ActualidadArtículos TécnicosMercado Eléctrico

Interconexión Eléctrica Regional Americana – Parte 4

Parte 4: La Integración Energética en la Comunidad Andina

 

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.

 

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”.

 

C. Integración Energética entre los miembros del MERCOSUR

 

1. Descripción

 

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.

  • 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.

2. Regulación

 

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 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’.

 

3. Experiencia Paraguay con Argentina y Brasil

 

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

 

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 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

Energía suministrada por Paraguay a Argentina

Gráfica 30: Energía total vendida a Argentina

Energía total vendida a Argentina

Gráfica 31: Energía total vendida a Brasil

Energía total vendida a Brasil

Se agradece a los ingenieros Fernando Estrada e Ignacio Canete de la Pontificia Universidad Católica de Chile (2012), por el valioso aporte.

Etiquetas

Deja un comentario

Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Los campos obligatorios están marcados con *

Botón volver arriba
Cerrar