Pontificia Universidad Católica de Chile

Escuela de Ingeniería

Departamento de Ingeniería Eléctrica

Mercados Eléctricos


Desarrollo de Interconexiones

Eléctricas con Argentina y Perú







Profesor

Sr. Hugh Rudnick V.D.W., Ph. D.


Alumnos

Francois Montagnon C.

Mauricio Díaz S.

Fecha : 25 de Junio de 1997


Resumen ejecutivo.


En el presente informe se entrega la investigación que se realizó con tema "desarrollo de interconexiones con Argentina y Perú".

La información recolectada fue organizada de manera que el lector pueda entender el tema de manera global primero, describiéndose las economías presentes en cada país, junto con una breve descripción del mercado eléctrico y sus organismos reguladores.

Se entregan a continuación los principales objetivos que persigue la integración a nivel global, complementando la información anterior con un análisis más detallado del comportamiento presente y futuro de los mercados eléctricos de Perú, Argentina y Chile, comparando en base a precios lo que representan estos mercados con otros a nivel internacional. Luego se realiza una breve observación a lo que son las leyes promulgadas por los diferentes actores, creando un paralelo básico entre estas, de manera de reconocer las estructuras que deben soportar todo tipo de acuerdo o forma de protocolo al interconectar las redes o sistemas. Parte importante a considerar en estos proyectos es la distribución geográfica de las redes, ya que son las bases físicas de los sistemas los que se conectan, es por eso que se incluyen mapas mostrando la situación por regiones.

Acto seguido y ya habiendo revisado todo lo concerniente a aspectos previos para generar acuerdos de interconexión, se entrega la información de proyectos pasados e intentos de producir dichas interconexiones, con la muestra técnica - económica de uno de ellos, describiendo finalmente el pensamiento actual en lo que se refiere a generar proyectos de gran magnitud para con Argentina y Perú.

Indice.


INTRODUCCIÓN.

DESCRIPCIÓN DEL MERCADO ENERGÉTICO EN SUDAMÉRICA.

OBJETIVOS Y EFECTOS DE LA INTEGRACIÓN.

SITUACIÓN ACTUAL Y FUTURA DEL MERCADO ELÉCTRICO

PRECIOS COMPARATIVOS.

LEYES QUE REGULAN EL SECTOR ELÉCTRICO EN LOS PAÍSES PARTICIPANTES.

PARALELO ENTRE LAS LEGISLACIONES.

REQUISITOS PROPUESTOS PARA LOS INTERCAMBIOS CON OTROS PAISES EN ARGENTINA.

SITUACIÓN GEOGRÁFICA.

PROYECTOS ELÉCTRICOS DE INTERCONEXIONES CON PERÚ Y ARGENTINA

ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA DE UNA INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ENTRE ARGENTINA Y CHILE.

CONCLUSIONES FINALES.

REFERENCIAS.

ANEXO GASODUCTO CHILE - ARGENTINA.

Introducción


En el presente informe se entrega el resultado de la investigación acerca del desarrollo de interconexiones eléctricas entre Chile y sus vecinos, Argentina y Perú, mostrando en forma básica protocolos que pueden formarse entre los países participantes del intercambio energético y las condicionantes técnicas y económicas que deben considerarse para llevar a cabo los proyectos.

La posibilidad de la conexión de las redes eléctricas entre los países vecinos se viene planteando como una posibilidad de contar con recursos energéticos más baratos y más confiables, dadas las características estocásticas de los recursos hídricos, que forman parte importante ( e irreemplazable ) de la producción eléctrica nacional y de nuestros vecinos, como así ventajas de producción termoeléctrica que posee Argentina, generadas por la cantidad de combustibles que se encuentran en parte de sus territorios. Es necesario hacer notar que mientras un mercado sea más grande e independiente de factores aleatorios, el suministro de energía será más económico y con menor posibilidad de llegar a condiciones riesgosas de funcionamiento, trayendo consigo ventajas como son las de reducir su potencia de reserva y optimizar el despacho de las centrales hidroeléctricas, entre otras.

Es así como en el presente informe se entregan los antecedentes más relevantes de las economías ( en cuanto a la electricidad ) de los países ya nombrados, como así proyecciones de sus demandas y ofertas en el tiempo, las leyes más importantes que regulan el sector, la posición geográfica de sus redes y finalmente algunos procesos de interconexión que han sido estudiados alguna vez en estos años.

Es necesario mencionar que las interconexiones eléctricas son en forma genérica cualquier forma de traspasar energía eléctrica a través de la frontera, por lo que pudiera pensarse en interconexiones débiles ( transporte de poca energía ) o interconexiones más fuertes ( con transporte de energía y potencia ya mayores ). El estudio entregado contiene la información acerca de estas dos posibilidades.

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Descripción del mercado energético en sudamérica


Sudamérica encierra un mercado energético de gran importancia, el cual presenta en la actualidad un grado de madurez intermedio, hecho que posibilita un crecimiento rápido a corto y medio plazo, disponiendo a la vez de un nivel considerable de infraestructura.

El mercado existente en Sudamérica puede ser considerable al de los países del Sudeste Asiático ( S. E. Asiático) y del orden del 20% de la Comunidad Europea (C. E.). Por parte del consumo energético percápita , éste es aún muy inferior al de la C.E., pero ya muy superior al de los países de S.E. Asiático. Todo ello conlleva un crecimiento del mercado del orden del 3%, el cual es bastante superior al de la C.E., aproximadamente del 0.3%, pero aún lejano al 8% de los países del S.E. Asiático.

La estructura del mercado del cono sur se encuentra sustentada en la actualidad en su gran parte por el sector industrial aunque se preveen cambios en el corto y mediano plazo como se muestra en el siguiente gráfico.

. Claramente se aprecia como el sector eléctrico presenta un fuerte crecimiento, ello debido principalmente a la gran cantidad de recursos primarios con que se cuenta, tal como se muestra en el gráfico nº2 para el perfil energético, mientras que el industrial se mantiene, siendo aún el más poderoso en el rango de un 44%.

Del gráfico nº2 se tiene:

MTEP

Porcentaje

Petróleo

105

39

Gas

25

9

Hidro

71

26

Carbón

13

5

Otros

58

21

Puede entonces apreciarse que el cono Sur presenta un importante volumen de recursos que se encuentran repartidos en los diversos países que lo componen, por ejemplo en Argentina se encuentran los mayores yacimientos de gas natural y en menor grado en Bolivia, el hidro se encuentra en toda la región, especialmente en Brasil, al igual que la bíomasa que también se encuentra en nuestro país. Todo ello hace del mercado energético del cono sur el paraíso de las oportunidades, encontrándose gran cantidad de recursos vitales para el desarrollo de cualquier economía en ascenso.

Dadas estás características nos adentraremos profundizando en los países que representan un atractivo para la expansión del sector energético nuestro, es decir, nos referiremos al caso del Perú y Argentina, y sus efectos en nuestro medio económico.

Perú.

Perú constituye desde hace 500 años un centro estratégico económico para el desarrollo de la economía, y el sector energético contando con una gran cantidad de recursos, por lo cual se ha transformado en un foco de atracción para las inversión.

En el sector eléctrico, Perú presenta ventas anuales que superan los US$ 900 millones con un potencial adicional para el mercado de las exportaciones, existiendo suficiente recursos energéticos disponibles en el país para asegurar su crecimiento, de donde se estima un volumen de inversión en actividades de generación del orden de los US$ 1600 millones para los próximos 10 años, esperando un monto similar para los sectores de transmisión y distribución.

Las condiciones políticas y económicas del Perú garantizan y justifican plenamente las inversiones en electricidad, la cual enmarcada por una comercialización efectuada en condiciones de mercado libre y competitivo permite un desarrollo dinámico del sector. De esta forma, mediante la Ley de Concesiones Eléctricas Nº25844, promulgada en noviembre de 1992, se define varios tipos de transacciones en el mercado eléctrico donde se destacan:

Las formas de ejercicio de la actividad eléctrica puede ser desarrollado por personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, públicas o privadas, mediante concesiones o autorizaciones. Se requiere concesión mediante contrato con el Estado, cuando se utiliza un recurso energético hidráulico o geotérmico para una potencia instalada superior a 10 MW; cuando se requiere imposición de servidumbre para hacer uso de bienes del Estado o de terceros en la transmisión de electricidad; o cuando se efectúa la distribución de electricidad para el servicio público con una demanda superior a 0.5 MW. De modo similar se requieren de autorizaciones cuando se desarrollan actividades de generación termoeléctricas independientemente del recurso energético primario, y la capacidad instalada sea igual o mayor a 0.5 MW; así como cuando se utilicen recursos hidráulicos o geotérmicos y la capacidad instalada sea superior a los 0.5 MW e igual o inferior a 10 MW. Mientras que solamente se requiere de informar al Ministerio de Energía y Minas (MEM), el inicio de al operación, cuando se desarrollan actividades de generación, transmisión o distribución y la capacidad instalada es inferior a 0.5 MW.

Cabe consignar que las actividades de transmisión y distribución se desarrolla bajo un sistema económicamente adaptado, donde el modelo de eficiencia empresarial se compara con el rendimiento de las empresas concesionarias eléctricas. Además la ley fomenta la competencia mediante la participación de nuevas empresas en todas las actividades eléctricas, más la vigencia del libre mercado, la protección al consumidor menor y la eliminación de los monopolios.

Otro punto muy importante a notar son las perspectivas que presenta el mercado eléctrico peruano. Si se tiene en cuenta que actualmente, el grado de electrificación alcanza el 55%, el consumo percápita es de 543 kWh/año, el índice de intensidad eléctrica es de 0.65 kWh/US$ (PBI), y que la elasticidad consumo eléctrico/PBI es de 1.3 se aprecia claramente las interesantes perspectivas del mercado de demanda. Considerando la estabilidad jurídica, política, social, laboral, económica, la libre disponibilidad de divisas, los convenios internacionales de estabilidad y garantía a las inversiones suscritos y especialmente la voluntad del estado en términos macroeconómicos de optar por el camino del progreso en una sociedad de libre mercado y eficiencia, - tantas veces reclamada por los agentes económicos privados -, se han sentado las bases para dar la bienvenida a los empresarios que deseen compartir los resultados de este progreso. A todo ello se le suman las potencialidades presentes, pues Perú cuenta con una gran fuente de recursos energéticos primarios que permiten generar electricidad a partir de ellas. Las reservas energéticas probadas y probables a 1992 de los energéticos comerciales son del orden de 1000 millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo, (TEP), de los cuales el 35% corresponden a Hidroenergía, 31% al gas Natural, 14% a carbón mineral, 10% a petróleo. El potencial de energía primaria para ser convertido en electricidad y colocado en el mercado, tanto nacional como de exportación, está a la espera de empresarios decididos que acepten el reto de participar en el desarrollo del Perú.

Argentina.

Por otra parte, se tiene el mercado Argentino, el cual de modo similar al Peruano presenta grandes ventajas y atractivo para inversionistas en el sector eléctrico y para el desarrollo de la economía, en especial en el sector energético contando con una gran cantidad de recursos primarios.

En cuanto al sector eléctrico, Argentina presenta una demanda superior a los 64.000 GWh y una potencia instalada del orden de los 18.000 MW, para lo cual cuenta con dos sistemas interconectados, donde el principal es de 10.000 MW con líneas de 500, 200, y 132 kV, presentando además un potencial adicional para el mercado de las exportaciones. Argentina cuenta además con grandes yacimientos de gas natural, recurso exportado en la actualidad a nuestro país vía gasoducto, siendo su principal función la alimentación de centrales térmicas, existiendo entonces suficientes recursos energéticos disponibles en el país para asegurar un crecimiento apoyado en un marco político favorable. La expansión del mercado eléctrico presenta diversos proyectos a corto y medio plazo bajo el respaldo de un fuerte volumen de inversión tanto en actividades de generación para los próximos 10 años, como para los sectores de transmisión y distribución esperando un monto similar. Todo ello se enmarca bajo un ente regulador, de donde, se determinó la creación del Ente Nacional de Regulación de la Electricidad (ENRE) que tiene como funciones entre otras: el control de la prestación de los SERVICIOS, dictar reglamentaciones, prevenir conductas monopólicas, establecer bases de cálculo de tarifas y de los contratos que otorguen concesiones.

Las condiciones políticas y económicas de Argentina garantizan y justifican plenamente las inversiones en electricidad, las que se encuentran enmarcada por una comercialización efectuada en condiciones de mercado libre y competitivo. De esta forma, mediante la Ley de Marco Regulatorio Nº 24065/92 modificatoria y ampliatoria de la Ley de Energía Eléctrica Nº 15336/60, la que ha establecido las reglas principales bajo las cuales funcionará el Sector Eléctrico destacándose:

Las formas de ejercicio de la actividad eléctrica puede ser desarrollado por personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, públicas o privadas, mediante concesiones o autorizaciones. Se requiere concesión mediante contrato con el Estado, cuando se utiliza un recurso energético hidráulico para una potencia instalada superior a 500 kW, cuando se requiere imposición de servidumbre para hacer uso de bienes del Estado o de terceros en la transmisión de electricidad; o cuando se efectúa la distribución de electricidad para el servicio público con una demanda superior a 0.5 MW.

Cabe consignar que las actividades de transmisión y distribución se desarrolla bajo un sistema económicamente adaptado, donde el modelo de eficiencia empresarial se compara con el rendimiento de las empresas concesionarias eléctricas. Además la ley fomenta la competencia mediante la participación de nuevas empresas en todas las actividades eléctricas, más la vigencia del libre mercado, la protección al consumidor menor y la eliminación de los monopolios.

Muy importante a notar son las perspectivas que presenta el mercado eléctrico Argentino, el cual cuenta con una gran red de infraestructura eléctrica y sobretodo grandes yacimientos de gas natural, fuente importante para la generación, lo que representa una interesante perspectiva para el mercado de la demanda y exportación.

Entonces las bases para el ingreso de los empresarios que deseen compartir los resultados del progreso se encuentran dadas gracias a la estabilidad jurídica, política, social, laboral, económica, la libre disponibilidad de divisas, los convenios internacionales de estabilidad y garantía a las inversiones suscritas y especialmente la voluntad del estado en términos macroeconómicos de optar por el camino del progreso en una sociedad de libre mercado y eficiencia. Progreso sustentado principalmente a que Argentina cuenta con una gran fuente de recursos energéticos primarios que permiten generar electricidad a partir de ellas. Las reservas energéticas probadas y probables a 1992 de los energéticos comerciales son del orden de 57.000 millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo, (TEP), de los cuales el 5% corresponden a Hidroenergía, 45% al gas Natural, 2% a carbón mineral, 42% a petróleo, nuclear 2%, bíomasa 3%, y otros 2%. Es decir, Argentina presenta un gran potencial de energía primaria para ser convertido en electricidad, el cual puede ser colocado en el mercado, tanto nacional como de exportación.

Chile

El mercado Chileno tiene básicamente las mismas características que los anteriormente mencionados, haciendo diferencia con respectos a los organismos encargados de materias específicas. En cuanto al mercado eléctrico, gracias a las leyes de concesiones y en especial a los cambios políticos en las últimas décadas han producido un crecimiento impresionante alcanzando niveles cercanos al 8.5% anual. Ello, sumado a la estabilidad política, social y económica han permitido el ingreso de capitales extranjeros , convirtiendo a Chile en un centro de inversión importante de Sudamérica.

Actualmente, Chile cuenta con dos sistemas interconectados, siendo el SIC el principal con una demanda máxima total de aproximadamente 3400MW de la que el 66,6% corresponde a demandas eléctricas de los grandes consumidores industriales y mineros (alredeor de 60 importantes consumidores). El segundo es el SING, cuya demanda eléctrica es cercana a los 650MW, de la cual más del 80% corresponde a unos doce grandes consumidores, principalmente mineros.

Cabe notar que el sector eléctrico se caracteriza por su gran dinamismo, existiendo muchas inversiones, innovaciones tecnológicas (como plantas de ciclo combinado), una creciente competencia, un proceso de internacionalización (inversión de empresas eléctricas en el extranjero). Ello hace del mercado nacional una fuente de recursos altamente rentable, razón suficiente para comprender las crecientes inversiones que se han suscitados los últimos años.

Dado el rápido crecimiento de la demanda se ha hecho inevitable la expansión del mercado eléctrico, de donde, con el fin de satisfacer esta imperiosa necesidad se dio origen a un ente regulador y encargado de dichos temas. De esta forma nacen la Comisión Nacional de Energía (CNE), creada en junio de 1978, básicamente como un organismo asesor del Gobierno en temas relacionados a la Energía. Una de sus primeras tareas fue la modificación al DFL Nº4 de 1959, Ley General de Servicios Eléctricos, mediante el DFL Nº1 de 1982, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), organismo fiscalizador, que tiene la responsabilidad técnica en el otorgamiento de concesiones. Además, debe velar por la aplicación tarifaria y controlar la calidad del servicio eléctrico y el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrución, que es el encargado de fijar las tarifas y fomentar el desarrollo eficiente de los diversos sectores mediante la mantención de prácticas competitivas en todas aquellas áreas en que sea económicamente factible.

Con respecto al futuro del desarrollo de la economía en el cono Sur se tienen grandes metas y desafíos, tanto locales como en forma común entre los diversos países que lo componen. Principalmente, en cuanto al sector eléctrico, en la actualidad se tienen intercambios entre países, los cuales se limitan a los entes binacionales, hecho que pretende ser explotado en un corto plazo, tanto así que ya empiezan a aparecer los primeros proyectos de intercambio entre países como Argentina - Brasil, Argentina - Chile, Chile - Perú, por nombrar algunos. Cabe notar que un ente importante en este aspecto lo constituyen los marcos regulatorios que en la actualidad tienden a homogeneizarse, pues son éstos los que facilitarán la integración.

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Objetivos y Efectos de la integración.


La integración de Sudamérica presenta un gran desafío para un futuro muy cercano, lo cual se ha visto acelerado mediante las transformaciones políticas y el acercamiento tanto en las materias políticas como económicas de cada país. Todo ello sumado a las similitudes en cuanto a las culturas e ideologías han permitido un desarrollo en paralelo bastante similar, pero no suficiente, de donde nace la necesidad y el objetivo de un desarrollo con expansión tanto nacional como internacional. Con este propósito, es que cada vez más los países del cono Sur se unen, como se ha hecho mediante el MERCOSUR entre otros. En el caso específico del sector eléctrico la tendencia a la homogeneidad entre los diversos sistemas regulatorios de cada país ha constituido en uno de los factores decisivos para la integración.

Los efectos de la integración energética son claros, primeramente, se desea alcanzar un nivel óptimo de recursos energéticos, segundo, la creación de un espacio económico transparente regido por el mercado, tercero , incentivación de la inversión privada, que, a su vez, impulsa la integración, y cuarto, un reforzamiento de la integración en otros ámbitos económicos y políticos.

De lo anterior se deriva entonces que un aspecto importante de la integración es el conocer la situación del mercado objetivo, por esta razón, es que, en el presente informe se entrega la situación actual y las proyecciones de éstos.

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Situación actual y futura del mercado eléctrico.


En el siguiente acápite se presenta una aproximación del mercado eléctrico actual y sus futuras proyecciones tanto para los países objetivos, es decir Perú y Argentina, como para el nuestro, entregando información con respecto a la demanda y la oferta.

Caso Peruano

El consumo total actual anual de energéticos comerciales tradicionales en el Perú, es de 7.7 M TEP, donde los hidrocarburos alcanzan el 81% y la hidroenergía el 15%, siendo la proporción respecto a las reservas probadas / probables de 4.9% y 0.25%, respectivamente. Cabe resaltar que la utilización de las fuentes nuevas y renovables de energía es mínima o inexistente.

Mercado Eléctrico.

A continuación se entrega un resumen del estado actual del sector y sus proyecciones que permiten tener una idea aproximada del crecimiento del mercado.

La estructura global actual del mercado de consumo eléctrico, de un total de 16.5 TWh/año, es como sigue:

La tendencia de la partición relativa tiende a incrementarse en los sectores Industrial y Doméstico, principalmente, debido a la recuperación económica del país y por el incremento de la población servida.

En cuanto a la oferta se tiene en la actualidad una producción de energía de 14.4 TWh, de los cuales 10.8 TWh corresponden al Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) y 2.2 TWh al Sistema Interconectado Sur (SISUR). La potencia instalada global a nivel nacional es de 4.2 GW, la del SICN 2.6 GW y la del SISUR 0.6 GW. La potencia efectiva por sistemas interconectados es, para SICN 2.3 GW y para el SISUR 0.56 GW. Lo que corresponde a un índice de electrificación del 55%, lo que equivale al porcentaje de la población que cuenta con suministro eléctrico, índice bastante bajo comparativamente a los presentes en los demás países del cono Sur excepto en Bolivia y Paraguay.

El consumo percápita anual de electricidad es de 543 kWh, con un índice de intensidad eléctrica de 0.65 kWh/US$(PBI). Las tendencias de crecimiento se muestran en un escenario, con un horizonte de 10 años, correspondiente 1997-2007, en base a tasas de crecimiento anual de población y de producto bruto interno (PBI), considerándose para éste las siguientes tasas :

Y para la población con las siguientes tasas.

Mediante las tasas antes mencionadas se puede obtener las tasas promedio de la demanda de energía en forma global para el país, la cual es de un 6% aproximadamente. De donde para las tendencias de crecimiento del sistema interconectado se tiene un 6.33% para el SICN y un 6.65% para el SISUR, lo que corresponde a un incremento anual promedio en la máxima demanda de 6.25% y 6.51% respectivamente.

Para satisfacer las proyecciones de demanda, el plan referencial de Electricidad ha formulado escenarios de equipamiento para cada uno de los sistemas de interconexión presentes en Perú.

Para el SICN se tienen diversas alternativas de generación tanto para el corto como mediano plazo como se muestra a continuación:

Corto Plazo

Año

Equipamiento

Capacidad MW

1997

Ciclo Combinado Ventanilla

100

1998

C.H. Norte

150

1998

Turbovapor

26

1999

Turbogas (Gas Natural) Sur

88

1999

C.H. Cañón del Pato - Ampl

200

2000

Turbogas (Gas Natural) Sur

100

2000

C.H. Centro

126

Mediano Plazo

Año

Equipamiento

Capacidad MW

2001

Turbogas (Gas Natural) Sur

200

2002

Turbogas (Gas Natural) Sur

100

2002

C.H. Centro

104

2003

C.H. Centro

140

2004

C.H. Centro

140

2004

Turbogas (Gas Natural) Sur

100

De modo similar, para el SICN en el corto y mediano plazo se tienen proyectos de expansión de las líneas de transmisión, tal como se muestran a continuación.

Año

Equipamiento

Tensión kV

Long. Kms

1998

L.T. Guadalupe - Michiquillay

220

180

Para el SISUR se tienen diversos proyectos de generación, para el corto y mediano plazo, algunos de los cuales se muestran a continuación.

Corto Plazo

Año

Equipamiento

Capacidad MW

1998

Grupos Diesel Sur

50

1998

Afianzamiento Río Chili

3

1999

Grupos Diesel Sur

18

1999

C.H. Norte

105

2000

C.H. Norte

105

Mediano Plazo

Año

Equipamiento

Capacidad MW

2001

Turbogas (Gas Natural) Norte

100

2001

Grupos Diesel Sur

20

2002

C.H. Norte

80

2003

Turbogas (Gas Natural) Norte

50

2004

Grupos Diesel Sur

10

2004

C.H. Centro

18

Y para el SISUR en el corto y mediano plazo se tienen alternativas de transmisión, algunas de las cuales se muestran a continuación.

Año

Equipamiento

Tensión kV

Long. Kms

1998

L.T. Arequipa - Mollendo

138

85

1999

L.T Tacna - Arica (Chile)

138

55

1999

L.T. Puno - Toquepala TD>

138

160

2001

L.T. Anillo Lago Titicaca

138

145

Caso Argentino:

El consumo total actual anual de energéticos comerciales tradicionales en Argentina, es de 56.7 M TEP, donde el gas natural alcanza el 45% y el petróleo el 42%, lo que muestra la importancia del gas natural para la generación eléctrica y la exportación.

Mercado Eléctrico.

A continuación se entrega un resumen del estado actual del sector y sus proyecciones que permiten tener una idea aproximada del crecimiento del mercado.

La estructura global actual del mercado de consumo eléctrico, de un total de 63.420 GWh/año, es como sigue:

Similar a lo que sucede en el resto del cono Sur, la tendencia de la partición relativa tiende a incrementarse en los sectores Industrial y Doméstico.

La potencia actual instalada alcanza un nivel de 18.220 MW, de los cuales 17.395 MW pertenecen al MEM, mientras que 825 corresponden al MEMSP. La potencia máxima generada por cada sistema es, para MEM 11.243 MW y para el MEMSP 575 MW. Lo que corresponde a un índice de electrificación del 92%, lo que equivale al porcentaje de la población que cuenta con suministro eléctrico, gracias a la infraestructura con que se cuenta, la cual se muestra a grandes rangos a continuación.

Potencia Instalada

18.220 MW

Demanda

63.420 GWh

500 kV

7.920 Kms

330 kV

1.111 Kms

220 kV

1.232 Kms

132 kV

6.484 Kms

MEM

Potencia Instalada

17.395 MW

Demanda

57.752 GWh

Potencia Máxima Generada

11.243 MW

MEMSP

Potencia Instalada

825 MW

Demanda

3.802 GWh

Potencia Máxima Generada

575 MW

El consumo percápita anual de electricidad es de 2800 kWh, con un índice de intensidad eléctrica de 4.90 kWh/US$(PBI). Las tendencias de crecimiento se muestran en un escenario, con un horizonte de 10 años, correspondiente 1997-2007, en base a tasas de crecimiento anual de población y de producto bruto interno (PBI), de donde pueden obtenerse las tasas promedio de la demanda de energía en forma global para el país, la cual es de un 6.3% aproximadamente.

Para satisfacer las proyecciones de demanda se cuenta con diversos proyectos solicitados por los Operadores ante la Subsecretaría de Energía Eléctrica, tanto a nivel generación como transmisión, en el corto plazo, algunos de los cuales se muestran a continuación.

Central

Provincia

Tipo

Número de Unidades

Potencia Instalada MW

Tipo de Combustible

Fecha Ingreso

Genelba

Buenos Aires

CC

3

674

GN

1998

C.T. Pluspetroi

Tucuman

CC

2

316

GN

1998

Hie-Argener

Buenos Aires

TG

1

180

GN/GO

1997

Cms-Ensenada

Buenos Aires

TG

1

130

GN/GO

1998

Ceban

Buenos Aires

CC

-

730

GN

1998

V. Mercedes

San Luis

TG

1

80

GN

1998

Aes Parana S.A

Buenos Aires

CC

-

685

GN

1998

Es importante notar la composición de las centrales generadores, donde predominan las de turbovapor y turbogas, tal como se muestra a continuación.

Centrales

Participación

Turbogas

45%

Turbovapor

28%

Hidro

18%

Comb. Interna

6%

Nuclear

3%

Caso Chileno:

En Chile el consumo total actual anual de energéticos comerciales tradicionales es abastecido principalmente por dos sectores, donde el sector Térmico abastece aproximadamente el 20%, mientras que la hidroenergía el 80%. Cabe resaltar que en un corto y mediano plazo se buscará cambiar estos índices alcanzando las Térmicas un 48% mientras las Hidro un 52%, de donde la importancia del gas natural, recurso que pretende ser importado desde Argentina.

Mercado Eléctrico.

A continuación se entrega un resumen del estado actual del sector y sus proyecciones que permiten tener una idea aproximada del crecimiento del mercado.

La estructura global actual del mercado de consumo eléctrico, de un total de 2.5 kWh/percápita, es como sigue:

De donde se tiene que la tendencia del mercado es en incrementar en los diversos sectores debido al crecimiento estable del país.

En cuanto a la oferta esta es satisfecha mediante el SIC y el SING, donde el primero tiene una demanda máxima total de aproximadamente 3400MW de la que el 66,6% corresponde a demandas eléctricas de los grandes consumidores industriales y mineros (alrededor de 60 importantes consumidores), mientras el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que se extiende entre Arica y Antofagasta, los generadores participantes son: Norgener S.A., Edelnor S.A., ENDESA y Tocopilla S.A., agrupados en el CDEC_SING con una demanda eléctrica cercana a 650 MW, de la que más del 80% corresponde a unos doce grandes consumidores, principalmente mineros.

El porcentaje de electrificación en Chile es uno de los más alto de Sudamérica alcanzando más del 95%, lo que equivale al porcentaje de la población que cuenta con suministro eléctrico. Las tendencias de crecimiento pueden observarse en un escenario, con un horizonte de 10 años, correspondiente 1997-2007, en base a tasas de crecimiento anual de población y de producto bruto interno (PBI).

Mediante las tasas antes mencionadas se puede obtener las tasas promedio de la demanda de energía en forma global para el país, la cual es de un 5.5% aproximadamente. De donde para las tendencias de crecimiento del sistema interconectado se tiene un 6.33% para el SIC y un 6.65% para el SING.

Para satisfacer las proyecciones de demanda, la Comisión Nacional de Energía (CNE), ha formulado escenarios de equipamiento para cada uno de los sistemas de interconexión presentes en nuestro medio.

Sudamérica un mercado creciente.

Los mercados antes mencionados se muestran a continuación en relación al consumo de energía, ello con el fin de tener una mejor idea se comparan con dos países representativos del cono Sur.

Finalmente conocidas las principales características y situaciones de los mercados objetivos, se presenta con fines ilustrativos los precios de la electricidad en diversos países. Para tal efecto se han tomado algunos casos típicos de precios a nivel de barra de referencia, a nivel de consumidor industrial en media tensión y un consumidor doméstico en baja tensión. Se debe aclarar que los precios de electricidad no son definidos por el tipo de consumidor, llámese industrial o doméstico, sino por el tipo de conexión y potencia adquirida.

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Precios comparativos.


Precios sector industrial, para las mismas consideraciones en el acápite anterior se tiene:

País

Ciudad

Precio Usc/./kWh

Reino Unido

Londres

12.59

Japón

Tokio

12.34

Estados Unidos

Nueva York

10.21

Francia

Paris

6.89

Canadá

Montreal

4.32

Argentina

Buenos Aires

16.77

Ecuador

Quito

8.72

Brasil

Sao Paulo

6.73

Chile

Santiago

6.31

México

México DF

5.66

Perú

Lima

5.36

Colombia

Bogotá

4.31

De modo similar se tiene para los precios del sector residencial.

País

Ciudad

Precio Usc/./kWh

Japón

Tokio

15.90

Estados Unidos

Nueva York

14.53

Francia

París

11.41

Canadá

Montreal

5.42

Reino Unido

Londres

12.32

Argentina

Buenos Aires

11.17

Brasil

Sao Paulo

10.99

Chile

Santiago

10.91

México

México DF

5.11

Perú

Lima

9.30

Colombia

Bogotá

1.97

Ecuador

Quito

3.48

De los gráficos anteriores se destaca que los precios a nivel consumidor domésticos en los países objetivos de este informe son relativamente similares, no así en el caso del sector industrial, hecho de gran relevancia frente al estudio de posibles interconexiones.

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Leyes que regulan el sector eléctrico en los países participantes.


A continuación se entregan las leyes y decretos que rigen el sector eléctrico en Perú, Argentina y Chile.

Perú.

Argentina.

Chile.

Como se había enunciado anteriormente, un aspecto importante en la integración eléctrica lo constituye la tendencia a la homogeneidad de los diversos sistemas regulatorios presentes en el cono Sur, razón por la cual en los siguientes párrafos se desarrolla un paralelo entre las legislaciones existentes.

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Paralelo entre las legislaciones.


Como punto de partida se da un tratamiento diferenciado a las funciones de generación, transmisión y distribución, de donde:

Estilo de legislación.

En cuanto al estilo de legislación, esta presenta ciertas pequeñas diferencias entre los países del cono sur, destacándose:

Argentina.

Chile

Perú.

Actividades reconocidas.

Argentina

Chile

Perú

Restricciones a la propiedad.

Argentina

Chile

Perú

Precios regulados.

Argentina

Chile

Perú

Regulación y fiscalización.

Argentina

Chile

Perú

Coordinación de operación

Argentina

Chile

Perú

Todo ello nos permite establecer las bases para los intercambios con otros países.

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Requisitos propuestos para los intercambios con otros paises en Argentina.


Según lo propuesto en la ley eléctrica Argentina el requisito básico para las interconexiones para importación - exportación de energía lo constituyen los Contratos. Estos son pactados libremente entre las partes, aunque deben ser autorizados en el Mercado Eléctrico Mayorista, (MEM) a través de un permiso de importación - exportación otorgado por la Secretaria de Energía y Puertos, por una capacidad mayor o igual que la potencia comprometida en el contrato.

Para la administración de los contratos se deben identificar:

En base a lo anteriormente enunciado, se establecen los tipos de intercambios, entre los cuales se mencionan:

Contratos firmes de importación y exportación.

Estos requieren del respaldo de máquinas con la potencia instalada y oferta de energía para garantizar la capacidad de generación. Por lo que es necesario tener transporte en la frontera con el fin de asegurar los vínculos entre las redes de los países con la necesaria capacidad de interconexión. Y finalmente, se debe constatar un acuerdo entre las partes referente al Precio y capacidad firme contratada siendo estos de conocimiento publico .

Intercambio Spot

Es el intercambio de excedentes de energía de oportunidad, con un precio en la frontera, ininterrumpible, aquí la potencia como capacidad no interviene en el intercambio. Es decir, utiliza capacidad remanente en los nodos frontera y en los vínculos de la red de transporte del MEM. Por lo tanto solo se remunera la energía.

Cabe notar además, que los intercambios spot son acordados en muy corto plazo acción realizada por la Secretaria de Energía y Puertos a través de la metodología regulada en los Procedimientos. El OED, debe aplicar la normativa y el modelo vigente para determinar si corresponde o no la aceptación del intercambio spot.

Para el desarrollo de intercambios se deben cumplir con ciertos requerimientos mínimos, algunos de los cuales se enuncian a continuación:

Incluir en el MEM

Acuerdo entre países de un nivel mínimo de reciprocidad.

Existencia de organismos responsables en cada país (OC) de coordinar los intercambios.

En cuanto a los agentes participantes del MEM, los cuales pueden ser agentes y comercializadores, deben cumplir con requisitos básicos para la habilitación de los intercambios, donde se deben contemplar los siguientes estatutos:

Provincia comercializadora de regalías en especie. Empresa extranjera: Estas deben estar sujetas de derechos de acuerdo a las leyes del pais de origen. - Ser titular fuera de la República de Argentina de instalaciones de generación, autogeneración, co-generación, transporte, distribución, tener una caracterización similar a la de los grandes usuarios, o ser una empresa calificada fuera de la República de Argentina para proveer electricidad a usuarios finales. - Vincularse para una importación o exportación con un Agente o Participante del MEM. Finalmente se debe hacer hincapié en el tema referente al transporte para interconexiones, es decir, en relación a: Ampliación firme por peaje: procedimiento para realizar ampliaciones para interconexiones. Capacidad de transporte asignada a agentes y comercializadores: por el pago de un cargo fijo tiene derecho a: - Realizar contrato de potencia firme - Utilizar el transporte para contratos firmes - Recibir un pago por el uso de la interconexión para potencia que no tiene capacidad asignada.

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Situación geográfica.


.

Perú.

Se observan en perú dos sistemas interconectados, siendo estos :

Argentina.

En Argentina se observan dos sistemas interconectados :

Chile.

Como se ve en la figura Chile presenta dos redes interconectadas importantes, las que son :

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Proyectos eléctricos de interconexiones con Perú y Argentina.


Existen o han existido varios proyectos de interconexión eléctrica entre Chile y sus vecinos Argentina y Perú, proyectos que finalmente no se han llevado a cabo por diferentes razones temporales.

Los proyectos relacionados con los intercambios energéticos con Perú han sido, en relación con los con Argentina, pocos, debido principalmente al bajo interés de los gobiernos por importar - exportar electricidad en esas latitudes geográficas. Es obvio que una exportación de energía a Perú debe hacerse desde el Sistema Interconectado del Norte Grande, que es el que se encuentra (como se mostró anteriormente) lo suficientemente cercano al Perú como para establecer algún tipo de vínculo. Sin embargo, este vínculo no se ha establecido, principalmente por problemas políticos (se recuerdan aquí los antecedentes históricos de las relaciones entre los países), problemas administrativos (crear los protocolos y relaciones para llevar a cabo el transporte de energía es bastante largo y engorroso) y finalmente problemas técnicos que se deben resolver para poder interconectar los sistemas, pero más aún, los intentos de conexiones no han logrado concretarse por motivos económicos, ya que a los dos lados se encuentran generadores que producen lo suficiente para dar abasto a sus cargas.

En los años 90 surgió la posibilidad de conectar consumos peruanos alimentados por energía chilena, ya que este país estaba experimentando una sequía que había rebajado su capacidad de autoabastecimiento. Estos consumos serían alimentados por la empresa Emelari entregando la energía a la empresa Electrosur S.A. de la república de Perú.

Los términos de esta transacción se estipularon en su tiempo en un decreto firmado por el Presidente Don Patricio Aylwin y el ministro de economía, fomento y reconstrucción Don Jorge Marshall R., decreto que finalmente no se empleó ya que los peruanos retiraron su oferta de compra por el cese de la sequía. Este decreto estipulaba que la exportación no involucraría la potencia firme contemplando un bloque de 10 MW y su energía asociada, con la posibilidad de aumentar hasta los 20 MW si los excedentes del SIGN lo hacían posible, todo esto a través de la línea de interconexión que iría desde Arica hasta los consumos en Perú. Se deja explícitamente expuesto en este decreto que la exportación de energía no podría en ningún caso deteriorar la calidad o baja en la cantidad del suministro en nuestro país.

Finalmente se puede comentar que según al información recolectada en la Comisión Nacional de Energía este fue el intento de interconexión con Perú que más cerca se llego de implementar, no existiendo otras tentativas en el corto o largo plazo de generar algún proyecto de consideración.

En cuanto a proyectos entre Chile y Argentina se puede decir que estos han sido de mayor magnitud que los presentados para Perú, pero sin embargo, tampoco se han llevado a cabo.

Entre estos intentos se puede mencionar con especial relevancia el estudio del proyecto presentado en los a/os 70, el que consistía en conectar Santiago en Chile con Mendoza en Argentina. De este estudio se referirán los siguientes párrafos.

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Estudio de factibilidad técnica y económica de una interconexión eléctrica entre los sistemas Cuyo y Central de Chile.


Antecedentes.

A fines de 1967 nace la idea de interconexión entre los Sistemas Centrales de Chile y Cuyo de Argentina en el seno de la Comisión de Integración Eléctrica Regional, organismo formado por las empresas eléctricas de los países de Sudamérica. En ese tiempo el sistema de Cuyo, que abastecía a Mendoza, se encontraba desconectado del sistema nacional Argentino.

Después de algunos contactos a nivel técnico entre las empresas AGUA y ENERGÍA ELÉCTRICA de Argentina y ENDESA, la idea de iniciar estudios correspondiente fue planteada durante la primera reunión de la Comisión Mixta de Integración Física Chileno - Argentina, organismo creado por ambos países. En noviembre de 1971 tuvo lugar en Santiago la 2ª reunión de la comisión acordándose la conveniencia de realizar una nueva cesión en Mendoza con los representantes de las empresas eléctricas de ambos países con el fin de organizar la forma de avanzar en el estudio del proyecto. Con ello, en marzo de 1972 se realizó un encuentro entre los representantes de ENDESA y CHILECTRA, por el lado de Chileno, y AGUA y ENERGÍA ELÉCTRICA y la Subsecretaría de Energía por el lado Argentino. Reunión el la cual se constituyó la Comisión de Interconexión Eléctrica Chileno - Argentina, CIECHA, cuyos objetivos eran llevar adelante los estudios necesarios para el análisis de la factibilidad técnico - económica y posible financiación de la interconexión entre los Sistemas Eléctricos de Chile y Argentina y proponer las medidas conducentes a su posible realización. Además se acordó la creación de dos grupos de trabajo integrados por representantes de cada país que se encargarían de la realización de los estudios correspondientes. Ellos eran :

El grupo de Ingeniería del proyecto , encargado de estudiar el diseño de las obras y su costo.

El grupo de Evaluación Técnico - económica, responsable del estudio de factibilidad económica de la interconexión.

A partir de Junio de 1972 el personal técnico designado trabajó en forma coordinada, efectuando reuniones de trabajo tanto en Argentina como en Chile. Los informes de ingeniería y de factibilidad económica fueron terminados, obteniéndose una evaluación de los beneficios a mediados de 1974 faltando aún por definir los aspectos jurídicos y contractuales de la interconexión.

Bases preliminares para la realización del estudio.

Desde las primeras reuniones se dejaron establecidas de común acuerdo las siguientes bases, a partir de las cuales se desarrollaron los trabajos posteriores.

Breve descripción de los sistemas Cuyo y Central de Chile.

El sistema Cuyo abarcaba las provincias de Mendoza y San Juan, y comprendía tres centros principales de producción y consumo. El principal lo constituía la ciudad de Mendoza y alrededores. El segundo centro de importancia se ubicaba al sur de la provincia de Mendoza, en San Rafael, próximo al complejo hidroeléctrico " El nihuil" .Finalmente la ciudad de San Juan y las localidades ubicadas en la provincia del hombre conformaban el tercer centro de producción y consumo. En 1974 las cifras de potencia instalada eran de 589.6 MW y de generación cercanas a 2134 Gwh.

En cuanto al sistema interconectado central de Chile se puede decir que este contaba en ese tiempo con una potencia instalada de 2098.6 MW y una generación de 7397.1 Gwh.

Los consumos estarían proyectados para los años siguientes en los dos sistemas eran :

Sistema Cuyo Sistema Chileno

Año

Energía (GWh)

Demanda Máx. (MW)

Energía (GWh)

Demanda Máx. (MW)

1978

4300

820

8560

1620

1979

4990

950

9230

1740

1980

5790

1102

9920

1870

1981

6720

1280

10670

2010

Evaluación económica de la interconexión

Criterios básicos

La evaluación económica se realizó considerando los beneficios y los costos que implicaba el proyecto para cada país. El criterio general consistió en comparar las inversiones correspondientes con los beneficios esperados durante toda la vida útil de la interconexión. Los beneficios que fueron cuantificados son fundamentalmente de dos tipos :

Debe tenerse presente que no se pretendió calcular en forma exacta las ventajas asociadas a la interconexión, sino más bien, determinar un orden de magnitud de ellas.

En el estudio de factibilidad se ha supuesto que el sistema Cuyo esta aislado cuando en realidad estaba previsto en el futuro, una interconexión con el sistema Interconectado Argentino. Esta circunstancia se analizo separadamente más adelante.

Beneficios de operación.

Generalidades

Los beneficios por operación de la línea pueden definirse como aquellos que resultan de los flujos de energía entre ambos sistemas, una vez determinadas las instalaciones de generación y transmisión en cada uno de ellos. Desde ese punto de vista, se les puede considerar como los retornos a corto plazo de la interconexión.

En sistemas mixtos hidráulicos - térmicos como son los sistemas Cuyano e interconectando Central de Chile, estos beneficios derivaban fundamentalmente de una operación mas económica de los equipos existentes mediante el aprovechamiento de la diversidad horaria y estacional de la demanda e hidrología y de las diferencias de rendimiento y costo de combustible en las unidades termoeléctricas. La operación coordinada de los dos sistemas se traduce en un ahorro de combustible que puede ser evaluado.

Es evidente que para un período determinado, los beneficios de operación dependen fundamentalmente de:

Otra de las ventajas de una interconexión desde el punto de vista operativo consiste en el mejoramiento de la seguridad de servicio instantánea frente a fallas repentinas de centrales o líneas de transmisión. Sin embargo, estas fallas pueden ser de distinta naturaleza, gravedad, y producirse en circunstancias muy diversas, con lo que se hace difícil medir económicamente el incremento de seguridad resultante. En este estudio se opto por señalar que cabe esperar beneficios por este concepto, pero no se hizo su evaluación económica.

Beneficios por economías de equipamiento

Generalidades y bases de estudio

Entre los beneficios mas importantes de una interconexión se encuentran aquellos relacionados con la complementación en el equipamiento de los sistemas que se interconectan. A continuación, se enumeran los beneficios de mayor relevancia:

Todos estos beneficios son aplicables a sistemas eléctricos que interconectan zonas de un mismo país, pero solo una parte de ellos tiene significación para interconexiones internacionales; en efecto, la necesidad de evitar dependencias entre uno y otro país, impone limitaciones que se traducen en una disminución de las ventajas potenciales enunciadas anteriormente. Para evaluar los beneficios reales de este proyecto se establecieron las siguientes premisas que traducen una política de independencia energética.

Cada sistema debe ser capaz de autoabastecerse de energía en año seco, incluso si hay falla permanente de la interconexión.

En condiciones normales cada sistema debe poder abastecer su propia demanda máxima anual incluso si la línea de interconexión deja de funcionar. Por "condición normal" se entiende que no haya falla de la unidad mayor las horas de demanda máxima anual.

Se admite que cada sistema podrá reducir su reserva de potencia de modo que se pueda cumplir con la premisa anterior pero aceptando que se reciba potencia por la interconexión en caso de falla de la unidad mayor a las horas de demanda máxima anual. Esto equivale a aceptar racionamientos de potencia solo si se producen simultáneamente las siguientes situaciones :

Estudios mostraron que en último caso, y bajo el supuesto que el sistema Cuyo no estuviera interconectado al resto del sistema, el déficit de potencia alcanzaría un promedio del 5% de la demanda máxima, para el período en el cual se analizó un hipotético programa de obras conjunto.

Puede decirse por lo tanto, que en el abastecimiento de potencia de punta, habría un cierto grado de dependencia respecto de la línea, pero ello sería perfectamente aceptable.

En cuanto al desarrollo coordinado de los recursos energéticos de ambos sistemas, es fácil ver que presenta serios riesgos en cuanto a dependencia e implica además un mecanismo de compensaciones económicas muy difícil de abordar.

En síntesis, la evaluación se centro en la posibilidad de disminuir la potencia de reserva como consecuencia de :

Conclusiones del proyecto.

De los estudios e investigaciones efectuadas se concluyó que la interconexión del Sistema Central Chileno con el Sistema de Cuyo de Argentina era técnicamente factible en el sector Argentino como en el Chileno.

Las dificultades planteadas por el cruce de la cordillera se podían salvar empleando soluciones convencionales y con costos razonables.

La solución más económica era la construcción de una línea de corriente alterna con una tensión nominal de 220 Kv, un circuito.

Las pérdidas de transmisión no superarían el 10% para el rango de potencias entre 20 MW y 180 MW. Para la potencia media las pérdidas serán del orden del 5%.

Se expresa que la relación beneficios / costos iba desde 1.8 a 2.2 veces, dependiendo de la modalidad de la operación y el costo del combustible. Sin embargo, la posibilidad de que estos beneficios se expresen en términos monetarios estará condicionada al aprovechamiento que realmente se hiciera de la interconexión, sobre todo en lo referente a decisiones sobre reducción de potencia de reserva.

En relación a otras interconexiones con Argentina, por los antecedentes recolectados, no existirían propuestas firmes en la actualidad, ya que con la llegada del gas natural (véase el anexo) la producción de energía eléctrica mediante plantas térmicas, y las nuevas centrales hidroeléctricas en el sur del país suplen y lo harán en el futuro cercano, las demandas crecientes de la nación, con lo que los proyectos de conectar la red Chilena con la Argentina se enterraron hasta que se encuentren nuevamente las voluntades de llevar a cabo el proceso.

Es necesario resaltar aquí también, los estudios que se han realizado en este tiempo, los que tratan de evaluar las posibilidades económicas y de factibilidad técnicas, los que lamentablemente son de carácter reservado para los distintos servicios estatales a cargo, por lo que no se podrán estudiar en esta investigación.

Entre los antecedentes buscados también se encontró la interconexión ( de muy baja consideración) que existe hoy en día en el sur del país, en donde una empresa distribuidora (Edelaysen S.A.) ha sido autorizada mediante el decreto correspondiente, a exportar electricidad a la república de Argentina.

Esta interconexión tiene por destino alimentar a una comunidad fronteriza llamada " Los Antiguos", de bajísimo consumo, que por antecedentes entregados a los alumnos se trataría solo de un puesto de gendarmería Argentina.

Según el decreto firmado y en vigencia, la energía eléctrica provendrá del Sistema General Carrera y la línea de interconexión tendrá su origen en chile Chico, provincia del General Carrera, región de Aysén del General Carlos Ibañez del campo.

Como los documentos anteriormente vistos, aquí también se hace mención a que la exportación de energía no podrá en ningún caso llevar a la baja de calidad o de suministro de energía eléctrica aquí en Chile.

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Conclusiones finales.


Luego de terminar este trabajo de investigación, donde se han tratado la mayor cantidad posible de temas relacionados con el desarrollo de interconexiones con Argentina y Perú, se ha constatado que existen claras posibilidades de generar, y hace ya muchos años, interconexiones eléctricas con nuestros vecinos que beneficien a todos los participantes.

Ahora, yendo un poco más a lo particular, podemos decir en cuanto a la integración, esta puede concretarse gracias a la gran homogeneidad existente entre los sistemas y marcos regulatorios de los diversos países del cono sur, lo cual no es de extrañar pues son básicamente una extensión del modelo Chileno. Pero, como ha sido analizado en el informe, las características económicas, sociales, culturales y políticas juegan un rol preponderante, pues son estas las que permiten el accionar de agentes internacionales hacia un beneficio común. Es decir, el hecho que los gobiernos estén orientado hacia un objetivo universal, el cual consiste en alcanzar un crecimiento equilibrado y sustentado en el tiempo, ha generado las bases para la integración. A ello se suman las condiciones de mercado creciente y la gran cantidad de recursos primarios presentes en el cono Sur, de donde se tienen grandes oportunidades de inversión e ingreso de nuevos capitales.

Son estos los acontecimientos que han dado paso a la generación de organismos encargados de regular los intercambios entre países y dando paso a un extenso números de proyectos participación conjunta entre países.

Finalmente, queda en el pensamiento la verdadera factibilidad de generar enlaces eléctricos con nuestros vecinos, de manera de crear un mercado más grande y con mayores ventajas económicas para los participantes, ya que como se mencionó anteriormente, redes más grandes y con independencia estacional y de potencia peak traen consigo al interactuar economías, por lo que estas interconexiones beneficiarían a los países participantes. Sin embargo, fuera de algunas pequeñas iniciativas, la interconexión con Argentina ( la más factible), o con Perú, se han ido postergando en el tiempo, relegándose en la actualidad a proyectos de muy largo plazo, esto debido a factores externos que han ocurrido con el transcurrir de los años, como son el transporte de gas natural desde Argentina, o la conexión final del Sistema Cuyo al Sistema principal Argentino, por ejemplo. Esto genera quizás ineficiencias al pensar en un mercado común, que sin embargo alguna razón tendrá (ya sea económica, política) de que todavía no existan estos vínculos ni proyectos de ellos.

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Referencias.


Direcciones WEB :

.

Trabajos de investigación del curso Mercados eléctricos anteriores (publicados en WEB).

Material traspasado por el profesor Hugh Rudnick.

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Anexo Gasoducto Chile - Argentina.


En los siguientes párrafos se entrega una breve reseña respecto al desarrollo concerniente a la exportación del gas natural desde Argentina, ya que este proyecto que se esta finalizando de construir ahora afectó de manera importante el plazo de interconexión eléctrica, postergándolo de manera indefinida.

Antecedentes.

Como es bien sabido, en un principio se presentaron dos proyectos pertenecientes a dos grandes consorcios internacionales formados principalmente por empresas energéticas de Chile y Argentina. Estos debían someterse a las leyes vigentes del mercado y por ende enmarcados por el Protocolo de Integración Gasífera, firmado en Agosto de 1992 entre Chile y Argentina. Documento que a través de los requisitos legales regula las ventas de gas argentino a nuestro país estableciendo principalmente dos restricciones:

Disposiciones que se traducen en que básicamente todo productor argentino que quisiese vender gas a Chile debía licitar cupos de exportación y tener yacimientos en Neuquén, requisito que hasta 1994 sólo cumplía la empresa Yacimientos Petrolíferos Federales (YPF). Esta aliada con las instituciones chilenas Endesa y Enersis más otras transnacionales del ámbito energético habían formado el proyecto Gas Trasandino, que pretendía traer el bien hasta Chile, pero, a pesar de la fuerza de éste, tres hechos cambiaron el contexto legal y comercial en el que se desenvolvían:

Desacuerdo entre la Plana Ejecutiva de Gas Trasandino y un importante Grupo de Consumidores Chilenos, principalmente para centrales termoeléctricas, en relación a los precios. Entre estos se encontraba Chilgener, competidor de Endesa y Enersis, la que objetó los precios acusando prácticas monopólicas.

Argentina liberalizó el mercado del gas permitiendo la exportación sin cuotas ni restricciones respecto al lugar de origen de la cuenca, motivo por el cual se propusieron cambios al Protocolo Internacional Gasífera de 1992, dejando libre el volumen de exportación y el lugar de origen. Este hecho permitió la libre competencia entre los productores de gas argentinos.

Todos estos factores dieron paso a un nuevo proyecto, encabezado por Chilgener, para constituirse en un nuevo proyecto de gasoducto conocido como Gas Andes, entrando en franca competencia con Gas Trasandino.

Proyectos muy distintos en cuanto al trazado y el origen del gas a exportar, es decir Gas Trasandino plantea traer el gas directamente desde Loma La Lata, de la cuenca gasífera de Neuquén, pasando por el paso Butamallín, a la altura de Chillán y luego hacer subir el ducto desde allí a Santiago, abasteciendo a todas las ciudades que se encuentren de por medio, es decir entre Concepción y Santiago. Por otra parte, Gas Andes diseñó su trazado partiendo de la base que se conectará al gasoducto Centro - Oeste, el cual abastece a Mendoza, evitándose así el tendido a Neuquén. Todo ello sumado al tamaño del mercado Chileno que sólo hace viable la construcción de uno sólo de los proyectos, dado que se presentan economías de escala en el sector, generó un fuerte ambiente de competencia. En este aspecto, la decisión gubernamental respecto al Protocolo de Integración Gasífera tomó gran valor al igual que el Open Season, o Consumo Público de Pedido de Servicio. Este último, deja en manifiesto las condiciones que ofrece cada uno de los consorcios, además de establecer quienes son los usuarios, es decir, el mercado potencial al cual se enfrentan los proyectos.

De esta forma, ambos consorcios se armaron de grandes grupos empresariales muy poderosos y planteando sus ventajas, por un lado Gas Trasandino que pretendía actuar como transportador y operador conjuntamente con su subsidaria Gas Chile se unieron siendo lideradas por una combinación de Enersis, ENAP y Chilectra, las cuales además contaban con empresas internacionales, tales como, Tenneco, YPF y la British Gas. Estos argumentaban que su proyecto presentaba ventajas en cuanto al precio de transporte, precio del gas, cobertura regional, impacto ambiental para el país y seguridad del suministro. Por su parte Gas Andes actuó en conjunto con Metrogas y con la Central Nueva Renca siendo liderada por Chilgener, Gasco, Copec y Enagas y por empresas internacionales, tales como, NOVA Gas International Ltda., más empresas energéticas norteamericanas instaladas en Argentina, Trasandinas Techint y la Compañía General de Combustible. Los principales argumentos de este conglomerado se basaron en que traerían el bien en menor plazo y con el menor costo, señalando además que su proyecto contempla el acceso abierto, no discriminación entre clientes, y acceso a una gran cantidad de productores.

De ambos proyectos el tema con mayor repercusión se centro en la continuidad del suministro, la cual parecía más ventajosa para Gas Trasandino, aunque Gas Andes presentó un modelo de corte regulado, es decir se corta el suministro primero a los consumidores con contratos baratos y seguidamente según un ranking, modelo similar al utilizado en el sector de generación eléctrica. Argumentos suficientes para que a mediados de 1995 se retirara uno de los inversionistas de Gas Trasandino, determinando la construcción del gasoducto por parte de Gas Andes.

A partir de entonces se han ido presentando nuevos proyectos, sobre todo en el norte de nuestro país con el fin de abastecer los centros mineros ubicados entre la Primera y Tercera Regiones. Entre estos proyectos se encuentran en la actualidad Norgas, Interandes y Gas Atacama, y por el sur encontrándose el proyecto denominado Gas Sur, los que de modo similar a los antes mencionados, es decir Gas Andes y Gas Trasandino, se han armado de grandes y fuertes empresas, tanto nacionales como internacionales. Cabe además considerar se contempla en el corto plazo desarrollar expansiones o ramificaciones a los gasoductos existentes y por construir, encontrándose el Proyecto Gasoducto Gas Andes en expansión a la Quinta Región cuya construcción fue planeada para el 01 de mayo de 1997.

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