrá poner en peligro la continuidad de la prestación del servicio eléctrico en el sistema de la Entidad Prestadora

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c. ELEMENTOS DE LA MODALIDAD

• Punto de Entrega: Es el punto de interconexión entre ambos sistemas en el que la Entidad Solicitante entrega energía propia a la Entidad Prestadora para su transporte.

• Punto de Recepción: Es el punto de interconexión entre ambos sistemas en el que la energía entregada reingresa al sistema eléctrico de la Entidad Solicitante.

• Energía de Paso: Es la energía entregada por la Entidad Solicitante medida en el Punto de Entrega para ser transportada por la Entidad Prestadora.

• Pérdidas de Paso: Corresponde a las pérdidas de transporte por el tránsito de la Energía de Paso por el sistema de la Entidad Prestadora, expresadas en valores por unidad de energía pasante.

• Compensación por el Paso: Es la compensación económica que la Entidad Solicitante abonará a la Entidad Prestadora por el uso de su sistema de transporte, expresada en valores monetarios por unidad de energía transportada.

d. DISPONIBILIDAD

Partes se informarán sobre la disponibilidad esperada de capacidad de transporte entre los puntos de Interconexión entre ambos sistemas y acordarán las Pérdidas de Paso a considerar durante todo el período para los tramos en que se declare capacidad de transporte disponible. Tanto las Pérdidas de Paso como la Compensación por el Paso dependerán de las características de las instalaciones que se utilicen para realizar el transporte así como su nivel de utilización.

La Entidad Solicitante deberá solicitar a la Entidad Prestadora la habilitación del Derecho de Paso entre dos puntos de interconexión.

La Entidad Prestadora concederá el Derecho de Paso solicitado bajo condiciones técnicas y comerciales vigentes para el periodo en el cual se solicita su utilización, comunicando su conformidad o rechazo fundado de la solicitud.

Junto con la declaración de disponibilidad de capacidad de transporte para la prestación del Servicio de Paso, la Entidad Prestadora identificará las instalaciones componentes del corredor de transporte entre los correspondientes Puntos de Entrega y de Recepción que utilizaría la Entidad Solicitante en el ejercicio del Derecho de Paso, designado como Corredor de Paso.

Parámetros del Corredor de Paso:

• Tensión, longitud.

Equipos de conexión y/o transformación que conecten a la Entidad Solicitante con el Corredor de Paso, siempre que éstos fueran propiedad de la Entidad Solicitante.

Las pérdidas de Paso dependerán del nivel del flujo previsto en las líneas que componen el corredor sobre el cual se presta el Servicio de Paso. Las Pérdidas de Paso reflejarán el incremento de

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pérdidas en el sistema de la Entidad Prestadora por adicionar al flujo previsto la potencia media equivalente a la estimación de la Energía de Paso que podría transmitirse por ese Corredor de Paso.

Dado que el Servicio de Paso de la Entidad Solicitante sólo será prestado en caso que la capacidad de transporte en el Corredor de Paso exceda las necesidades propias de la Entidad Prestadora, la compensación monetaria que deberá abonar la Entidad Solicitante a la Entidad Prestadora por el uso de su red de transporte, tiene por objeto compensar sólo los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones utilizadas, en proporción que sean usadas por las Energía de Paso efectivamente transportada.

La Entidad Prestadora pondrá a consideración de la contraparte los valores de costo horario de Operación y Mantención expresados en US$/MWh. A continuación se presentan los suministros anuales desde Paraguay a Argentina y Brasil, acorde a los recién estipulado.

Gráfica 29: Energía suministrada por Paraguay a Argentina

Gráfica 30: Energía total vendida a Argentina

ENERGIA DE PASOARGENTINA

0 0 039

76 102 88

190

306

78 89

00

100

200

300

400

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

GW

h añ

o

Energía PASO

235 280 286 238

350 273

440 334

188

448 355

51

0100200300400500

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

GW

h añ

o

AÑO

ENERGIA TOTAL SUMINISTRADA ARGENTINA (SIN E. PASO)

VENTA TOTAL Ar

57

Gráfica 31: Energía total vendida a Brasil

390 333

386 369 382

49

289

194

0 0 0 0 0

100

200

300

400

500

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

GW

h añ

o

AÑO

ENERGIA TOTAL SUMINISTRADA BRASIL (COPEL)

VENTA TOTAL Br

58

IV. ESTUDIOS SOBRE LA INTERCONEXIOÍ N ELEÍ CTRICA REGIONAL

Esta sección consiste en la recopilación de estudios existentes sobre el tema de interconexión entre Chile y América del Sur, con el fin de que se conozca qué interconexiones han sido o están siendo estudiadas actualmente y cuáles serían las más beneficiosas para América del Sur.

INTEGRACIÓN ENERGÉTICA DEL CONO SUR A.

Este estudio, aunque antiguo, contempla técnica y monetariamente distintas interconexiones entre variados países desde Perú hacia el sur, incluyendo Brasil. La mayor importancia radica en los que resultaron factibles, y que a la fecha ya se construyeron, y los que fueron dejados en el camino. En estos últimos, la razón más común es decisiones políticas y falta de incentivos.

INTERCONEXIÓN ITAIPÚ-CORPUS-YACYRETÁ 1.

La región de mayor intercambio comercial y de mayor importancia económica y demográfica de los países del MERCOSUR, es la correspondiente a la Cuenca del Plata la cual, además de ser la única cuenca hidrográfica compartida por los cuatro países, se encuentra en el baricentro del mercado eléctrico regional (en un radio de 1000 km).

Una buena parte de los proyectos de aprovechamientos hidroeléctricos (en operación, construcción, en estado de factibilidad, o apenas identificados) de mayor envergadura de los ríos Paraná y Uruguay se localizan en regiones fronterizas. Cabe destacar que de los proyectos de este tipo, tres se encuentran operando: Itaipú, Salto Grande y Yacyretá (éste último continúa en construcción), mientras que los restantes, Garabí, Roncador, San Pedro y Compensación de Salto Grande –en el río Uruguay-, así como Corpus e Itatí-Itacorá –en el río Paraná- se encuentran en diversos estados de avance, desde inventariados hasta la etapa de proyecto básico.

Cabe recordar que, con los proyectos en operación, una vez concluida Yacyretá, se alcanzará el aprovechamiento del 66% de los 154,5 TWh/año que involucran los proyectos compartidos, en la Cuenca del Plata, construidos, en construcción y a construir, en un radio que no supera los 400 km.

Por otro lado, los datos indican que las cuencas del Paraná y del Uruguay son estacionalmente complementarias: el estiaje de una está desplazado con respecto a la otra. Por lo tanto, le concreción de proyectos de interconexión entre Centrales Hidroeléctricas de ambas cuencas implica grandes ventajas para la optimización de la oferta eléctrica de la región.

En resumen, la interconexión fuerte entre Centrales Hidroeléctricas y la consecuente interconexión de este “anillo hidroeléctrico” con los sistemas eléctricos nacionales implicarán no sólo el incremento de la seguridad de abastecimiento de los mercados eléctricos, sino también ahorros de inversiones y de costos (por la reducción del consumo intermedio de combustibles), cuyos beneficios asociados indicarán la conveniencia de encarar seriamente estudios que permitan analizar la factibilidad de su ejecución.

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Entre las posibilidades de estudiar estaría la realización de las líneas de extra alta tensión (por ejemplo, tres líneas de 500 kV de una capacidad de transporte de 1000 MW c/u) que interconecten las centrales de Itaipú, Corpus y Yacyretá en el sentido de conseguir los beneficios mencionados. El costo de una línea de interconexión con estas características se encontraría en el orden de US$150 millones a valores de abril de 1995 y tendría una extensión aproximada de 375 km.

INTERCONEXIÓN ARGENTINA-BRASIL 2.

a. ESTACIÓN CONVERSORA DE FRECUENCIAS EN GARABÍ

La construcción de la central hidroeléctrica Garabí será el primer paso de un proceso que permitirá conectar y complementar la operación de los sistemas eléctricos de Argentina y Brasil.

Como una manera de realizar esta unión, y dado que en ambos países la generación eléctrica se realiza a distintas frecuencias, 50 Hz en Argentina y 60 Hz en Brasil, se decidió instalar una estación conversora de frecuencias. La estación conversora de frecuencias permitirá a cada uno de los países, aprovechar ventajas derivadas de las características de sus sistemas de generación eléctrica.

Ene efecto, Brasil por tener un parque generador mayoritariamente hidroeléctrico (95%), dispone de excedentes de energía eléctrica (de vertimiento), que podrán ser absorbidos por Argentina a precios inferiores al medio, de manera de reducir sus costos operativos. Por su parte, la región Sud-Sudeste de Brasil, en épocas de baja hidraulicidad, podrá aprovechar la composición mixta (hidrotérmica) del parque generador de Argentina, a efectos de contar con una reserva de potencia y energía.

La estación conversora de frecuencias estará constituida, básicamente, por dos conjuntos de conversores estáticos “back to back” con su correspondiente sistema de control y las instalaciones de corriente alterna en 50/60 Hz para maniobras y filtros.

Constituirá una instalación independiente, localizada, en principio, junto a la estación transformadora de margen derecha y se vinculará en 500 kV al sistema argentino y en 230 kV al sistema brasileño. Los estudios realizados demostraron la conveniencia de instalar una conversora de 900 MW, escalonada en dos módulos de 450 MW cada uno. Estudios realizados posteriormente por los técnicos de ambos países, demostraron la conveniencia de instalar, en forma anticipada a la central hidroeléctrica Garabí, un módulo de la estación conversora de 450 MW, con operación reducida a 225 MW. Esta restricción de la operación busca atender, fundamentalmente, a las limitaciones de los sistemas de transmisión en ambos países.

El costo unitario de instalación de la estación conversora se estimó igual a US$250/kW, que hace un total de US$110,3 millones para cada módulo de 450 MW. El costo de instalación de un módulo de 450 MW funcionando a 225 MW se estimó igual a US$73,2 millones y sus gastos de operación y mantenimiento se tomaron iguales a US$600 mil por año.

De acuerdo a los estudios realizados por AEE S.E. y Eletrobrás, el proyecto de instalación de la estación conversora, anticipada la puesta en marcha de la central hidroeléctrica Garabí, presenta una tasa interna de retorno (TIR) del 21%. Se han contemplado inversiones en los sistemas de transmisión de

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los dos países del orden de US$6,3 millones. No se tuvo en cuenta, en esta evaluación económica, el costo de falla en dichos sistemas eléctricos.

INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ARGENTINA-CHILE 3.

La idea de realizar la interconexión eléctrica entre Argentina y Chila, surge por primera vez en 1967 en la Comisión de Integración Eléctrica Regional (CIER), y luego de incluyó en el temario de la Comisión de Integración Física con Chile de la Cancillería Argentina.

Posteriormente, el tema fue encauzado oficialmente por la Empresas AEE en Argentina y Chilectra en Chile, las que trabajando en conjunto elaboraron un proyecto de interconexión en 220 kV.

El proyecto realizado definió la construcción de una línea de un circuito simple, sin cable de guardia, debido a las condiciones de protección que brindan las altas cumbres a las descargas atmosféricas. La línea, de 275 km de longitud, tendrá como puntos terminales las estaciones transformadoras Gran Mendoza (Argentina) y Polpaico (Chile), y el paso a través de la Cordillera se haría por Las Cuevas Caracoles, por la infraestructura carretera internaciones de los valles de Aconcagua (Chile) y Río Mendoza (Argentina). El paso de la Cordillera, entre Las Cuevas y Caracoles, se resolvería por medio de un cable de la misma tensión, por lo cual se previó un canal adecuado en el nuevo túnel internacional.

En el año 1991, la Fundación de Investigaciones Latinoamericana (FIEL) a pedido dl Ministerio de Relaciones Exteriores y Culto de la República Argentina, realizó una evaluación técnico-económica preliminar del proyecto. El costo de la línea se estimó en US$41 millones a precios de diciembre de 1991. Este valor incluye la línea aérea, cable subterráneo para cruzar el túnel y las modificaciones a las estaciones transformadoras terminales. Es de destacar que el cable tendrá una longitud del orden de 10 km y la línea aérea del lado chileno, tendrá una longitud de 65 km, completándose con 170 km del lado argentino.

Los estudios indicaron que la tensión de 220 kV elegida permite un intercambio máximo de 200 MW. La existencia de la interconexión permitirá un ahorro conjunto del orden de los 10 a 12 millones de US$ por año. La evaluación económica realizada muestra que el proyecto tendría una rentabilidad del orden del 20% anual, utilizando moneda constante. Incluyendo en la evaluación el costo de falla del mercado chileno (US$750/MWh), la rentabilidad se aproxima al 100% anual.

INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA BRASIL-URUGUAY 4.

En junio de 1993, los gobiernos de Brasil y Uruguay firmaron acuerdos, que representaron los contactos iniciales, cuyo objetivo final era el de desarrollar en forma conjunta proyectos de interconexión eléctrica de mediano y gran porte, para obtener el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos de ambos países.

Dado que Brasil utiliza en su sistema eléctrico 60 Hz mientras que la frecuencia en Uruguay es de 50 Hz, para materializar la interconexión, es imperativo el uso de una estación conversora de

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frecuencias. En este sentido, se han realizado una serie de estudios a efectos de identificar soluciones técnicas que permitan el intercambio de grandes cantidades de energía eléctrica entre los dos países.

El presente, los proyectos de interconexión que cuentan con un mayor nivel de avance en los estudios son: (i) Interconexión en 500 kV entre C.T. Candiota (Brasil) – San Carlos (Uruguay); y (ii) Interconexión Livramento (Brasil) – Rivera (Uruguay). Se describen a continuación los aspectos más salientes de ambos proyectos.

El proyecto de interconexión en 500 kV C.T. Candiota-San Carlos es el resultado de un estudio de viabilidad técnico, económico y legal de varias alternativas de interconexión en extra alta tensión que permitieran el intercambio de grandes bloques de energía. Esta interconexión, cuyo estudio fue realizado con aporte económico del gobierno de Italia, tiene varios beneficios, entre lo que se puede mencionar: ahorro en inversión por diferimiento de obras por mejor aprovechamiento de las diferencias hidrológicas y de las demandas, en ambos países, resultando un menor requerimiento de reserva; reducción de costos operativos de los dos sistemas, por tener la posibilidad de intercambiar energía económica; y mejora en la confiabilidad del servicio por la posibilidad de apoyos mutuos ante emergencias. Una ventaja adicional de este proyecto, es la existencia de una fuerte interconexión entre Argentina y Uruguay a través del Aprovechamiento Hidroeléctrico Salto Grande. De esta manera, es posible extender los beneficios de esta interconexión a Argentina, pudiendo lograrse así una efectiva integración eléctrica entre los tres países. Los estudios realizados, demostraron la factibilidad técnica y económica de una vinculación entre los sistemas brasileño y uruguayo por medio de una estación conversora de frecuencias del orden de los 300 MW de potencia, complementada con una línea en 500 kV, de 400 km de longitud entre C.T. Candiota la ciudad de San Carlos. El costo total de las instalaciones necesarias para la interconexión se ha estimado en US$142 millones, de los cuales US$55,6 millones corresponden a la Estación Conversora y el resto al Sistema de Transmisión.

La interconexión en 150 kV entre Livramento y Rivera fue uno de los puntos identificados como de mutuo interés para materializar una interconexión eléctrica. La modelización energética en que se basó el análisis tuvo en cuenta las aleatoriedades específicas de cada sistema. Es así que, ene general, cabe caracterizar una interconexión exportadora de Uruguay en el período diciembre-marzo, cuando la carga de este sistema está fuera del máximo, mientras que del lado brasileño se tiene un alto consumo por el bombeo asociado a los cultivos de arroz de la zona. Complementariamente, en el período abril-noviembre, es esperable una condición exportadora de Brasil, que en esta época tiene capacidad de transmisión remanente, mientras que Uruguay registra sus máximos de demanda de energía eléctrica. Los estudio realizados determinaron que el nivel óptimo de la estación conversora se situaba en el orden de los 70 MW de potencia valor que finalmente fue adoptado. Se ha estimado que el costo instalación de esta estación conversora es del orden de US$33 millones, valor que incluye el equipamiento conexo (secciones de interconexión, líneas de alta tensión, compensación de reactivo), a precios de diciembre de 1993. La evaluación económica presenta indicadores favorables y elevados: desde el punto de viste de Brasil, presenta un Valor Presente Neto (VPN) de US$35 millones, con una Tasa Interna de Retorno Económico (TIRE) del 35%. Desde la óptica de Uruguay, los resultados muestran un VPN de US$23 millones y una TIRE del 30%. En ambos casos, a precios de frontera, de diciembre de 1993. A precios de mercado sin impuestos, los resultados muestran un VPN de US$22,4 millones y una

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TIRA del 28,6%, según la óptica de Uruguay. El estudio determinó que la fecha óptima de entrada en servicio de la estación conversora sería el año 1998.

INTERCONEXIÓN SANTO TOMÉ, ARGENTINA – SÃO BORJA, BRASIL 5.

Esta vinculación consistía en la instalación de una estación conversora de frecuencias 50/60 Hz en la ciudad de Santo Tomé, la que se vincularía en 138 kV a la ciudad de São Borja.

Esta interconexión, de carácter local, permitiría el intercambio de energía entre las dos ciudades mencionadas y sus áreas de influencia, pensándose vincularlas mediante una línea de 132 kV con la ciudad de Posadas, Argentina, distante 170 km, que concentra mayor parte del mercado provincial abastecido por el servicio público de electricidad.

El costo total de la obras de interconexión, que debía realizar Argentina, se estimó en US$20,7 millones a precios de 1982. Los resultados de la evaluación económica del proyecto, mostraban un VPN de US$62,2 millones y una relación Beneficio/Costo igual a 1,23 para una tasa de descuento del 10%. La TIRE del proyecto era del 20,37%.

Esta obra era similar y complementaria a la estación conversora de frecuencias que Brasil instaló en la Ciudad de Uruguayana, que se vincula a Paso de los Libres, Argentina, con una línea de 132 kV, instalaciones que se inauguraron recientemente.

La Argentina gestionó ante el BID los fondos necesarios para la construcción de la Interconexión Santo Tomé – São Borja en 1983. Por diversas razones, derivadas de la situación interna del país, no se concretó la construcción de esta interconexión. En la actualidad, se encuentra en ejecución un análisis para definir las características técnicas de una vinculación eléctrica entre los sistemas argentino y brasileño, estimándose que la efectiva realización de la interconexión Santo Tomé – São Borja estará sujeta a los resultados de estos estudios.

INTERCONEXIÓN MUNDO NOVO, BRASIL – SALTO DE GUAYRÁ, PARAGUAY 6.

Entre los proyectos detectados para vincular eléctricamente a los países de la subregión, se encuentra la interconexión que tendría como sus extremos a Mundo Novo y Salto de Guayrá. Esta unión, de carácter local, se proyecta realizarla en 34,5 kV.

INTERCONEXIÓN BRASIL-PERÚ (ABASTECIMIENTO DE ACRE-RONDONIA) 7.

Este proyecto contempla la posibilidad de Brasil de adquirir energía eléctrica desde Perú para abastecer el sistema Acre-Rondonia, siendo esta manera una forma de compra indirecta de gas natural.

En este caso, se utilizaría el gas del Yacimiento de Camisea, ubicado en la Provincia de La Convención, Departamento de Cuzco. Las actividades exploratorias de este yacimiento fueron realizadas por las empresas Shell y Mobil, bajo la forma de un contrato de riesgo con PERUPETRO S.A. y permitieron detectar una importante cantidad de gas y condensados.

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El desarrollo de este proyecto ha sido conferido a la actividad privada, que busca tanto el abastecimiento del mercado interno, como la penetración en el mercado brasileño, mediante la instalación de una central termoeléctrica de 200 MW en la región de Quillamba, utilizando como combustible el gas de Camisea.

La mitad de la potencia de dicha central estaría disponible para alimentar el sistema Acre-Rondonia a través de una línea de 230 kV y una longitud aproximada de 890 km, hasta Río Branco.

INTERCONEXIÓN ARICA, CHILE – TACNA, PERÚ 8.

Entre los proyectos que se encuentran en análisis para vincular energéticamente a los países de la subregión, está la propuesta de vincular eléctricamente Chile y Perú. Este proyecto de interconexión consiste en tender una línea de 138 kV y una longitud del orden de los 55 km, entre las ciudades de Arica y Tacna.

INTERCONEXIONES NO REALIZADAS 9.

De los estudios anteriores, los siguientes son lo que en la actualidad no se han realizado.

• Arica-Tacna • Brasil-Perú • Mundo Novo-Salto de Guayrá • Santo Tomé-São Borja • Gran Mendoza-Polpaico

PROYECTO CIER 15 (COMISIÓN DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA REGIONAL) B.

DESCRIPCIÓN 1.

Este proyecto fue realizado con el objetivo de mostrar que es posible plantear esquemas de interconexión eléctrica que respeten las políticas internas de cada país y que permitan al consumidor final maximizar sus beneficios. Así como el realizar un análisis técnico comercial, regulatorio y operativo sobre la viabilidad de transacciones de electricidad entre las regiones de América Central, Andina y MERCOSUR, así como su factibilidad de integración entre ellas.

Por la extensión de este proyecto, el mismo se dividió en dos fases. En la Fase I, se realizó un análisis crítico de las interconexiones existentes, análisis de la evolución regulatoria e institucional de los Mercados Eléctricos y de Gas de cada región y un planteo de escenarios que se deben formular para el desarrollo de la siguiente fase. En la Fase II se realizó un estudio energético de la demanda y suministro de las regiones con un horizonte de 10 años con el fin de determinar beneficios y oportunidades para diferentes escenarios regulatorios. Además se evaluaron los beneficios y costos de las interconexiones. Se analizaron esquemas regulatorios aplicables en estas regiones para una interconexión exitosa, se realizó un análisis de riesgos de la integración, entre otros.

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En la Fase I del proyecto se enumeraron los beneficios de interconexiones eléctricas, entre estos beneficios se encuentran:

• Uso óptimo de recursos energéticos por región. • Uso óptimo de infraestructura eléctrica. • Permite postergar inversiones en generación. • Permite la diversificación de la matriz energética de cada país. • Permiten utilizar excedentes de energía. • Aprovechan diferencias de husos horarios. • Aprovechan diferencias entre los climas en las regiones y las costumbres para optimizar

los recursos disponibles • Se aprovecha de manera compartida la generación de electricidad. • Disminuyen los precios de electricidad. • Aumentan las posibilidades de evitar colapsos con el respaldo entre países. • Mejoran la calidad y confiabilidad del suministro • Proveen un mercado más amplio y por lo tanto mayor competencia en generación.

La integración se puede realizar de distintas maneras, con variaciones en los físico, lo regulatorio y lo comercial. Por ejemplo, en la Comunidad Andina la integración energética está pensada por etapas, para que los países tomen confianza con la integración hasta llegar a una integración regional con armonización de la normativa regulatoria, operativa, administrativa y financiera. Mientras que en el MERCOSUR el proceso se realizó a partir de un esquema de contratos, este modelo no ha funcionado debido a los problemas macroeconómicos que afectaron a la región. Y en el MER, se tiene avances, que son lentos, pero que permiten esquemas regulatorios sólidos e institucionales.

Se analizaron las interconexiones existentes en estas regiones y se determinó que tiene más beneficios como el aumento de estabilidad de los sistemas eléctricos de potencia, mayor regulación de frecuencia, reducción de pérdidas de electricidad especialmente en las fronteras de los países, menores reservas operativas en cada sistema eléctrico, entre otros. Sin embargo, al no existir la plena integración no se pueden obtener los máximos beneficios como la optimización de recursos como un conjunto único, adopción de soluciones de largo plazo en forma conjunta y coordinada; ni la volatilidad de los precios.

ANÁLISIS DE LAS EXPERIENCIAS DE INTEGRACIÓN REGIONAL 2.

Las experiencias de integración energética en la Comunidad Andina, el MERCOSUR y el MER muestran procesos de integración que han ido incrementando y consolidando, lo cual muestra que son exitosos y traen beneficios. Sin embargo, en otros estudios realizados por la CIER se mostraron las debilidades de estas integraciones, como lo fue la falta de institucionalidad del MERCOSUR en las crisis de Argentina y Brasil, al igual que regulación eficiente en la Comunidad Andina de Naciones.

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Se ha evaluado la exportación de gas licuado de Bolivia a los Estados Unidos, a través de Chile, sin embargo por los problemas geopolíticos por la pérdida de la salida al mar de Bolivia, como resultado del conflicto armado, no se ha realizado.

Después de analizar estas interconexiones se determinó que los problemas que pueden propiciar crisis en los mismos son: Conflictos de contratos a largo plazo (entre empresas privadas), inestabilidad político/económica, incremento significativo de los precios del petróleo. Es por esto que estos aspectos deben ser determinantes al desarrollar nuevas interconexiones.

ANÁLISIS DE ECONÓMICO DE LOS PROYECTOS DE INTERCONEXIÓN 3.

En la Fase II del Proyecto CIER 15 se tomaron tres regiones distintas para su análisis, estando Chile en la región MERCOSUR, junto con Argentina, Brasil, Uruguay y Paraguay.

La referencia en los análisis se tomó basándose en los costos operativos, confiabilidad de suministro y emisiones de CO2. Se analizaron diversos proyectos de integración, sin embargo en este documento se dará a conocer los resultados de las interconexiones en las que participa Chile, las cuales son Chile-Bolivia y Paraguay-Argentina-Chile.

Los resultados del análisis económico de los proyectos de interconexión mencionado se muestran en la Tabla 18. Estos resultados fueron obtenidos del Informe Final del Proyecto CIER 15 Fase II.

Tabla 18: Análisis Económico de los Proyectos de Interconexión

Proyecto Ben. Oper+C. (MUS$/Año)

Ben. Emis (Mton

CO2/año)

Costo (MUS$/año)

IBC (p.u) ICB+Amb

(p.u)

BO-CH 66 0.64 2.7 24.4 29.2 PY-AR-CH 208 1.5 70 3 3.4

En donde:

• Ben. Oper + C: Beneficio económico debido a la mejora de confiabilidad de suministro. El cual fue obtenido multiplicando la reducción de la energía no suministrada por el costo unitario de interrupción de suministro.

• Ben. Emis: Beneficio económico debido a la reducción de emisiones. El cual fue obtenido multiplicando estas emisiones multiplicado por el costo unitario tomado como 20US$/ton CO2.

• IBC: Razón entre beneficio operativo - confiabilidad y el costo. • ICB + Amb: Agrega el beneficio de emiciones de CO2.

Se tiene que si el Índice Beneficio Costo (IBC) es mayor a uno, el proyecto es económicamente atractivo. Como se observa estos dos proyectos lo son, y permite observar que hay oportunidades para la interconexión eléctrica regional.

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ASPECTOS COMERCIALES, INSTITUCIONALES Y REGULATORIOS 4.

En el análisis realizado en el Proyecto CIER 15, Fase II, se determinó que a partir del análisis de los proyectos de interconexión se pueden extraer algunos principios como lo son:

• Autonomía de cada país: No se requiere un esquema regulatorio único, sin embargo si se necesitan reglas claras en el manejo de seguridad operativa y en los precios.

• Respaldo Institucional: Se deben de firmar Tratados entre los países, para realizar las interconexiones.

• Seguridad Operativa: Cada país debe de decidir de manera autónoma sus criterios de seguridad operativa, siempre priorizando el suministro local, pero respetando los contratos firmes de exportación.

• Formación de precios: Cada país debe ofertar las cantidades que desea importar y exportar, al igual que los precios a los cuales lo desea realizar.

• Repartición de beneficios: Se debe de realizar análisis sin exportación y análisis con exportación del costo marginal a corto plazo, con el fin de encontrar la cantidad óptima de energía a exportar que beneficie a los consumidores locales y a los países a los cuales se está exportando energía.

• Riesgo de retraso en la construcción: El contrato debe hacerse por licitación, y se debe de cobrar multas en caso de retrasos.

• Seguridad financiera: Se deben depositar garantías financieras por parte de los agentes.

RESULTADOS DE LA FASE II 5.

El proyecto CIER 15 realizó un análisis de la capacidad instalada y demandada, potencial de generación y energías renovables similar al realizado en este documento. Basándose en esto se concluyó lo siguiente:

• Los países están expandiendo su capacidad mayoritariamente basándose en la hidroelectricidad, sin embargo hay dificultades ambientales para el licenciamiento de estas hidroeléctricas en algunos países.

• El GNL se está utilizando como una alternativa a la construcción de gasoductos. • Las fuentes renovables deberán ser importantes en un futuro, hoy en día tienen precio

más alto, sin embargo si se invierte en ellas este podría bajar. • Para interconexión hay tres tipos de interconexiones con potencial:

o Exportación de energía o Plantas binacionales (Similar a Itaipú) o Optimización de recursos complementarios en los países.

• Hay recursos abundantes en carbón, sin embargo en un futuro estos podrían crear problemas ambientales.

• Las plantas nucleares podrían tener un papel importante en el futuro, sin embargo los factores geopolíticos podrían afectar el desarrollo de las mismas.

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Además el estudio se basó en escenarios de referencia donde se analizan distintas hidrologías, la evolución de los costos marginales, confiabilidad de suministro, costos operativos y emisiones de CO2. A continuación se muestra los resultados del análisis de interconexión de los proyectos Interconexión Bolivia-Chile, “swap” de energía Paraguay-Argentina-Chile y el “Wheeling” de energía de Chile por Argentina.

El “swap” de energía consiste en que Paraguay inyecte energía extra a Argentina, y que Argentina envíe esta misma cantidad de energía a Chile. El “Wheeling” de energía consiste en el envío de energía chilena por medio de las líneas de transmisión argentinas, con el propósito de interconectar el SIC y el SING de una manera más sencilla que realizando una interconexión física que atraviese gran parte de Chile.

a. INTERCAMBIO DE ENERGÍA PARAGUAY – ARGENTINA – CHILE

Este análisis se realizó por parte de la CIER, con el propósito de enviar energía hidroeléctrica desde Paraguay hasta el SING de Chile, donde hay predominancia termoeléctrica. Debido a que Paraguay y Chile no tienen fronteras, la solución que se propuso fue que Paraguay aumente su inyección para Argentina en 200 MW, por medio de la planta binacional Yacyretá, y que Argentina envíe estos mismos 200 MW para Chile. En la Figura 5 se muestra la configuración propuesta para realizar este intercambio de energía entre Paraguay y Chile.

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

Se realizó la simulación correspondiente de este escenario de interconexión y lo que se obtuvo fue un beneficio sustancial en los costos operativos del SING. En la Gráfica 32 se muestra los resultados de este beneficio, asumiendo que el intercambio de energía inicie en el año 2011.

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

Como se observa, se tiene que en promedio el beneficio de este intercambio de energía es de MUS$ 141 anual. Además también se analizó el costo operativo argentino, el cual, por la inyección de 200 MW en Yacyretá y la retirada de 200 MW en Salta, también se ha visto beneficiado. Esto ya que esto ayuda a reducir la congestión del sistema Argentino y evita el accionamiento de equipos no económicos. En la Gráfica 33 se muestra la reducción del costo operativo en Argentina. Se observa que esta es en promedio de MUS$ 67.

Gráfica 33: Reducción del costo operativo en Argentina

Basándose en estas simulaciones y estos resultados se obtuvo en el estudio de la CIER que el beneficio operativo sería de MUS$ 208. Además también se analizó la reducción de emisiones de CO2. Se observa que estas disminuyen debido a que el SING basa su generación en plantas termoeléctricas, las cuales utilizan carbón y otros combustibles fósiles, lo cual se vería remplazado por energía mas limpia. La reducción de emisiones de CO2 fue de 1.5 millones de toneladas anuales. Se tomó un precio de US$ 20 por tonelada de CO2, lo que permite calcular el beneficio ambiental anual el cual sería de MUS$ 30.

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En la Gráfica 34 se muestra la evolución de la reducción de emisiones para los años simulados por la CIER.

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

Con respecto al IBC, se observa que no se requieren inversiones en nueva capacidad de transporte de energía, por lo que el IBC a primera vista sería infinito. Sin embargo, se debe tomar en cuenta el costo de oportunidad para los 200 MW inyectados. Este se analizó por diversos consultores y en el estudio de la CIER se utilizó US$/MWh 40, el cual es el costo marginal a corto plazo de Paraguay en promedio. Entonces una inyección de 200 MW tendría un costo de MUS$ 70.

Por lo tanto el IBC es de 208/70=3.0, y si se incluye en el cálculo el valor de la reducción de emisiones de CO2 este aumenta a 238/70=3.4. Por lo que el proyecto es económicamente rentable. El beneficio en Paraguay se obtendría mediante las negociaciones de las condiciones económicas con Chile. Este proyecto de interconexión es, dejando fuera lo económicamente rentable, muy atractivo ya que utiliza óptimamente y de forma innovadora la infraestructura existente.

b. INTERCONEXIÓN BOLIVIA-CHILE

Se propuso esta interconexión debido a que una central geotérmica en Laguna Colorada, Bolivia, se encuentra en planeación. Esta planta estaría a solo 150 Km. De la barra Radomiro Tomic, en el sistema SING. El análisis se realizó para una línea de transmisión de 230 kV, una capacidad de 180 MW y un costo total de MUS$ 30.5. Además Laguna Colorada se interconectaría con el sistema boliviano a través de una línea de transmisión de 230 kV que pasaría por San Cristóbal y Punutuma. En la Figura 6 se muestra esquemáticamente cómo se realizaría la interconexión entre Bolivia-Chile.

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Figura 6: Esquema de Interconexión Bolivia-Chile

Para el análisis realizado por la CIER en este proyecto se utilizó los precios internacionales de combustible para representar los costos de exportación de Bolivia, mientras que Chile ya utiliza estos precios. La CIER realizó la simulación de los costos marginales a corto plazo del SING, sin interconexión, en la Gráfica 35 se muestran los resultados.

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

También se analizó el costo operativo de las plantas termoeléctricas de Bolivia, se supuso un costo internacional del gas natural de 5 US$/MMBTU, el costo operativo estaría alrededor de US$/MWh 50. Como consecuencia se tiene que el flujo es constante hacia Chile.

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Se asumió que la interconexión se activaría en el año 2015. A continuación se muestran la reducción en los costos operativos para el SING Chileno en los años siguientes a la interconexión:

Gráfica 36: Reducción de los costos operativos SING

También se estimó el costo anual para Bolivia, el cual sería de MUS$ 80.0 Por lo tanto el beneficio operativo neto sería de MUS$ 66.0

En cuanto a las emisiones de CO2, estas se reducirían en promedio en 640 mil toneladas. Se supuso un precio por tonelada de US$20 por lo que el beneficio sería de MUS$ 12.8 anualmente. En la Gráfica 37 se muestra el resultado del análisis de CO2.

Gráfica 37: Reducción de CO2

Con respecto al IBC de este proyecto, se tiene que el costo de inversión para esta línea de transmisión es de MUS$ 30.5, con una anualidad correspondiente de MUS$ 2.7, lo cual es sustancialmente inferior al beneficio operativo de MUS$ 66. Por lo tanto el IBC resultante es de 24.4, y si se le suma la reducción de emisiones de CO2 este aumenta al 29.2. Por lo tanto es económicamente rentable.

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En el estudio del Proyecto CIER 15, Fase II, se realizó también un análisis de sensibilidad para esta interconexión, debido a que podría darse el caso de que se diera también el intercambio de energía entre Paraguay-Argentina-Chile, lo que afectaría a esta interconexión pues al SING estarían entrando 200MW extras. En la Gráfica 38 se muestra la reducción del costo operativo del SING, tomando en cuenta estas dos interconexiones.

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

Como se puede observar, la reducción anual promedio del costo operativo en el SING es de MUS$ 110, lo cual es 25% menor a lo obtenido si no se da la transferencia de energía entre Paraguay-Argentina-Chile. Se tomó el mismo costo operativo de Bolivia (MUS$ 80), por lo que el beneficio neto sería de MUS$ 30. Lo que daría un nuevo IBC de 11.1.

Además la reducción de emisiones de CO2 también cambiaría, la cual en promedio sería una reducción de 800 mil toneladas. En la Gráfica 39 se muestra esta reducción de emisiones, obtenida por medio de simulación. Esto permite obtener un nuevo IBC de 17.

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

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Por lo tanto este proyecto es muy atractivo. Ya sea sin la transferencia de energía entre Paraguay-Argentina-Chile, como con esta transferencia. Esto hace que el IBC varía de 29.2 a 17, por lo que es muy atractivo el proyecto desde el punto de vista de rentabilidad económica.

c. INTERCONEXIÓN SIC-SING POR MEDIO DE ARGENTINA

En el Proyecto CIER 15 se realizó este estudio debido a que en el Sur de Chile se tiene un alto potencial hidroeléctrico, y debido a la topografía del país una interconexión entre el SING y el SIC sería de precio alto y además esto tendría dificultades ambientales. La solución propuesta consiste en la construcción de una línea de transmisión desde el sur de Chile hasta la región Sur de Argentina, en la barra Santa Cruz del Norte (500 kV), y después construir una línea de transmisión entre Mendoza y Santiago.

Este proyecto fue evaluado de acuerdo a la simulación del sistema Chileno con la interconexión SIC-SING y comparado con la simulación y evaluación de la interconexión de estos sistemas a través de Argentina como se comentó anteriormente. Para este último escenario se limitó los flujos a ir siempre en una dirección, lo que hace que no haya inyección neta de energía en Argentina. Además en la simulación influyó el cálculo de la diferencia de costos operativos en Argentina, los cuales serían absorbidos por Chile. En la Figura 7 se muestra un esquemático de esta interconexión propuesta en el estudio CIER 15.

Figura 7: Interconexión SIC-SING a través de Argentina

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Sin embargo los resultados de este estudio fueron negativos. Ya que las restricciones de transmisión en el sistema argentino no permiten desarrollar el potencial hidroeléctrico del Sur de Chile y enviar la energía al SIC. Esto se puede observar en la Gráfica 40. Es notable que este potencial hidroeléctrico pudiera desarrollarse mucho más si se interconectan los sistemas directamente por líneas de transmisión bien dimensionadas.

Gráfica 40: Generación Hidroeléctrica en el SING

Para solucionar esta problemática, en el estudio CIER 15 se proponen dos soluciones. La primera consiste en reforzar los circuitos del Sistema Interconectado de Argentina (SADI) para permitir la transferencia de la potencia de las hidroeléctricas del sistema chileno.

Otra solución propuesta consiste en la construcción de una línea exclusiva para la conexión del SIC y el SING pero que esta línea se encuentre en Argentina. La distancia de esta línea sería de aproximadamente 2000 Km, y las simulaciones indicaron que lo más atractivo es la construcción de una línea en corriente continua. En la Gráfica 41 se muestra la propuesta para la realización de esta línea de transmisión.

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

Sin embargo, en el estudio CIER 15 el análisis de estas posibilidades no se realizó, debido a que se requerirían estudios adicionales, tanto para el refuerzo del SADI como para una conexión exclusiva. Y estos estudios se encontraban fuera del análisis del estudio CIER 15, Fase II.

ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD TÉCNICO ECONÓMICA DE INTERCONEXIÓN ENTRE BOLIVIA, C.COLOMBIA, CHILE, ECUADOR Y PERÚ

DESCRIPCIÓN 1.

Este estudio fue encargado por parte del PNUD y fue desarrollado por las siguientes empresas:

• Asociación de Estudios Energéticos LTDA. De Colombia • COSANAC, S.A. De Perú • KAS Ingeniería, S.A. De Chile

El análisis se basó en la simulación de distintos escenarios de interconexión energética. En la Tabla 19 se muestra los escenarios que fueron utilizados para la simulación y la fecha de puesta en servicio de la interconexión propuesta en el estudio.

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

Escenario Co-Ec Ec-Pe Pe-Ch Bo-Ch Escenario Base 2010 Escenario 1 2014 2015 Escenario 2 2014 2015 2016 Escenario 3 2014 2015 2016 2017

Las interconexiones propuestas en el estudio se muestran en la Figura 8:

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Figura 8: Interconexiones propuestas en el estudio para el PNUD

Los escenarios de interconexión analizados analizan el efecto de las interconexiones entre Bolivia, Colombia, Perú, Ecuador y Chile. Siendo el escenario base la situación actual de interconexión entre estos países, el Escenario 1 analiza el efecto de la interconexión Colombia-Ecuador y Ecuador-Perú, el Escenario 2 analiza el efecto de las interconexiones anteriores y agrega la interconexión Perú-Chile, y por último el Escenario 3 analiza las interconexiones anteriores y agrega Bolivia-Chile.

ANÁLISIS REALIZADOS 2.

Para cada escenario se realizó el impacto en diversas áreas entre las cuales están:

• Análisis de oferta y demanda: Para la demanda se tomó el margen operacional de generación, y para la oferta los retiros de energía a costo marginal. Con esto se analizó el efecto económico en la demanda y la oferta.

• Análisis social: Se analizó los costos de operación y falla de los Sistemas Eléctricos, los costos fijos y los costos variables; tanto como para interconexiones internacionales como para ampliaciones locales que permitan la interconexión.

• Análisis ambiental: Se analizó el cambio en toneladas de CO2 emitidas y el efecto económico que esto tiene.

• Análisis técnico-económico: Se realizó cumpliendo los parámetros generales y analizando contingencias, y permitió observar el efecto en la seguridad del Sistema Eléctrico.

• El análisis social y ambiental permiten observar el efecto económico total de la interconexión.

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RESULTADOS 3.

A continuación se muestran los resultados del estudio realizado para el PNUD. En las figuras: los costos marginales para cada escenario. En la Gráfica 42, Gráfica 43, Gráfica 44 y Gráfica 45 se muestra la evolución de los costos marginales para el Escenario base, Escenario 1, Escenario 2 y Escenario 3, respectivamente.

Gráfica 42: Costos Marginales Escenario Base

Gráfica 43: Costos Marginales Escenario 1

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Como se observa, en todos los escenarios de interconexión se tiene un decremento en los costos marginales de la energía. Esto quiere decir que beneficiarían a los países involucrados. Como es de notar para Chile le afectan únicamente la interconexión con Perú y con Bolivia, beneficiando mucho más la interconexión con Perú. En el estudio se analiza la interconexión sin limitaciones de transmisión, sin embargo en este documento se mostrarán solamente los resultados con las limitantes actuales que podría tener la construcción de las líneas de transmisión y las líneas ya existentes. Otro resultado que se muestra en el estudio para el PNUD es el Margen Operacional de las Generadoras por país, en este documento se muestra en la Gráfica 46.

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Gráfica 46: Margen Operacional Generadores por País

Se analizaron también los costos de operación y falla de los sistemas eléctricos por país. Estos se muestran en la Gráfica 47.

Gráfica 47: Costos de operación y falla por País

Como se puede observar el mayor beneficiado de las interconexiones es Chile. Disminuyendo en gran cantidad sus costos de operación y falla, esto debido su matriz energética. La cual cambiaría al interconectarse con estos países.En el estudio realizado para el PNUD se realizó el cálculo de los beneficios totales de las interconexiones y los beneficios ambientales. Estos se calcularon del a siguiente manera:

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A partir de estos cálculos se obtuvo los resultados mostrados en la Tabla 12.

Tabla 20: Beneficios Totales por Escenario (MUS$)

Ítem Base Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Margen Operacional Oferta

- -185 2537 2919

Beneficios Demanda - 500 -1,296 -1,408 Rentas de congestión

- -140 784 888

Beneficios Ambientales

- 61 884 1,073

-(Costos variables y de operación y mantenimiento)

- -240 -405 -459

Valor residual de la transmisión

- 170 328 387

Beneficio Total - -166 2,832 3,400

Son notables los beneficios que generan las interconexiones con Chile (Escenarios 2 y 3) a comparación de que si Chile no se interconecta con el resto de los países. Esto sugiere que los proyectos de interconexión son viables y que deberían de realizarse. Por último en la Gráfica 48 se muestra un resumen de los beneficios totales sociales y ambientales para cada escenario.

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Gráfica 48: Beneficios Sociales y Ambientales para cada Escenario

Basándose en las simulaciones del estudio para el PNUD, se observa que las interconexiones traerían grandes beneficios económicos, sociales y ambientales para Chile y para toda la región en cuestión. Para los consumidores se tendrían grandes beneficios a diferencia de los bajos beneficios para los generadores en Chile. Además esto permitiría tener una mayor seguridad en los Sistemas Eléctricos Nacionales.

POSIBILIDAD DE INTERCONEXIÓN A TRAVÉS DE LÍNEA NOA-NEA D.

La red NOA-NEA (acrónimo de Noroeste Argentino y Noreste Argentino) es la línea de transmisión de mayor extensión en Argentina, con unos 1200 km de longitud. Esta obra fue comenzada en septiembre de 2008 y su última etapa fue finalizada en julio de 2011. Su principal característica es que termina de unir completamente el SADI, interconectando 6 provincias al norte del país, que son: Jujuy, Salta, Tucumán, Santiago del Estero, Chaco y Formosa. Pero además, deja abierta la posibilidad de integración eléctrica entre Chile, Argentina, Brasil e incluso Paraguay. Dicha línea, además de interconectar las provincias mencionadas, refuerza y facilita el intercambio de energía entre Argentina y Brasil. Por otro lado, Chile y Argentina ya cuentan con una interconexión en el norte, entre Salta y la región de Antofagasta, pero que por divergencia técnica (funciona en 345 kV), de momento sólo le es útil a Argentina. Con esta nueva línea de alta tensión (500 kV) se vuelve mucho más rentable el intercambio de energía entre Chile y Argentina, o Brasil, incluso considerando los costos de inversión de volver operativa la estación dentro de los parámetros técnicos chilenos (345 a 110-220-500 kV).

En la misma tendencia, también es posible considerar el estudio de puntos que de Argentina se acercan considerablemente a la frontera, pero que además son de alta tensión (sobre 200 kV): La Serena/Coquimbo – La Rioja, Salamanca – San Juan, Santiago – Mendoza, San Fernando – San Rafael, Osorno – Alicurá, Chaitén – Futaleufú.

De los anteriores, la interconexión Santiago – Mendoza ya está en estudio, pues es sumamente cercana, y ambos son puntos muy fuertes de las respectivas redes. Desafortunadamente, aún no hay conclusiones al respecto.

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V. CONCLUSIONES

La integración energética de una región no es un tema nuevo. Muchos países, y comunidades completas, ya han optado por este camino al reconocer los muchos beneficios que esto acarrea. Algunos sistemas interconectados, como el europeo, existen de hace varios años. Como se mostró, incluso América Central ya concretó su proyecto de un sistema eléctrico global. Pero Sudamérica sigue quedándose atrás en este aspecto. Si bien, ya hay interconexiones entre naciones, todavía no llega al punto de formar un macro mercado regional. Por supuesto, existen iniciativas que promueven la idea de integración, también desde hace tiempo, pero a fin de cuentas, sólo algunos proyectos han visto su ejecución. A lo largo de esta historia, el principal obstáculo ha sido las diferencias y experiencias políticas de cada país, nublando decisiones objetivas.

Ahora bien, ¿es efectivamente beneficiosa la interconexión eléctrica a nivel sudamericano? Como también se planteó al comienzo del documento, el principal motor de la idea de la integración energética es la crisis en este ámbito que se vive a nivel mundial. Claramente esta dificultad es conocida por todos desde hace tiempo. O al menos sospechada. Pero no fue sino hasta hace unos años que se volvió evidente, donde emisiones de gas, conflictos por el petróleo, escases de gas, o incluso falta de agua, entre muchos otros problemas, volvieron la situación crítica para muchos países a lo ancho de todo el globo, afectando fuertemente las respectivas economías. Esto también alertó y despertó a grupos ambientalistas, que hasta el día de hoy luchan por mejorar el uso de la energía y los distintos recursos.

América del Sur, no exenta de esta realidad –problemas de gas, precio de combustibles –, también se vio obligada a reconsiderar su situación, y por primera vez hacer a un lado sus diferencias, con el fin de buscar una solución real y efectiva. En este contexto, la integración energética es, por excelencia, la alternativa más rentable. Los beneficios de dicha alternativa son integrales, abarcando la economía, el medio ambiente y la sociedad. Tal como lo ejemplifica la experiencia del SIEPAC, tales provechos pueden ser:

• Calidad y confiabilidad en el suministro eléctrico. • Plantas Generadoras de gran tamaño. • Menores Costos Unitarios para las inversiones. • Permite la Planificación Regional. • Posibilita un mercado regional competitivo. • Cataliza otras interconexiones extra-regionales. • Disminuye precios de energía • Beneficia social y económicamente a los ciudadanos de cada país. • Fomenta el respeto y protección al medio ambiente. • Permite intercambios de excedentes. • Facilita apoyo en caso de emergencias. • Mayor oferta de trabajo. • Fomenta el diálogo y trabajo conjunto entre gobiernos.

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En el caso específico de Chile, los beneficios son aún mayores. Como es sabido, la red del país actualmente está compuesta por cuatro sistemas, donde el SIC y el SING son los más influyentes, y a su vez, el SIC aún mayor que el SING. A nivel local, Chile ha evaluado en incontables ocasiones y escenarios la posibilidad de interconectar dichos sistemas, o al menos los dos mayores. Estos casos, eso sí, no contemplan la interconexión al extranjero. Por lo mismo, en todos los estudios, la respuesta siempre fue negativa. No es económicamente rentable. La inversión es altísima y la diferencia de flujos pagaría dicha inversión en un plazo no viable.

Si se plantea la misma cuestión, considerando enlaces con otros países, la ecuación cambia drásticamente. Basta considerar que la posibilidad de tender una línea para conectar el SIC y el SING sale más barato a través de suelo argentino. Pero si además se hace mediante una interconexión, la inversión en nuevos tramos sería incomparablemente menor a tender la línea completa. Y por otro lado, los flujos en las respectivos sistemas locales aumentarían notoriamente (por inyección o entrega de potencia a los mercados interconectados), lo que pagaría las inversiones en plazos totalmente plausibles.

Como segundo factor de gran beneficio, es la menor dependencia que tendría Chile respecto a las materias importadas para la generación (como el gas o el petróleo). La realidad actual del país lo hace extremadamente vulnerable a las fluctuaciones de precios, stock y contratos, lo que afecta directa y fuertemente en el suministro, racionamiento y precios de la energía en Chile. Si se integra energéticamente con otros países, el suministro no estará condicionado únicamente por un país, sino por lo que esté siendo inyectado a la red en general, lo que aumenta la competencia, disminuye precios, y vuelve menos vulnerable a la nación frente a racionamientos energéticos decididos por un único país.

Obviamente, todo lo anterior vale en un contexto donde todos participaran sinceramente. La historia de la humanidad, en general muestra que sin los mediadores y autoridades competentes, esto fracasa rotundamente. Por lo mismo, es necesario regular debidamente las interconexiones, donde ningún país se pueda ‘pasar de listo’ o faltar a las condiciones propuestas inicialmente. La mejor manera, evidentemente, es formar entidades compuestas por todos los Estados involucrados, pero que dichas instituciones estén consideradas en documentos de ley de esos Estados. Al respecto, las experiencias entre los países del Mercosur, muestra ser bastante buena, sobre todo en lo que respecta a la generación compartida. En los diversos casos existentes, más de una entidad se encarga de la regulación; o al menos de alguno de los aspectos de la regulación, como lo pueden ser calidad, precios, o cumplimiento de contratos. Mejor aún, es el caso entre Paraguay y Argentina, donde previamente se estableció que la capacidad total de Yacyretá será dividida acorde a la demanda de cada uno de los países, por lo que el suministro se ajusta ‘automáticamente’, sin tener que revender o perder energía.

Queda claro entonces que la interconexión es necesaria, por la enorme cantidad de beneficios que conlleva. Actualmente Chile sólo cuenta con dos enlaces hacia Argentina siendo uno de ellos bastante extenso. Por lo mismo, un buen punto de partida sería conectar con dicho país, que a su vez tiene más interconexiones. El último estudio que se hizo respecto a la Comunidad Andina muestra que por ese lado también la interconexión es rentable y necesaria. Afortunadamente, dicho estudio también abarcaba a Chile.

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VI. RECOMENDACIONES

Basándose en la experiencia internacional del Mercado Eléctrico de América Central (MER), se observa que la operación y el despacho son dirigidos por un Ente Operador Regional, que indica a los operadores nacionales de cada mercado cómo realizar el despacho entre las interconexiones regionales. Esto ha permitido una organización y coordinación eficiente en el tema del despacho eléctrico y ha contribuido al buen desarrollo del MER. Es por esto que, para la Interconexión Eléctrica Regional prevista para Chile a futuro, se recomienda tomar en cuenta y analizar con mayor profundidad esta metodología de trabajo, ya que permitiría un buen desarrollo de las interconexiones.

También se recomienda tomar en cuenta los estudios realizador por parte del CIER en cuanto al tema de la Interconexión Eléctrica Regional. Debido a que estos señalan potenciales proyectos de interconexión regional que beneficiarían tanto a Chile como a la región. Entre estos se encuentran la Interconexión Paraguay-Argentina-Chile y la Interconexión Bolivia-Chile. Ya que estos al ser analizados, arrojaron resultados positivos tanto económicos como energéticos para los países involucrados.

Otra recomendación sería darle seguimiento a los proyectos solicitados por el PNUD en cuanto al tema de la Interconexión Eléctrica Regional, ya que en los estudios de Prefactibilidad Técnica Económica de Interconexión, realizados hasta hoy en día, se han tenido resultados positivos económicos y energéticos con respecto a la interconexión entre Chile-Perú y Bolivia-Chile.

Con el objetivo de que no sucedan situaciones inconvenientes para los países al interconectarse, se recomienda establecer correctamente los acuerdos generales de interconexión. Entre los cuales se incluye la armonización de aspectos legales y regulatorios, con Tratados bien establecidos que tomen en cuenta cualquier eventualidad que pudiera acontecer.

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VII. REFERENCIAS BIBLIOGRAÍ FICAS

Nota: Las citas bibliográficas de cada tema y de fueron colocadas en el índice del documento, con el objetivo de mantener la estética del informe.

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