INTERCONEXIONES E INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

Instituto de Ingeniería Eléctrica

Facultad de Ingeniería-UdelaR

Montevideo, 2017

Sebastian Cammardella-Luis De Saldamando Tutores: Ing. Mario Vignolo-Ing. Enzo Coppes

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 3

1.1. Costos y beneficios ............................................................................................................ 4

1.2. ¿Que tener en cuenta en el diseño de una interconexión? .............................................. 5

2. EJEMPLO EUROPEO ................................................................................................................. 11

2.1. Interconexiones en la Unión Europea ............................................................................. 18

2.1.1. Ejemplo particular España ...................................................................................... 19

2.1.1.1. Interconexión con Francia ............................................................................... 19

2.1.1.2. Interconexión con Portugal: ............................................................................ 19

2.1.1.3. Interconexión con Marruecos: ......................................................................... 19

3. SISTEMA ELÉCTRICO URUGUAYO-2016 .................................................................................. 20

4. INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA DE URUGUAY CON LA REGIÓN .................................................. 21

4.1. Asignación de costos de transmisión según la metodología de cada país (“Pancaking”)

21

4.2. Asignación de costos según el método de participaciones proporcionales ................... 22

4.3. Acuerdos de comercialización......................................................................................... 22

5. INTERCONEXIÓN ELÉCTICA ENTRE URUGUAY Y ARGENTINA ................................................. 25

5.1. Comercio hasta el año 1999 ............................................................................................ 26

5.2. Periodo comprendido entre 1999 y 2004 ....................................................................... 26

6. INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA URUGUAY-BRASIL ..................................................................... 27

6.1. El proyecto de interconexión : Conversora de Melo ...................................................... 29

6.2. Estación conversora ........................................................................................................ 31

6.3. Subestación de San Carlos .............................................................................................. 32

6.4. Línea de alta tensión ....................................................................................................... 33

6.5. Comercio por la interconexión Rivera-Livramento hasta el año 2004 ........................... 33

7. COMERCIO DE ENERGÍA CON ARGENTINA Y BRASIL LUEGO DEL 2004 ................................... 34

7.1. PERIODO 2011-2015 ....................................................................................................... 40

8. MODELOS DE INTERCAMBIO................................................................................................... 42

8.1. Metodologías de precios de intercambio ....................................................................... 44

8.1.1. Precios nodales y reparto de rentas de congestión ................................................ 44

8.1.2. Reparto igualitario de beneficios ............................................................................ 45

8.1.3. Venta al costo variable más un margen de ganancia .............................................. 45

8.1.4. Otros modelos ......................................................................................................... 45

8.2. Comercio multilateral ..................................................................................................... 46

8.3. “MODELO PERFECTO” ..................................................................................................... 47

9. CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 47

10. BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................... 49

1. INTRODUCCIÓN

Se define una conexión internacional como el conjunto de líneas y subestaciones de sistemas de electricidad vecinos que permiten el intercambio de energía eléctrica a través de la frontera. (3) La mayoría de los sistemas eléctricos nacionales y regionales que existen hoy en día empezaron como sistemas aislados en ciudades grandes. Al irse expandiendo los sistemas de energía se fueron conectando entre sistemas vecinos. La primera interconexión internacional fue en 1906 cuando Suiza construyó conexiones con Francia e Italia. (1) Las interconexiones se diseñaron para promover la seguridad en el abastecimiento, permitiendo por ejemplo en una emergencia importar del otro sistema. Sin embargo, en los últimos tiempos en Europa dos factores más han promovido la interconexión. Primero se busca liberalizar el mercado eléctrico europeo, creando un mercado eléctrico interno que permita promover la competencia, los intercambios comerciales y un incremento en el bienestar general. Por último, tiene un objetivo de poder reducir los precios de la electricidad. Debido a la escasez en la capacidad de las interconexiones se ha creado una barrera para el intercambio por lo cual la Comisión Europea ha estado promoviendo inversiones en interconexiones, más recientemente en el llamado tercer paquete de energía en 2009. A pesar de que las interconexiones pueden aumentar el bienestar global, también generan ganadores y perdedores. Otro de los desafíos es la expansión masiva a energías renovables que requieren la creación de líneas de transmisión internacional y coordinación extensiva si se quiere que puedan desarrollar su máximo potencial. (2) El manejo de las energías renovables como la solar y la eólica es complejo ya que la generación no necesariamente ocurre cuando el sistema la demanda, a diferencia de los sistemas de generación tradicionales. Para compensar esta variabilidad y así no poner en riesgo la seguridad del suministro, los operadores cuentan con generación gestionable e interconexiones. Al aumentar la capacidad de interconexión también aumentamos la cantidad de renovables que podemos integrar ya que en casos de sobreoferta, esta puede ser absorbida por el otro sistema en vez de ser desperdiciada. Igualmente, en el caso de falta de energía, una gran capacidad de intercambio permite recibir el faltante del otro sistema. (3) El almacenamiento y las interconexiones logran incrementar la cantidad máxima de renovables instaladas. En especial para el Reino Unido se llegó a que una interconexión de 9 GW permite aumentar la máxima cantidad de generación eólica de 31 a 36 GW (+16%) Esto es realmente importante ya que el Reino Unido está obligado por ley a reducir sus emisiones al 80% de 1990 para el 2050. (5) El norte de China podría importar energía hidroeléctrica de Rusia y así disminuir la contaminación generada por las plantas a carbón pasando a generación renovable. (6)

Dentro de los beneficios potenciales de una interconexión de redes se encuentran:

● Mejora la seguridad de suministro y se pueden disminuir la capacidad de las unidades de respaldo para un suministro confiable de energía al compartir estas unidades.

● Disminución en la inversión en capacidad de generación ya que se comparte. También se pueden retrasar la adición de nueva capacidad en el sistema.

● Mejora el factor de carga (cociente entre demanda promedio y pico de demanda) y la diversidad de generación ya que los sistemas van a operar más económicamente cuando tengan una demanda estable en el tiempo y no picos de consumo. Este ahorro se debe a que la potencia de generación ociosa tiende a disminuir. Además la interconexión entre sistemas con distintos patrones de generación diario como estacional mejora el sistema ya que estos se complementan.

● Puede permitir en nuevas construcciones la disminución de los costos, ya que los costos de generación y transmisión disminuyen al aumentar la escala.

● La diversidad en el mix de la generación entre los distintos participantes dan mayor seguridad en el caso de que una tecnología de generación se vea limitada. Por ejemplo cuando hay hidroelectricidad en un año con pocas lluvias. Históricamente esta ha sido una razón para interconectar sistemas con predominancia hidráulica con sistemas con predominancia térmica.

● Las interconexiones permiten que se despache las unidades de generación más baratas dando como resultado ahorros para el sistema que se pueden dividir entre los distintos componentes. Permite intercambiar energía barata de un sistema a otro más caro y por lo tanto la generación donde la tecnología más eficiente se encuentre. La competencia en las licitaciones hace que los competidores presenten su oferta más competitiva si quieren que sus ofertas sean aceptadas, logrando un ahorro en el precio final de la electricidad.

● Permite el mayor uso de las unidades de generación que menor impacto sobre el medio ambiente tienen y el menor uso de las que más impactan.

● Permite un mejor control de los planes de mantenimiento de las unidades de generación y transmisión de forma tal que el costo y la seguridad de suministro sean optimizados.

(1)(3)(4)

La capacidad de intercambio entre dos países se define como la cantidad máxima instantánea que puede ser importada o exportada entre dos sistemas eléctricos siempre y cuando se mantenga un criterio de seguridad para cada uno de los sistemas. Para obtener los beneficios que la interconexión puede proveer es esencial contar con un alto nivel de capacidad de intercambio. La Unión Europea recomienda por lo menos un 10% de la capacidad de generación instalada. Una vez ambos operadores se hayan puesto de acuerdo en cuál es el criterio de seguridad para ambos sistemas, se establece qué parte de la capacidad de la interconexión puede ser usada para fines comerciales y se deja disponible para agentes, compradores y vendedores. (3)

1.1. Costos y beneficios

Los costos y beneficios de una interconexión son muy similares a los de intercambios comerciales. En principio debería haber una ganancia global. La demanda eléctrica en el corto plazo puede considerarse inelástica. Por lo que si tenemos dos sistemas interconectados donde uno produce más barato que el otro, al interconectarlos logramos (si la capacidad de intercambio es suficiente) que el precio en ambos sea el mismo. Esto impacta aumentando el precio para los consumidores del más barato y disminuyéndolo en el más caro. Al mismo tiempo los generadores del país más barato producirán más a un precio más caro y los del más caro producirán menos y obtendrán un precio más bajo. Esto genera ganadores y perdedores ya que unos consumidores estarían subvencionando a los otros. Un ejemplo de esto es la interconexión entre Francia y Alemania. Francia tiene costos marginales menores debido al excedente de sus plantas nucleares, por lo que exporta a Alemania haciendo que el precio marginal de Francia aumente por lo que los consumidores franceses deben pagar más. Siendo los beneficiados en este caso los consumidores alemanes. Esto genera problemas políticos sobre el intercambio. (2)

Los proveedores de interconexiones buscarán lo contrario a lo que buscan las interconexiones ya que obtienen más ganancia cuanto mayor sea la diferencia de precios entre los sistemas haciendo que no haya ningún incentivo a la expansión de capacidad para que se igualen los precios.(2) A esto se le debe adicionar que la electricidad fluye de acuerdo a leyes físicas y no acorde a acuerdos comerciales por lo cual puede suceder que al moverse la electricidad por el camino que ofrece menor resistencia, esta fluya de un generador en un sistema por la red de transmisión del otro sistema y vuelva a su lugar de consumo en el primer sistema. (2)

La generación de renovables tiene que ser instalada donde se encuentra el recurso disponible, lo cual no tiene por qué coincidir necesariamente con las fronteras de los países generando distintas grados de potencialidad en los distintos países. Esto presenta una posibilidad para sinergias entre los países y se necesita para esto un aumento en la capacidad de transmisión instalada. Un ejemplo claro de esto es la finalización en el año 2008 de una interconexión entre Países Bajos y Noruega de 700 MW. Debido a su geografía, Noruega tiene mucha energía hidráulica que es barata para la generación en picos de demanda. Los Países Bajos tienen muchas centrales térmicas que son muy útiles como generadores de base. Por lo tanto Noruega puede proveer energía hidráulica en picos de demanda y los Países Bajos energía barata a Noruega para generación de base. Además, la energía térmica puede ser utilizada para bombear agua hacia los reservorios de agua en Noruega y así tenerla disponible en los momentos de demanda pico. Esta interconexión permite explotar ambos recursos de una manera más efectiva. (2)

Sin embargo, se va a necesitar una mayor coordinación e inversión para aprovechar por ejemplo la conexión de energía solar proveniente del norte de África ya que se necesitan grandes inversiones en interconexiones y una nueva regulación que integre los agentes de todos los países. De igual manera se presenta la energía eólica proveniente del mar del norte. No debemos olvidar que aunque las fuentes renovables se ven beneficiadas de las interconexiones, estas no producen una potencia constante por lo que niveles significativos de generación de respaldo será necesaria para momentos donde no haya viento o poca irradiación solar. (2)

La Comisión Europea ha estado promoviendo lo que se denomina como asociación de mercados (market coupling). Involucra a dos o más países coordinando sus intercambios energéticos de forma tal que remueven la necesidad de licitar explícitamente la capacidad de interconexión. Hacen que esté disponible implícitamente la capacidad de interconexión en su máximo límite físico generando que en el caso en que si la capacidad física disponible es suficiente los precios se igualan entre los países interconectados. Esto sucede en los países nórdicos donde se combinan los mercados de los siguientes 5 países; Dinamarca, Estonia, Finlandia, Noruega y Suecia. También sucede en el caso de que la disponibilidad de las interconexiones lo permita entre Bélgica, Francia, Alemania, Luxemburgo y Países Bajos. Es esperado por la Comisión Europea que esto se extienda a todo Europa. Cabe destacar que si bien la asociación de mercados aumenta el beneficio total, este genera ganadores y perdedores además de consecuencias no intencionales en mercados nacionales. (2)

1.2 .¿Que tener en cuenta en el diseño de una

interconexión?

Los aspectos a tener en cuenta para el diseño de una interconexión incluyen lo siguiente:

● Si es AC o DC ● En caso de que sea DC, se debe establecer si es polo simple o doble

● La capacidad de transmisión (MVA) ● El voltaje de transmisión (kV) ● Los componentes del sistema y el diseño global ● El acuerdo de operación ● Si el sistema actuará de forma sincrónica o asincrónica. Para operar de forma sincrónica

como mínimo se necesita que ambos sistemas tengan la misma frecuencia lo cual puede hacer que el sistema sea muy difícil o muy caro de operar. Por ejemplo, muchas redes sincrónicas con la misma frecuencia nominal incluyendo las 4 conexiones de Norteamérica, tienen solo conexiones asincrónicas DC entre ellas.

● La distancia de la interconexión y los picos de potencia influenciaran la decisión entre AC y DC.

● El terreno, la geología y el uso de la tierra definirá si se usarán líneas aéreas o bajo tierra.

Los objetivos técnicos de una interconexión son los de proveer potencia a los consumidores de forma económica, segura, confiable, eficiente y con el mínimo impacto posible en el medio ambiente. Cada uno de los objetivos anteriores tiene una forma más cuantitativa de medirlo; precio por KWh, número y mortalidad de los accidentes, frecuencia y duración de las interrupciones del servicio, ratio de generación de calor en plantas térmicas, pérdidas en la distribución y transmisión, emisiones. Los componentes de los sistemas se seleccionan teniendo en cuenta todos estos factores aunque existe la posibilidad de que sean optimizados de forma diferente en distintos sistemas. (1)

Elementos de una interconexión:

● Líneas de transmisión: pueden ser líneas aéreas o cables subterráneos (o submarinos). Las líneas son más comunes y económicas que los cables. Se debe considerar el tipo de conductor y el tamaño de forma de minimizar la impedancia (pérdidas), el costo y el peso que deben soportar las estructuras. Aunque el cobre es mejor conductor que el aluminio, este último lo ha ido desplazando debido a que es más liviano, barato y tiene una oferta más abundante. Los cables subterráneos son usados cuando por motivos ambientales o de uso de la tierra las líneas son inapropiadas, como pueden ser por ejemplo en lugares muy densamente poblados o lugares ecológicamente sensibles. Los cables deben ser aislados y normalmente dirigidos a través de conductos subterráneos. A veces requieren sistemas de refrigeración para poder disipar el calor. Generalmente son de cobre debido a que balancea el mayor costo con mejor conductividad y menor calentamiento resistivo.

● Estructuras de soporte: Existen muchos tipos de estructuras para soportar las líneas aéreas, pueden ser hechas de acero, madera o concreto. La función principal que tienen es la de mantener a los conductores aislados evitando interferir con árboles y otros objetos además de animales y personas. Por eso es que se necesita que sean suficientemente altas para cumplir incluso cuando se dilatan los cables por el calor generado por resistencia. Debido a que las líneas aéreas no son aisladas es que se utilizan en las torres piezas aislantes (cerámica, vidrio o material polimérico) para prevenir que se pierda energía eléctrica poniendo en riesgo a cualquier persona o animal que toque la estructura.

● Transformadores y subestaciones: Los transformadores se utilizan para cambiar los niveles de voltaje de AC permitiendo de esta forma transmitir a altos voltajes para de esta forma minimizar las pérdidas resistivas y que al usuario le lleguen voltajes bajos para seguridad. Estos factores fueron los que impusieron los sistemas AC sobre los sistemas DC. Los transformadores modernos son extremadamente eficientes (típicamente 99%) pero las pequeñas pérdidas pueden igual generar una gran cantidad de calor que debe ser disipado para prevenir daños en el equipo. Debido a esto es que los grandes transformadores son refrigerados con aceite que funciona además como un aislante eléctrico. Además de los transformadores en las subestaciones también se encuentran equipos importantes como son equipos de protección, capacitores para proveer potencia reactiva, etc.

● Equipos de protección: Son una parte extremadamente importante del sistema y tienen como función principal la de detectar y evitar fallas como corto circuitos. Su objetivo es el de aislar y des energizar las fallas antes de que puedan dañar al personal o causar algún daño importante a los equipos. Están diseñados para proteger el sistema eléctrico en sí y no los equipos del usuario final. Debido a que el operador humano no puede responder a tiempo a una falla es que estos sistemas operan automáticamente.

● Sistemas de control, monitoreo y comunicación: Están ubicados en una central de control cuya responsabilidad es la de hacer funcionar el sistema de forma segura y confiable. Esto es llevado a cabo por sistemas de monitoreo continuos. Antes estas actividades eran llevadas a cabo semi manualmente con una alta dependencia en comunicaciones telefónicas entre operadores y personas en el campo. Esto ha ido automatizándose a sistemas SCADA por ejemplo.(1)

1.3 .¿Se debe utilizar corriente alterna o corriente continua en las interconexiones?

En los últimos 100 años los sistemas de corriente alterna (AC) se han convertido en el estándar a nivel mundial. Esto es debido principalmente a que es fácil incrementar y disminuir el voltaje usando transformadores para corriente alterna. En cambio para corriente continua (DC) esto no es tan simple. Los mayores beneficios en una interconexión internacional se dan con sistemas sincrónicos AC pero estos tienen el riesgo de que cualquier problema en uno de los sistemas se siente rápidamente en el otro. Por lo cual la interconexión hace al sistema vulnerable a problemas en el otro sistema. Por ejemplo, los grandes apagones que ocurrieron en Norteamérica y Europa en el año 2003, demostraron que distorsiones de gran escala pueden propagarse a través de la interconexión y resultar en apagones en cascada, colapsando sistemas que previamente funcionaban de manera correcta. Para conexiones sincrónicas se necesita que estén ambas a la misma frecuencia (50 o 60 Hz) y se conecten al mismo voltaje lo cual es fácil si los países ya llegaron a un acuerdo como en Europa que tienen 380 kV de estándar, sino se necesita de transformadores. También para interconexiones con líneas de transmisión largas se puede ver que tienen mayores problemas de estabilidad que en líneas cortas. (4)(1)

Dentro de los problemas técnicos que tiene la interconexión en AC podemos destacar:

● Límites térmicos: La capacidad de las líneas, transformadores y equipos es determinada por la temperatura límite a la cual pueden trabajar y si esta es excedida entonces los equipos se dañan o destruyen. Tradicionalmente los operadores de las transmisiones han sido conservadores y han estado muy por debajo del límite pero al incrementarse el intercambio de energía en mercados liberalizados se ha creado una presión para tener mayor utilización de las líneas y equipos. esto ha hecho que se desarrollen en vez de un único límite, límites dinámicos dependiendo de las condiciones de los días. Por ejemplo, las líneas de transmisión pueden transmitir más energía cuanto más efectivamente se disipe el calor generado y por lo tanto tendrán límites superiores de transmisión en días fríos, ventosos o sin irradiación solar directa.

● Límites de estabilidad: Es la máxima cantidad de potencia que puede ser transmitida y el sistema se mantendrá sincronizado si una distorsión ocurre. En general este límite es más importante que el límite térmico para líneas de transmisión largas, mientras el límite térmico es más importante para líneas de transmisión cortas.

● Regulación del voltaje: El voltaje de los sistemas es gobernado principalmente por los flujos de potencia reactiva. El voltaje es función del largo del circuito, la impedancia por unidad de largo y el flujo de potencia real (a mayor corriente y reactancia mayor es la caída de voltaje si predomina la reactancia o ganancia si predomina la capacitancia). Los colapsos en el voltaje ocurren cuando la demanda reactiva es alta y los sistemas están operando cerca del límite de estabilidad. Para mantener el voltaje a lo largo de la línea se utiliza compensación reactiva (como capacitores por ejemplo). Es necesario que los operadores mantengan los niveles de voltaje para proteger los equipos de los usuarios finales.

● Flujos de corriente en paralelo o bypass: Esto se debe a que la energía eléctrica no fluye por el camino especificado de transmisión necesariamente sino que se divide entre los distintos caminos dependiendo del voltaje e impedancia de cada camino. Esto puede

llevar a que la corriente tome caminos no deseados resultando en pérdidas y sobrecargas de las líneas. Para controlar estos fenómenos es necesario que el operador conozca el origen y el destino de todas las transacciones además de cómo la energía fluirá.

(1)

Una ventaja de la DC es que los voltajes máximo y promedio son iguales ya que el voltaje no oscila mientras que para AC si son distintos y varia. El máximo voltaje es importante para diseñar correctamente la aislación y el equipo de seguridad que deben ser diseñados para proteger contra el mayor voltaje presente. El voltaje promedio es importante en la cantidad de energía suministrada al usuario final y las pérdidas. (1)

Los equipos de corriente directa en alto voltaje (HVDC) permiten la interconexión de dos redes asincrónicas que trabajan a distintas frecuencias y que de otra forma serían incompatibles (Por ejemplo la interconexión Uruguay Brasil). Les permite intercambiar energía sin la necesidad de una red sincronizada. Además también tiene ventajas en la trasmisión de grandes cantidades de energía en distancias grandes. La utilización de HVDC necesita de estaciones de conversión además de las líneas y subestaciones adicionando un costo extra. A lo largo de un mismo país existen típicamente estándares técnicos comunes para todos los equipos que reducen la complejidad de conexión entre los sistemas. Sin embargo, en países distintos los sistemas eléctricos han evolucionado separados con distintas tecnologías y estándares agregando una complejidad técnica extra a la interconexión. Además, los aspectos institucionales y administrativos tienden a diferir entre los distintos países afectando la operación de la interconexión. Teniendo en cuenta todos estos aspectos es que se puede concluir que es necesario tener un planeamiento cuidadoso y operaciones bien coordinadas. (1) El primer uso comercial moderno para la HVDC fue en Suecia en el año 1954 y fue en el 1980 cuando se desarrollaron los convertidores de estado sólido de alto voltaje cuando esta tecnología despegó. Si bien los costos de las unidades de conversión son todavía caros han disminuido su precio en el tiempo de forma constante y por ende esta tecnología debe considerarse como una opción para los proyectos de interconexión. Se utiliza principalmente en 3 aplicaciones:

● Transmisión de grandes cantidades de energía a través de distancias grandes: A diferencia de las transmisiones AC de larga distancia la transmisión HVDC no tiene límites de estabilidad inherentes e incluso sin tener en cuenta estos límites de estabilidad esta tecnología puede superar a la AC en costos. Esta ventaja se debe a que la HVDC puede transportar mayor energía para un tamaño de conductor dado y además solo requiere dos conductores mientras que la AC requiere tres. Por lo cual, si bien los convertidores son muy caros, el costo por km de transmisión de líneas HVDC es menor. En la Figura 1 se puede ver cómo varían ambos sistemas con el aumento de la distancia de la interconexión. Generalmente cómo se puede observar en la Figura 2, para distancias de transmisión mayores a 600 km la HVDC es más barata de construir y operar que la AC.

Figura 1: Efecto de la distancia para sistemas AC y DC.

Fuente: http://www.electron-economy.org/pages/HVDC-26210.html

Figura 2: Costo de líneas AC y DC para una línea de transmisión de 2000 MW.

Fuente: p. 6, R. Rudervall, J. Charpentier, and R. Sharma, High Voltage Direct Current (HVDC) Transmission Systems Technology Review Paper. Joint World Bank-ABB Paper, disponible en: http://www.worldbank.org/html/fpd/em/transmission/technology_abb.pdf.

● Transmisión de energía bajo agua: Son preferidos los sistemas HVDC en estas aplicaciones debido a que los cables utilizados son coaxiales para disminuir los requerimientos de espacio. Esto presenta una alta impedancia reactiva para la transmisión AC pero la DC no es afectada por la capacitancia y por lo tanto puede ser usada para gran capacidad y larga distancia en cables submarinos. La distancia mínima donde la HVDC es más barata que la AC para estos sistemas es menor que para los casos aéreos y ronda los 50 km. Cabe destacar que la distancia depende de muchos factores y por lo tanto debe realizarse un análisis para el caso en particular.

● Interconexiones asincrónicas: Los sistemas HVDC son una buena alternativa cuando los sistemas sincrónicos en AC son difíciles o imposibles debido a la diferencia de frecuencia que presentan los dos sistemas u otras diferencias importantes entre los sistemas. Existen dos tipos de interconexiones asincrónicos; transmisión de larga distancia HVDC entre dos estaciones conectadas a redes AC o HVDC interconectando dos sistemas AC sin ningún tipo de transmisión. Este último caso es el que se observa en las interconexiones entre Brasil y Uruguay tanto por Melo como por Rivera.

Además de llevar más energía para un tamaño de conductor dado, otras ventajas de las conexiones HVDC son, en situaciones donde ya existe una capacidad de transmisión limitada puede ser una alternativa a mejorar la transmisión AC existente. Y también las conexiones HVDC no incrementan las corrientes de falla en las redes que se encuentran conectadas por lo que nuevos sistemas de corte no son necesarios en el resto del sistema. Para proveer la misma capacidad de transmisión los componentes son de menor tamaño que en un sistema AC, reduciendo así el impacto sobre el medio ambiente de la línea. Otra ventaja que proveen los controladores de estado sólido del HVDC es que ofrecen control total sobre el sentido del flujo de energía evitando flujos impredecibles en sentido contrario al deseado.

Hoy en día la interconexión con mayor capacidad en el mundo de HVDC (6300 MW) es una conexión bipolar de +/- 600 kV que se encuentra entre la represa de Itaipú en la frontera entre Brasil y Paraguay y Brasil con una distancia de 800 km. Se decidió por esta tecnología debido a que se necesitaba ingresar la energía eléctrica generada por la represa a una frecuencia de 50 Hz en un sistema de 60 Hz además de transmitir una gran cantidad de energía hidráulica (6300 MW) a través de grandes distancias. La conexión de HVDC más larga del mundo se encuentra uniendo la represa de las tres gargantas en China con 975 km de largo y la mayor potencia por polo (1650 MW). (1)(4)

2. EJEMPLO EUROPEO

A diferencia del precio de otros energéticos como el petróleo por ejemplo donde el precio resulta del comercio internacional, el precio de la electricidad depende de cada región y país, y es influenciado en parte por el precio de los energéticos y hoy en día por los certificados de emisión de CO2. Desde la segunda mitad de los 90 que la Unión Europea ha promocionado la liberalización de los mercados de la electricidad y el gas con el objetivo de permitir a los consumidores elegir su proveedor, incluyendo los consumidores residenciales. Si bien algunos países ya fueron anticipando esta liberalización hubo otros que demoraron mucho más tiempo y presentan casi monopolios en su oferta. En el año 2009 se adoptó el tercer paquete de propuestas legislativas con el objetivo de asegurar una elección de proveedores real y efectiva y de esta forma beneficiar a los consumidores. Debido a la transparencia en los precios es que se promueve una competencia leal pero para lograr completamente esta transparencia en todos los involucrados por igual deberían publicarse y difundirse los precios más eficientemente. (7)

El tercer paquete de propuestas legislativas de 2009 tiene como objetivo mejorar el funcionamiento interno del mercado energético y resolver problemas estructurales. Para esto se definió que cubra 5 áreas críticas:

● La separación de los proveedores de energía y generadores de los operadores de las redes. Esto apunta a evitar que si opera en ambas partes se puede ver beneficiado de obstruir el acceso a la infraestructura de algún competidor. Por lo cual promueve la libre competencia y logra disminuir los precios para los competidores.

● Reguladores Independientes de los intereses de las compañías y de los gobiernos. Por lo cual deben tener su propia entidad legal y autoridad sobre su propio presupuesto. Los gobiernos deben proveerles los recursos suficientes para llevar a cabo sus operaciones. Los reguladores de los distintos países deben cooperar entre ellos para promover la competencia, la apertura de los mercados y una red energética segura y eficiente.

● Se establece la Agencia para la cooperación de las regulaciones energéticas para ayudar a los reguladores de los distintos países a cooperar y obtener un funcionamiento eficiente del sistema. Esta agencia es independiente de los gobiernos y las compañías de energía.

● Cooperación entre fronteras de los sistemas de transmisión nacionales para asegurarse el manejo óptimo de las redes.

● Aumentar la transparencia de los mercados para beneficiar a los consumidores y proteger sus derechos. Incluye el derecho a elegir o cambiar de proveedor sin cargos extra, recibir información del consumo energético y resolver de manera económica y rápida las disputas.

(8)(9)

El precio de la energía en Europa depende de una variedad de factores de demanda y oferta como son:

● La situación geopolítica ● La diversificación en las importaciones ● El costo de las redes ● Los costos de protección medioambiental ● Condiciones severas del clima ● Los niveles de impuestos

La transparencia en los precio de la energía está garantizado en la Unión Europea ya que los miembros son obligados a enviar la información relativa al precio de las distintas categorías como también la información relacionada al porcentaje del Mercado, las condiciones de venta y los sistemas de obtención del precio.

Los precios de la energía eléctrica o la forma de obtener el precio final varían de un proveedor a otro y puede resultar de los contratos negociados (especialmente para consumidores industriales grandes). Para los pequeños consumidores se establecen de acuerdo a la cantidad de energía eléctrica consumida así como cargos fijos. Esta variabilidad hace que no exista un único precio para la energía por lo que se debe considerar bandas de consumo a la hora de comparar. (7)

En el año 2014 la generación de energía eléctrica en la Unión Europea fue de 3,03 millones de GWh, lo que representa un 2,4% menos que el año anterior. Esta baja en la generación se repite por cuarto año consecutivo y fue 5,7% menor al pico histórico de 3,22 millones de GWh en 2008. Los dos mayores productores fueron Alemania con el 19,5% de la generación total y Francia con 17,8%. La baja en la generación durante el periodo 2010-2014 fue reproducida en la mayoría de los estados miembros. (10)

Como se puede apreciar en la figura 3 más de un cuarto de la energía generada en 2014 provino de las plantas nucleares (27,4%) mientras que más del doble de esta cantidad (47,6%) se produjo a partir de combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas). Dentro de las renovables la que presento mayor participación fue la hidráulica con un 13,2% seguido de la eólica con 8,3% y la solar con 3,2%. Se puede observar que en 10 años, entre el 2004 y el 2014, la participación de renovables en la generación aumento considerablemente (del 13,5% al 24,9%) además de verse una baja significativa en la generación a partir de combustibles fósiles (de 55,9% a 47,6%). (10)

Figura 3: Participación de las distintas formas de generación en el 2014 para la Unión Europea

En la Tabla 1 se puede observar la evolución de los precios en los últimos años de la tarifa residencial (consumidores de entre 2500 y 5000 kWh/año) y la industrial (consumos de entre 500 y 2000 MWh/año) para los distintos países. Los precios incluyen el precio básico de la energía, los costos de trasmisión y distribución y otros servicios relacionados. En la Figura 4 se puede observar la composición de los precios separando los impuestos. Para el consumo residencial sí se incluyen los impuestos, ya que este es el precio final que los consumidores pagan, mientras que para la tarifa industrial no se consideran los impuestos que luego se recuperan como son el IVA. (7)

Tabla 1: Precio de la tarifa residencial e industrial por país y por año en EUR/kWh

Figura 4: Precio de la tarifa residencial por país y desglosados los impuestos del total en EUR/kwh

Se puede apreciar que en la tarifa residencial en el año 2016 los países que presentan los precios más altos son Dinamarca con 0,309 EUR/kWh) luego Alemania con 0,297 y Bélgica con 0,254. Mientras que los que presentan los precios más bajos son Bulgaria con 0,096 EUR/kWh), después Hungría con 0.111 y Estonia con 0,121. Por lo cual se puede ver que hay una diferencia grande entre el menor y el mayor de más del triple. En la Figura 5 se puede observar para cada país cual es el peso relativo de los impuestos en la tarifa. Se puede apreciar que en el Reino Unido la componente es la menor ya que solo incluye un IVA de un 4,7% seguido por Malta con un 4,8%. Mientras que Dinamarca presenta la mayor proporción de impuestos, de cerca de un 70% del precio final. (7)

Figura 5: Proporción de la tarifa residencias que corresponde a los impuestos por país

Para los países que conforman la UE el precio promedio fue de 0,206 EUR/kWh, para llegar a este valor se pondero teniendo en cuenta el consumo nacional de energía del año 2014. Se puede apreciar en la Figura 6 la evolución anual que se dio en los últimos 8 años y medio donde se puede ver que presenta una tendencia creciente con la excepción del 2009 y el 2016 donde disminuyo. (7)

Figura 6: Evolución anual del precio de la tarifa residencial para el EU-28 y el EA en EUR/kwh

* EU-28 – Países que componen la Unión Europea al día de hoy: Bélgica, Dinamarca, Francia, Alemania, Grecia, Irlanda, Italia, Luxemburgo, Países Bajos, Portugal, España, Reino Unido, Austria, Finlandia, Suecia, Chipre, República Checa, Estonia, Hungría, Latvia, Lituania, Malta, Polonia, Eslovaquia, Eslovenia, Bulgaria, Rumania y Croacia.

Figura 7: Precio de la tarifa residencial abierto en Energía y suministro, costos de la red e impuestos para los distintos países. Además, se presenta el peso relativo de la generación y los costos de la red en el precio sin impuestos

(7)

2.1. Interconexiones en la Unión Europea:

El primer paso hacia un único mercado integrado Europeo fueron los distintos mercados regionales que se fueron desarrollando. El primer mercado regional en estar operativo fue en 1996 y se llama el Nord Pool. Este mercado está formado por Suecia, Finlandia, Noruega, Dinamarca, Estonia y Lituania. El segundo fue el MIBEL entre España y Portugal. En estos dos mercados el manejo es llevado a cabo por un único operador pero en otras partes de Europa es llevado a cabo por más de uno. Este es el caso del CWE que está compuesto por Francia, Alemania, Bélgica y Luxemburgo, y los mercados formados por Italia y Eslovenia y el mercado formado por Republica Checa, Eslovaquia y Hungría. En la figura 8 se pueden apreciar todos los mercados regionales. (3)

Figura 8: Mercados regionales europeos

2.1.1. Ejemplo particular España:

Hoy en día España no alcanza a tener el mínimo nivel recomendado para intercambios comerciales del 10% de la capacidad instalada y solo cuenta con el 3%. Solamente mediante Francia es que puede interconectarse con el resto de Europa haciendo a la península ibérica una isla eléctrica. (3)

2.1.1.1. Interconexión con Francia:

Las cuatro interconexiones existentes con Francia en el 2012 permitían un intercambio máximo de 1400 MW. Desde 1982 que no se construían nuevas líneas de interconexión hasta que se decidió construir una nueva línea de corriente continua que quedo operativa en el 2014 para aumentar a 2800 MW la capacidad de intercambio. Esta cantidad es aún insuficiente y se busca como objetivo llegar para el 2020 a una capacidad de interconexión de por lo menos 4000 MW. (3)

2.1.1.2. Interconexión con Portugal:

Las siete interconexiones que tiene España con Portugal le permiten realizar intercambios de 2400 MW como máximo. A estas se les suman dos nuevas líneas que se pusieron en servicio en el 2015 que permitieron alcanzar intercambios de hasta 3000 MW. (3)

2.1.1.3. Interconexión con Marruecos:

España se conecta con Marruecos a través de 2 líneas submarinas que proveen una capacidad máxima de 800 MW y esta interconexión puede considerarse como la principal interconexión eléctrica entre Europa y África y permitir en un futuro que los proyectos de generación a partir de fuentes renovables en el Norte de África, principalmente de origen solar y eólica, puedan abastecer a Europa. (3) (4)

Los intercambios comentados anteriormente se pueden observar gráficamente en la Figura 9

Figura 9: Intercambios de energía eléctrica de España con los países vecinos.

3. SISTEMA ELÉCTRICO URUGUAYO-2016

El sistema eléctrico uruguayo, cuenta con una capacidad de generación instalada de 3300MW

[18]. El 46% corresponde a centrales hidroeléctricas, el 26% a capacidad eólica, el 22% a

generación térmica (con gasoil y fuel oil) y el 6% restante a biomasa y solar fotovoltaica. La

generación térmica se compone de 6 turbinas de gasoil de 48MW y 4 de 22 MW en Punta del

Tigre, dos turbinas de 100MW en la tablada y 8 motogeneradores a fueloil de 10MW cada uno en

Central Batlle. Las centrales hidroeléctricas, que presenta fluctuaciones ya que depende de la

lluvia, están en Rio Negro y en el Río Uruguay. La capacidad media de generación hidroeléctrica

es de unos 6000GWh pudiendo alcanzar los 10000GWh en condiciones muy favorables. Uruguay

no tiene reservas probadas de combustibles fósiles por lo que para abastecer la creciente

demanda, Uruguay apuesta por las energías renovables como la eólica, la solar o la biomasa. La

demanda de energía eléctrica crece en forma permanente. En Uruguay, el crecimiento anual de la

última década ha sido de un 3.5% acumulativo anual, alcanzando los 10000 GWh en el año 2012 y

con un crecimiento previsto para las próximas décadas de un 2.5%. Este crecimiento, necesita ser

acompañado de nuevos proyectos que permitan satisfacer la demanda de energía eléctrica, como

por ejemplo, los proyectos de intercambio internacional de electricidad. [18]

Para garantizar la Seguridad de Suministro, la planificación del abastecimiento, se debe realizar

sin considerar la posibilidad de que el suministro de energía de Uruguay dependa de la

importación de energía de los países vecinos. [18]

Tabla 2: Consumo energético de Uruguay y proyecciones. Fuente:(18)

4. INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA DE URUGUAY CON LA REGIÓN

La tendencia tanto a nivel mundial como regional es hacia la interconexión de los sistemas y la

integración de mercados eléctricos con el objetivo de aumentar la eficiencia, reducir costos y

aumentar la confiabilidad en el suministro. El intercambio entre los países modifica los flujos de

potencia y por tanto su utilización. El costo asignado debe ser distribuido entre los distintos

usuarios. Es importante estudiar las distintas metodologías para la asignación de los costos,

estudiando también el impacto sobre los distintos agentes participantes. Los precios nodales,

recuperan de las cargas un monto superior al pagado por los generadores, sin embargo, este es

insuficiente para cubrir los costos de infraestructura y otros costos fijos. Por tanto, se han

propuesto otros métodos, como por ejemplo, el estampillado (los costos de infraestructura se

dividen en forma proporcional a las potencias). El inconveniente de dicha técnica es que no son

eficientes a largo plazo para invertir en nueva infraestructura. Algunos autores han escrito sobre

la metodología de “intensidad de uso” para asignar los costos fijos. Independientemente de la

tecnología utilizada, la misma debe ser justa para todos los países participantes. La utilización del

“Pancaking”, es decir cargar una transacción internacional que “atraviesa” N países, el cargo de

cada país como si fuese nacional, no es adecuado. La misma puede ser llegar a ser injusta para

algún país participante ya que la asignación de los costos depende más de las fronteras más que

de los flujos en si. El “pancaking” produce un peaje que es dependiente de la transacción y no es

un “único peaje” (21).

4.1. Asignación de costos de transmisión según la metodología de cada país (“Pancaking”)

El cálculo de costos se realiza aplicando para cada país su metodología y acumulando los costos

de peajes de cada país. Para explicar esta asignación de costos, tomamos como ejemplo el

trabajo “Asignación de los costos de transporte en transacciones multilaterales de energía

eléctrica en el Mercosur” (21). A modo de ejemplo, se considera que Uruguay le compra energía

a Brasil y la transacción se da entre 3 generadores de Brasil tal como detalla la siguiente figura,

Figura 10: Ejemplo Pancaking. Fuente: (21)

En este caso, los costos de peaje se asignan de la siguiente manera (21),

● Para la potencia proporcionada por los 3 generadores, se calculan los peajes utilizando la

metodología de Brasil. Se calculan los peajes de una demanda de exportación ubicada en

Garabí por la potencia de transacción.

● Se calcula los peajes asociados a Garabí para la potencia de transito correspondiente a la

transacción.

● Se calculan los peajes en Argentina, utilizando la metodología de dicho país para una

demanda en Salto Grande.

● Se calculan los peajes en Uruguay, con la metodología de dicho país, para una demanda

D

● Se suman los anteriores peajes y se asignan la transacción considerada

4.2. Asignación de costos según el método de participaciones proporcionales

Está basada en el análisis del flujo de carga aplicado en la red en cuestión. Mediante el resultado

obtenido, se calcula los coeficientes de participación de cada carga y/o generador en el flujo a

través de cada línea. El algoritmo utilizado tiene en cuenta la potencia que circula por una línea y

que se debe al consumo o generación de ese nodo y tiene en cuenta también las pérdidas por

transacción.

4.3. Acuerdos de comercialización

En los últimos 20 años se desarrollaron interconexiones entre varios países de Latinoamérica que

están prontas para ser optimizadas. Hasta el momento, no se ha logrado un uso eficiente de las

mismas debido a dificultades de acoplamiento de las diferentes organizaciones. Un estudio

reciente elaborado por la CIER en el año 2015, detalla que existe potencial para lograr

interconexiones para lograr que la energía se genere con los recursos más económicos

favoreciendo la economía de los países. Las dificultades que se encontraron para el uso eficaz de

las interconexiones es que cada país tiene diferentes políticas de subsidios en el sector

energético. En cuanto a los actores, la exportación de energía causa resistencia en las

Distribuidoras por ser consideradas como un aumento de los precios internos, mientras que la

importación causa resistencia en los generadores que perciben a la importación como una

competencia. Si a eso se le suma distintos subsidios en los países participantes, la competencia

es asimétrica. (23)

Independientemente del modelo que se elija para la interconexión, se deberían respetar los

siguientes principios,

● Soberanía y equilibrio de inversiones: La integración debe permitir un mejor uso de los

recursos sin afectar el abastecimiento a la demanda. Cada país debe ser libre

determinando si permite ( y hasta que porcentaje) la realización de contratos

● Transparencia de costos: Para esto se supone que cada país posee un Costo Marginal

Operativo que representa el costo variable de generación. Para el caso de Uruguay, Brasil

y Argentina, dicha información es dada por los operadores del sistema (ADME en

Uruguay, ONS en Brasil y CAMMESA en Argentina). Para eliminar distorsiones internas

(subsidios), puede ser necesario agregar un valor a los costos variables. Para lograr un

modelo objetivo y transparente, toda la metodología e información necesaria para el

cálculo de dichos costos debe ser conocida de antemano.

● Racionalidad económica y compromiso: Se debe cuidar que los contratos entre los

agentes no afecten el despacho óptimo de los recursos incluyendo las interconexiones.

Los países se deben comprometer a realizar los intercambios propuestos siempre y

cuando los mismos tengan racionalidad económica

● Gradualidad: Se debe acoplar los sistemas cumpliendo la racionalidad económica en

forma gradual para que los impactos sobre el sistema sea controlables.

El comercio internacional de energía eléctrica con Argentina y Brasil es fundamental para nuestro

país debido al tamaño relativo de nuestro sistema, comparándolo con los de los países

anteriormente mencionados, aumentando la seguridad en el suministro eléctrico del Uruguay. La

interconexión eléctrica con Argentina es la mayor, mientras que la interconexión con Brasil es más

reciente. En cuanto a los aspectos institucionales de la interconexión, los países participantes han

debido adaptar las modalidades de transacción a lo largo del tiempo. Con el correr de los años, han

existido limitaciones en las transacciones entre Uruguay y sus vecinos, por ejemplo debido a la

suspensión del cumplimiento del contrato de exportación frente a situaciones de escasez del país

vendedor o la negativa de los países de vender energía procedente de agua embalsada. El comercio

internacional de electricidad da lugar a negociaciones, en la que cada parte intenta satisfacer sus

objetivos que es, entre otros, asegurar la disponibilidad de un bien escaso.

Desde el año 2004, las autoridades políticas uruguayas tuvieron que negociar varias veces sobre

determinadas transacciones concretas. Las disposiciones regulatorias de los países, los acuerdos

binacionales prexistentes para el comercio y las transacciones pactadas por las empresas, han

resultado, a veces, insuficientes para asegurar la fluidez del comercio. Ante problemas de escasez

energéticas por algunas de las partes participantes, el comercio se transforma en un tema de

política energética y las transacciones a veces necesitan de decisiones políticas para llevarse a

cabo.

Está claro que en una negociación, cada uno de los participantes busca maximizar sus beneficios,

pero no hay que perder de vista, el intentar mantener la cooperación a largo plazo, que como ya

se comentó anteriormente, es fundamental para nuestro país.

A partir del año 2004, se está dando el comercio spot, o de contratos interrumpibles en los que el

precio de venta se fija a partir de los costos de generación más márgenes de distinto tipo que

resultan de los acuerdos entre los países participantes.

Como primeros antecedentes con Argentina, se encuentra el convenio del año 46 sobre el

aprovechamiento del Río Uruguay, creándose la Comisión Técnica de Salto Grande estableciendo

prioridades para el uso del río. Dicho convenio tiene su reglamentación recién en los años

setenta (ver anexo), estableciendo las condiciones para comenzar la obra.

El Convenio de interconexión energética menciona entre los propósitos fundamentales

“posibilitar con carácter permanente y estable la operación interconectada de ambos sistemas

tendiendo a un enfoque que sea congruente con las conveniencias y decisiones individuales y

con el mantenimiento de la equidad en la distribución de la totalidad de los beneficios

resultantes”. Es importante declarar, que deja en claro, que cada país o cada sistema, tiene en

última instancia, la última palabra. Además habla de la distribución de beneficios, que es lo que

dificulta, generalmente, a los sistemas de intercambio. Se debe definir las entidades a

interconectarse y la forma de operación. Los despachos de carga, realizan sus programas en

forma horaria, determinando la demanda prevista para el periodo y la capacidad para cubrirla.

De esos datos, surge la capacidad de intercambio de cada uno de los sistemas. Cada uno de los

sistemas, garantiza su reserva de potencia por separado. (15)

Las modalidades de intercambio previstas pueden ser,

● Suministro de energía por sustitución

● Suministro de potencia

● Suministro de emergencia (cuando uno de los sistemas anteriores tiene riesgo de falla)

Pueden existir otras modalidades de intercambio de menor importancia, como por ejemplo, el

suministro por necesidad de la parte vendedora que se utilizó en Uruguay cuando se hizo

pruebas de aceptación de la Tablada.

Es importante destacar, que el sector eléctrico uruguayo es fuertemente hidrotérmico, esto

quiere decir que está basado en plantas hidráulicas y térmicas.

Figura 11: Interconexiones internacionales de Uruguay con sus vecinos. Fuente:UTE

5. INTERCONEXIÓN ELÉCTICA ENTRE URUGUAY Y ARGENTINA

El objetivo de esta interconexión, tal cual lo detalla la normativa del año 1974, es intensificar la

cooperación en materia energética entre ambos países, posibilitando de manera estable la

operación interconectada de ambos sistemas eléctricos, tendiendo a un enfoque de conjunto

que sea concurrente con las conveniencias y decisiones individuales y con el mantenimiento de

la equidad en la distribución de los beneficios resultantes. Además otro gran objetivo es el uso

más racional de los recursos a través de la colaboración recíproca y la interconexión física

mediante el ahorro de recursos energéticos no renovables aumentando el uso de las renovables

y utilizando mejor los equipamientos disponibles.

El sistema eléctrico uruguayo y argentino se encuentran interconectados por dos líneas de 500kV

formando parte del llamado “cuadrilátero de Salto Grande”. La capacidad de interconexión de

esas dos líneas es de aproximadamente 2000 MW. (15)

Se detallará brevemente como Salto Grande entró el sistema de interconexión. Con Salto

Grande existía un problema financiero, con Argentina operando como financista durante toda la

obra de construcción. En el año 1982, se da una crisis en la región y La Comisión técnica deja de

pagar los cargos financieros correspondientes a las obras y los países dejan de pagar la energía a

la Comisión Técnico Mixta. En el año 1986, comienzan las negociaciones para estabilizar la

situación financiera, estableciendo cuál es el precio de la energía tomada por Uruguay y por

Argentina. Uruguay plantea que si Argentina toma energía de más tenía que pagarla a Uruguay.

Argentina por su lado, exige incorporar una tarifa binómica. Es a partir de la aprobación de la

misma que se empieza a incorporar la energía al convenio de interconexión. En el acta de la

comisión de mayo del 1995, se decide que la energía de Salto Grande la comercializa UTE.

Actualmente se está proponiendo, una modificación del marco legal que rige los intercambios.

En agosto del 1995, se firmó la creación del mercado eléctrico mayorista del Río de la Plata en

donde se prevé la optimización conjunta con reglas similares al mercado argentino. (15)

El comercio de energía eléctrica con Argentina, se puede dividir en tres períodos,

● Hasta el año 1999, donde tuvo lugar el comercio spot debido a la aplicación del Acuerdo

de Ejecución del Convenio de Interconexión de 1983

● Desde el año 1999 hasta el 2004, siguió existiendo el mercado spot pero aparecieron los

contratos de importación de potencia firme en las que empresas argentinas le vendieron

energía a UTE.

● Desde el año 2004, la importación spot desde Argentina adopto distintas modalidades.

En un comienzo era de emergencia y luego paso a ser de contingencia

A continuación se detallaran algunas características de cada uno de dichos periodos

5.1. Comercio hasta el año 1999

Periodo en el que tuvo lugar el comercio spot. Previo a la firma del Acuerdo de Ejecución del

Convenio de Interconexión de 1983, el comercio spot tuvo lugar a través de los apartamientos de

ambos países en la toma de energía de la central de Salto Grande. La tarifa se calculaba de forma

tal que se pudieran cubrir los costos de la inversión y los costos operativos de la central. En el

año 1983, se realizó el acuerdo de interconexión eléctrica. Se creó la Comisión de Interconexión,

que era la encargada de fijar los precios de peaje para el transporte de energía eléctrica y

establecer reglas sobre la reserva de potencia. En Uruguay, el ente que tenía la potestad de

intervenir en las transacciones era UTE.

En cuanto al suministro de energía de sustitución, su precio de venta se determinaba para que

el beneficio para ambas partes sea el mismo. El precio unitario por tanto era la semisuma del

costo incremental del vendedor y el costo evitado medio del comprador incluyendo los costos de

arranque y parada de las centrales involucradas.

En cuanto al suministro de potencia, el precio constaba de tres componentes que eran,

✓ Cargo fijo que es función de la potencia

✓ Energía

✓ Arranques y/o paradas

En lo que respecta al suministro de emergencia (suministro de potencia y energía en condición

de emergencia), el precio se estipulo igual al de la modalidad de potencia. (15)

5.2. Periodo comprendido entre 1999 y 2004

Hasta el año 1999, se realizaba únicamente el comercio spot sin que existiera un compromiso

firme de suministro. La reforma estructural y privatización del sector eléctrico en Argentina,

condujeron a la privatización de los activos de la empresa estatal de Agua y Energía Eléctrica, la

encargada, junto a UTE en Uruguay, de realizar el comercio. Argentina era vista como un

exportador de energía, debido a su abundancia en gas y a los bajos costos del mismo. La

privatización del sector gasífero en Argentina, dejo en manos de empresas privadas las reservas

de gas del país. En cuanto al mercado spot, la resolución 21/97 preveía que los generadores de

los países vecinos que desearan vender energía a Argentina, debían realizar declaraciones de los

precios a los que estaban dispuestos a vender, con una validez de 6 meses y sujetas a cláusulas

de indexación. La privatización del sector energético argentino, trajo aparejado la competencia

en la generación y la participación de un gran número de empresas privadas en las distintas

etapas del negocio eléctrico. En el MERCOSUR se firmó el “Memorandum de entendimiento

relativo a los intercambios eléctricos e integración eléctrica en el MERCOSUR”, cuyos principios

generales eran los siguientes,

✓ Asegurar condiciones competitivas del mercado de generación de electricidad

✓ Permitir a distribuidoras, comercializadoras y grandes demandantes de energía

eléctrica, contratar libremente sus fuentes de provisión

✓ Respetar la realización de contratos libremente pactados entre vendedores y

compradores de energía eléctrica

✓ Asegurar que las reglamentaciones en sus mercados eléctricos permitan la garantía

de suministro que los agentes compradores requieran

Durante dicho periodo se establece en Uruguay la ley de Marco Regulatorio del sector eléctrico

que estableció las bases para el desarrollo de un mercado mayorista. A partir del año 2000, UTE

comenzó a realizar contratos de potencia firme. En el año 2001, la ya mencionada UTE, contrató

la compra de potencia firme con tres empresas argentinas.

La situación de emergencia económica de Argentina en el año 2002, hizo que se aprobara la Ley

de Emergencia Económica. En el 2003, UTE y CEMSA, esta última perteneciente al grupo Endesa,

realizaron un contrato de potencia firme con opción de compra de energía por 338 MW por un

plazo de dos años.

En el anexo se detalla el convenio de ejecución del acuerdo de interconexión energética entre

Argentina y Uruguay del 12 de febrero de 1974. (24)

6. INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA URUGUAY-

BRASIL

El consumo de electricidad se ha ido incrementando con el correr de los años y es de esperar que

la misma siga incrementando. Para el caso de Uruguay, se estima un crecimiento en la demanda

eléctrica de un 3.5% anual. (18)

La energía hidráulica juega un rol muy importante en el mix de generación eléctrica. En el año

2006, Uruguay sufrió una importante sequía, y eso trajo como consecuencia la necesidad de

importar electricidad. En la actualidad, el sistema eléctrico uruguayo se encuentra

interconectado con el sistema eléctrico argentino mediante el “cuadrilátero de Salto Grande”

con una capacidad de unos 2000MW. En el 2001, entro en juego la interconexión con Brasil a

través de “Rivera-Livramento” con una capacidad de unos 70 MW. (19)

Figura 12: Interconexión Uruguay-Brasil: Fuente (19)

La resolución del ANEEL N° 1133 de diciembre del 2007, autoriza a Tradener Ltda a exportar

energía eléctrica con carácter excepcional, temporario e interrumpible mediante intercambio

eléctrico entre Brasil y Uruguay por la conversora de Rivera para todo el año 2008. La resolución

ANEEL N° 1495 de agosto del 2008, autoriza a Tradener a exportar e importar energía eléctrica

con carácter excepcional, temporario e interrumpible durante el periodo de julio a noviembre.

La resolución N° 1712 autoriza a Tradener a exportar energía para todos los meses del año 2009.

En el año 2015, la ordenanza N° 82, articulo 1, reconoce la necesidad de importar energía

eléctrica de Uruguay de forma excepcional y temporaria por medio de la conversora de 70 MW

situada en Santa Ana de Livramento y por la conversora de Melo de 500 MW. La importación se

realizará por medio de ofertas semanales de energía eléctrica pudiendo existir modificaciones

dependiendo de la programación diaria o por las necesidades del tiempo real.

Los sistemas eléctricos de Uruguay y Brasil manejan distintas frecuencias (50 Hz y 60 Hz

respectivamente), por lo que para realizar una interconexión, se debe utilizar un convertidor de

frecuencia. Con el objetivo de cubrir las crecientes demandas de electricidad a un costo

razonable, surge el proyecto de interconexión eléctrica de alta tensión con Brasil a través de una

red de 500kV desde San Carlos (Maldonado, Uruguay) hasta Candiota (Rio Grande do Sul, Brasil).

Con este proyecto, se intenta disminuir la vulnerabilidad del sistema eléctrico uruguayo

logrando una mayor estabilidad en la frecuencia y tensiones debido a un específico sistema de

control y permite, además, diversificar la matriz energética. Se logran ahorros económicos en la

explotación (reducción de pérdidas), produciendo energía en la central de menor costo. Los

excedentes de energía tienen la posibilidad de ser mejor aprovechados, ajustando la producción

a la demanda. (11)

6.1. El proyecto de interconexión : Conversora de Melo

La línea de alta tensión de 500 kV conecta la subestación de San Carlos, en Maldonado, con la

subestación de Presidente Medici en Candiota, Rio Grande do Sul. Dicha línea tiene

aproximadamente 400km, de los cuales 350 km están en territorio uruguayo.

Para que el proyecto sea exitoso, requirió (11)

● Obras eléctricas para la conexión a la red de trasmisión. Para ello se necesita de una

línea aérea de alta tensión en 500kV y 50 Hz de frecuencia con torres autoportantes

conectando la estación de San Carlos con la estación conversora de frecuencia.

● Obras para la conversión de frecuencias ubicada cerca de ciudad de Melo, Cerro Largo.

● Obras para la conexión a la red de transmisión de Brasil que implica una línea aérea de

525 kV y 60 Hz de frecuencia con torres autoportantes conectando la estación

conversora de Melo con la red brasileña.

● Subestación 525/230 kV en la localidad de Candiota

La siguiente figura detalla la línea de alta tensión que se proyectó

Figura 13: Interconexión con Brasil. Fuente: UTE

Puede verse en línea roja la línea de alta tensión que va desde San Carlos hacia Brasil. Dicha

línea atraviesa 4 departamentos del Uruguay que son,

● Maldonado

● Lavalleja

● Treinta y Tres

● Cerro Largo

Tabla 3: Interconexión con Brasil. Fuente: UTE

6.2. Estación conversora

Se ubica en el departamento de Cerro Largo, a 7 km de la localidad de Melo, tal cual muestra la

siguiente figura

Figura 14: Estación convertidora: Fuente: UTE

El uso de la estación conversora es fundamental debido a que Brasil trabaja con una frecuencia

de 60 Hz y Uruguay con una frecuencia de 50 Hz. La estación proyectada es de conversión

estática con una potencia de 500 MW. La tensión de interconexión de 500kV (Uruguay)/525 kV

(Brasil) y la frecuencia como ya se dijo 50 Hz (Uruguay)/60 Hz (Brasil).

El equipo electromecánico de la estación cuenta con lo siguiente (11)

● Subestación de alta tensión 500kV/50 Hz

● Subestación de alta tensión 525 kV/60 Hz

● Filtros de corrientes armónicas y equipos de compensación de reactiva

● Sistemas de transformadores convertidores de 50 Hz y de 60 Hz

● Puente de válvulas de tiristores

● Sistema de refrigeración de válvulas

● Sistema de control

● Sistema de servicios auxiliares

● Sala de baterías

6.3. Subestación de San Carlos

Es una instalación de maniobra y transformación de 500/150 kV ubicada en el departamento de

Maldonado

Figura 15: Subestación de San Carlos. Fuente: UTE

Para la interconexión con Brasil, la subestación debió ampliarse

6.4. Línea de alta tensión

Las características de la línea de alta tensión son las siguientes:

Tensión nominal entre fases 500/525 kV

Frecuencia 50/60 Hz Disposición de las fases Coplanar horizontal

Formación de fase 4 subconductores de cable Dove

Cable de guardia 2

Estructura soporte Torres autoportantes o con riendas

Puesta a tierra 2 o más jabalinas de acero recubierto de

cobre Tabla 4: Línea de alta tensión. Fuente: UTE

6.5. Comercio por la interconexión Rivera-Livramento hasta el año 2004

Esta interconexión es de 150 kV y une la ciudad de Rivera (Uruguay) con Santa Ana do

Livramento (Brasil). Uruguay se caracteriza por tener una interconexión exportadora en el

periodo diciembre-marzo, cuando la carga del sistema está fuera del máximo. Por su parte, Brasil

tiene una condición exportadora durante el periodo abril-noviembre, ya que durante ese

período, tiene capacidad de transmisión remanente, mientras que Uruguay registra sus máximos

de demanda de energía eléctrica. Para este sistema de interconexión, el óptimo se sitúa en el

orden de los 70 MW de potencia. Es en la frontera que divide Rivera con Santa Ana do

Livramento donde se encuentra el convertidor de frecuencia, de 60 a 50 Hz y viceversa, para que

la misma pueda ser utilizada en ambos países. (11)

En un inicio no se acordó las reglas precisas para la formación de precios, sino que se dejaron al

acuerdo posterior, por lo que dependiendo de las circunstancias, se adoptaron distintos

mecanismos,

● En el año 2001, UTE exportó a Brasil durante la crisis de abastecimiento que debió

enfrentar nuestro país vecino. Si bien fue una cantidad reducida, evitó las fallas de dicho

país. Las ventas por parte de UTE a Electrobras se realizaron de forma tal que ambos

países obtuvieran iguales beneficios. En ese periodo, UTE exportó a Brasil 65.9GWh.

● En los años 2002 y 2003 no tuvo lugar el comercio ya que ninguno de los dos países sintió

la necesidad de importar y se desaprovecharon las ganancias marginales por el comercio

en situación hidráulicamente favorable.

● En el año 2004 y con motivo de la crisis de las importaciones de Argentina, UTE comenzó

a requerir energía y se pactó que Electrobras iba a devolver la energía recibida por UTE

durante el año 2001.

A partir del año 2004, se acordó que las ventas de Brasil a Uruguay se hiciesen mediante un

mecanismo de licitación en Brasil para determinar qué comercializador le iba a vender energía a

Uruguay bajo la forma de contratos interrumpibles de seis meses de duración. La primera

licitación adjudicada por UTE fue en mayo de dicho año a la empresa comercializadora Enertrade

con un costo de 0.44 reales por MWh. Luego de los seis meses de contrato, la empresa brasilera

comentada anteriormente siguió encargada de actuar como comercializador de exportación

frente a Uruguay. (15)

En el Anexo, puede verse la normativa que regula el sistema de intercambio internacional entre

Uruguay y Brasil

7. COMERCIO DE ENERGÍA CON

ARGENTINA Y BRASIL LUEGO DEL 2004

Como se mencionó anteriormente, en el 2004 Argentina sufrió una crisis de abastecimiento de

gas natural que limitó el suministro de energía a nuestro país. Una parte de las centrales en

Argentina no podían despachar combustibles líquidos para sustituir al gas y otras, que si podían,

las dificultades logísticas no se lo permitieron. Por dicha escasez de gas natural, se redujeron los

excedentes de capacidad que Argentina requería para exportar a Uruguay (338 MW) y a Brasil

(200 MW). Las autoridades y las empresas que participaban en los contratos, acordaron limitar el

suministro en el marco del contrato de importación de Uruguay a 150 MW. La disponibilidad de

dicha potencia se mantuvo con regularidad a partir del 2005 aun con dificultades de

abastecimiento por parte de Argentina, evidenciando la disposición de dicho país de cumplir con

los compromisos pactados con Uruguay. Luego de esa fecha, se habilitaron distintas formas de

comercio para que Uruguay recibiera energía desde Argentina, como por ejemplo,

● Importación en modalidad de emergencia

● Compra de energía desde Brasil en tránsito por el sistema de transmisión argentino

Uruguay continuó importando energía adicional a la potencia de 150 kW establecida por el

contrato, y esa energía fue adquirida a precios tales que cubrían los costos marginales del sistema

argentino. (15)

El empleo de Uruguay de obtener energía en forma interrumpible procedente de Brasil a través de

redes argentinas, fue posible ya que este último país había realizado un acuerdo con Brasil que le

permitía importar hasta 500 MW durante periodos prefijados del año de excedentes térmicos o

hidráulicos. Desde Brasil se importaba a través de la interconexión Rivera-Livramento en dos

modalidades,

● Devolución por Elecrtrobras de la energía consumida por UTE durante el año 2001

● Contratos interrumpibles mediante una comercializadora de exportación en Brasil elegida

por licitación, realizada por UTE. La primer licitación fue en el año 2004, que la gano

Enetrade a un costo de 0.44 reales el MWh.

Figura 16: Importación y exportaciones de energía entre Uruguay y sus vecinos. Año 2004. Fuente: Despacho Nacional de cargas

El año 2005 tuvo la particularidad que Uruguay estuvo en sequía, agravando la situación energética

e interrumpiendo la importación en modalidad de emergencia desde Argentina. En

dicho año, las importaciones provenientes desde Argentina, se realizaron a través de un contrato

de 150 MW con un precio de contrato que resultaba del costo de generación de la central más un

costo de potencia. Con el fin de obtener energía adicional, Uruguay negoció la posibilidad del

suministro de fuel oil a las centrales argentinas, debido a las restricciones de abastecimiento de

combustible en Argentina. Uruguay continuaba importando energía a partir de Rivera- Livramento

pero se empezaron con las negociaciones para obtener energía brasileña importada desde redes

argentinas empleando la interconexión de Garabí-Itá. El acuerdo era de 500 MW y se debió pedir

permiso a Argentina por el uso de sus redes. UTE realizó una licitación siendo la comercializadora

elegida Tradener. Debido a las sequías de ese año, se agravo la situación energética en Uruguay y

Brasil, y Argentina cortó el suministro de gas a la central brasileña de Uruguayana. Argentina sufría

un déficit de potencia firme que afectó a Brasil y como consecuencia de ello, se anuló la posibilidad

de pasaje de energía brasileña por Garabí hacia Uruguay. A mediados de ese año, Uruguay exportó

energía a Brasil a través de redes argentinas, evitando cortes de suministro en Brasil en caso de

contingencia. (15)

Figura 17: Exportaciones e importaciones de Uruguay y sus vecinos. Año 2005. Fuente: Despacho Nacional de cargas

El año 2006, fue uno de los más secos de la historia en Uruguay. Por tanto, se debió decretar

restricciones voluntarias al consumo de electricidad y restricciones compulsivas para algunos

sectores. Durante dicho año, Uruguay importó energía por el contrato de 150 MW pero además

importó energía spot de Argentina por una potencia media de 90 MW. La situación de crisis

energética de Uruguay se pudo superar gracias a la importación masiva de electricidad, la

entrada de servicio de la Central de Punta del Tigre en el segundo semestre del año y la

ocurrencia de lluvias durante el invierno. (15)

Figura 18: Exportaciones e importaciones entre Uruguay y sus vecinos año 2006. Fuente: Despacho Nacional de Cargas

En el 2007, Uruguay contaba con excedentes de energía, y por tanto exportó hacia la Argentina,

principalmente energía de origen hidráulica. Se renovó el contrato de importación con la central

Guemes de 150 MW, que estaba sujeto a disponibilidad con prioridad para el suministro

argentino.

A fines de dicho año, UTE abrió las ofertas para la construcción de una conversora de frecuencia

de 500 MW, 50/60 Hz a construirse cerca de Melo, conjuntamente con un tendido de redes

importantes para poder comunicar las redes de Presidente Medici en Brasil con San Carlos

(Uruguay). El proyecto suponía una inversión de US$300 millones y se realizó con un aporte de

US$ 38 millones del Fondo de Convergencia Estructural del MERCOSUR (FOCEM). Fue en

diciembre del año 2015, dónde se enviaron los primeros 500 megavatios a Brasil, como parte de

la etapa de pruebas de proyecto, luego de un acuerdo firmado entre UTE y Electrobras. (15)

Además es importante destacar, asociado al decreto 360/002 referente del mercado mayorista

de energía eléctrica lo siguiente,

● Los intercambios con Brasil se han ido desarrollando en el marco de acuerdos bilaterales.

● Cuando el sistema eléctrico brasileño, enfrenta un período de baja hidraulicidad, se

potencia el interés en realizar compras hacia Uruguay.

● Que la capacidad de interconexión con dicho país se ve incrementada por la

interconexión internacional Melo-Candiota

● No existe todavía en el mercado eléctrico de Brasil la condición de integración spot, en

los términos del reglamento del mercado mayorista de energía eléctrica.

Considera que los compromisos comerciales requieren garantizar el pago a diversos actores del

mercado eléctrico. Se cree conveniente ajustar el mecanismo de exportación spot propuesto

por dicho decreto e implementarlo mediante un mecanismo que asuma los compromisos

comerciales vinculados a dichas exportaciones garantizando los pagos que corresponden al

mercado mayorista de energía eléctrica realizando la oferta hacia el mercado del país

comprador.

Establece además que es UTE (Administración Nacional de Usinas y Transmisiones eléctricas)

quien reúne las condiciones técnico comerciales requeridas, contando con el respaldo del

gobierno uruguayo y que la actividad de exportación de energía encuadra en los cometidos

legales que se asignaron en el decreto-ley N° 15031 del año 1980 y con las modificaciones

introducidas en la ley N° 16832 de junio de 1997. ADME (Administración del Mercado Eléctrico)

actúa como operador del sistema y administrador del mercado. (14)

Además el artículo 182 del reglamento del mercado mayorista de energía eléctrica aprobado por

el Decreto 360/002 dice lo siguiente,

“La oferta del precio se informará como el 90% (noventa por ciento) del precio spot previsto del

otro país, en el nodo de interconexión internacional de entrega, salvo que dicho valor resulte

menor que el precio mínimo de exportación spot, en cuyo caso será el precio mínimo de

exportación spot. “ El artículo 334 se modificó a “El precio de las ofertas de exportación que fije

el exportador spot deberá ser mayor o igual al precio mínimo de exportación spot determinado

por ADME de acuerdo a lo establecido en el artículo 326”.

Debido al sostenido interés de viabilizar canales de integración energética con los mercados de

los países interconectados es que surge el decreto 217/015. Del mismo resulta,

1. Que el Sistema Interconectado Nacional dispondrá de posibilidades de exportación de

energía eléctrica con carácter interrumpible

2. Que con Brasil, los intercambios se han ido desarrollando en el marco de acuerdos

bilaterales

3. Que el sistema eléctrico brasilero enfrenta un periodo de baja hidraulicidad,

potenciando el eventual interés en realizar compras de energía eléctrica a Uruguay,

4. Que la capacidad de interconexión entre Uruguay y Brasil, además de la interconexión

Rivera-Livramento, se verá incrementada por la entrada en servicio de la Interconexión

Internacional Melo-Candiota

5. Que a la fecha no existe con el mercado eléctrico de la República Federativa del Brasil la

condición de Integración Spot, en los términos del Reglamento del Mercado Mayorista

de Energía Eléctrica.

Por tanto considera,

1. Que ante la posibilidad de exportación de energía interrumpible a Brasil, surge la

necesidad de ajustar los procedimientos aplicables que establece la reglamentación

nacional del sector eléctrico,

2. Que los compromisos comerciales que se asumen en el marco de las operaciones de

intercambio internacional de energía requieren garantizar el pago de importantes

montos a diversos actores del mercado eléctrico

3. Que se debe ajustar el mecanismo de Exportación Spot previsto por el decreto

N°360/002 e implementarlo mediante un Exportador Spot por el Uruguay, con el

cometido, entre otros, de asumir los compromisos comerciales vinculado a dichas

exportaciones, garantizar los pagos que correspondan en el mercado mayorista de

energía eléctrica y realizar la oferta hacia el mercado del país comprador

4. Que UTE reúne las condiciones técnico comerciales requeridas, que además cuenta con

el respaldo del gobierno uruguayo y la actividad de exportación de energía encuadra en

los cometidos legales.

5. Que lo anterior será sin perjuicio de ADME en su calidad de operador del sistema y

administrador del mercado

A su vez, el presidente de la República decreta,

ARTICULO 1: Incorporar la definición de Exportador Spot, “es el sujeto de derecho que el Poder

Ejecutivo designa para realizar la actividad de Exportación Spot, el que deberá de constituirse

como participante en el MMEE

ARTIICULO 2: Sustituye la frase, del decreto 360/002, “La oferta del precio se informará como el

90% (noventa por ciento) del precio spot previsto del otro país, en el nodo de interconexión

internacional de entrega, salvo que dicho valor resulte menor que el precio mínimo de

exportación spot, en cuyo caso será el precio mínimo de exportación spot. “ por “La oferta del

precio se realizará de acuerdo a lo establecido en el artículo 334 de este artículo”

ARTICULO 5: Asignar a UTE como Exportador Spot para realizar exportaciones spot a otros

mercados eléctricos. En su calidad de tal, UTE, tendrá la responsabilidad de garantizar los pagos

que correspondan en el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, así como fijar el precio de las

ofertas de exportación, buscando obtener el mayor precio posible

ARTÍCULO 6: La remuneración de UTE por la actividad de Exportador Spot será del 3% (tres por

ciento) sobre el precio total que se perciba al hacerse efectivo el pago por parte del mercado del

país comprador.

ARTÍCULO 7: Se establece como cargos unitarios por uso de las instalaciones de interconexión

asociadas a la Exportación Spot, las siguientes:

● Conversión de frecuencia en 150 kV 21,82 USD/MWh

● Conversión de frecuencia en 500 kV 32,07 USD/MWh

● Sistema de interconexión de 500 kV asociado a conversora de Melo 8,41 USD/MWh

Encomienda a la URSEA a la elaboración de una propuesta de remuneración de las instalaciones

antes referidas y su modalidad de ajuste a futuro, a efectos de su elevación al Poder Ejecutivo en

un plazo de un año.

7.1.PERIODO 2011-2015

En la siguiente figura (N° 19) puede observarse los intercambios internacionales durante el

periodo 2011-2015. Como ocurrió en el año 2014, Uruguay sigue siendo un país netamente

exportador de energía eléctrica con destino casi exclusivo al mercado eléctrico. Las

exportaciones hacia Brasil durante noviembre y diciembre corresponden a energía transmitida a

través de la conversora de Melo para sus pruebas.

Figura 19: Intercambios eléctricos de Uruguay con la región. Fuente: ADME

Durante el año 2015, el monto de importación fue insignificante y correspondió a una

convocatoria en la modalidad de devolución a Argentina para suministrar algunos picos de

demanda máxima en el mes de diciembre. Dicho abastecimiento representa un 0.02% del total

(2 GWh frente a los 10494 GWh consumidos). Durante el año 2015 no se importó energía del

lado brasilero. El siguiente gráfico obtenido de la web de la Administración del Mercado

Eléctrico (ADME), detalla cómo fue el abastecimiento de energía en el Uruguay en el periodo

2012-2015 en donde se incluye el abastecimiento por parte de Argentina y Brasil. (16)

Figura 20: Composición de la demanda. Fuente: ADME

8. MODELOS DE INTERCAMBIO

En la mayoría de los países la capacidad de interconexión internacional es una pequeña porción

de su demanda y el sistema eléctrico de cada país debe disponer por sí mismo de la capacidad de

generación necesaria para asegurar el equilibrio entre oferta y demanda. Uruguay es una

excepción ya que la demanda media de Uruguay es de aproximadamente 1100 MW y cuenta con

interconexiones con Brasil de 570 MW y con Argentina de 2000 MW de capacidad. Por lo tanto

las interconexiones de Uruguay le permitirían abastecer toda su demanda desde Argentina si

fuera necesario y más de la mitad desde Brasil. En las redes de interconexión entre países en

corriente alterna de la misma frecuencia, los flujos de energía no pueden dirigirse

voluntariamente. Sin embargo en nuestra región las interconexiones con Brasil se dan a través de

convertidoras de frecuencia donde la potencia trasmitida puede determinarse como consigna de

operación ya que la red brasilera es de 60 Hz de frecuencia mientras que la de Uruguay es de 50

Hz. (22)

La apertura de los mercados energéticos como objetivo en sí mismo, que guía el proceso de la

UE, solo es posible cuando los problemas económicos y políticos de la integración económica en

general ya están resueltos, cuando existen instituciones comunitarias con peso político y cuando

dicha apertura no ponga en riesgo la seguridad de abastecimiento. Dichas hipótesis no se

cumplen, ni para Uruguay como para sus vecinos. En América del Sur, los problemas del

comercio de la electricidad seguirán requiriendo un enfoque centrado en los países como

participantes del comercio, privilegiando los aspectos de negociación y estrategia en los vínculos

entre ellos. La idea de que el sector eléctrico en Uruguay y la región sea el de un mercado

eléctrico único, no es por el momento factible. (22)

Se debe tener en cuenta que los acuerdos de comercio admiten que cada país fije restricciones

explícitas a la exportación de reservas hidráulicas o incluso de centrales térmicas, si se presume

que la venta puede poner en riesgo el abastecimiento futuro del vendedor ya que no es realista

pensar en un manejo conjunto integral de los embalses de países distintos. Las autoridades de un

país estarían expuestas al riesgo de exportar reservas hidráulicas (por un precio, pero sin generar

obligación de devolución) y no poder recibir luego importaciones en situaciones de

racionamiento. La dinámica de las negociaciones ha dado lugar al mecanismo de devolución de

reservas hidráulicas, que resuelve en parte este problema. Se basa en que un país importador de

energía obtiene energía hidráulica embalsada del exportador, generando el compromiso de

devolución. Esta metodología ha sido empleado en diversas ocasiones entre los tres países de la

región: Brasil cede energía hidroeléctrica embalsada a Argentina y Uruguay, a ser devuelta.

En un mercado spot donde hay competencia en la generación o en un sistema de generación

donde los precios son regulados, los precios óptimos de la energía en cada uno de los puntos o

nodos de la red son los llamados precios nodales. Los pecios nodales son iguales a los costos

marginales de generación en cada nodo dadas las restricciones de red. Los precios spot nodales

generan unos ingresos implícitos para cada línea de transmisión, como resultado de la diferencia

en el valor a precio nodal de los flujos saliente y entrante a la línea. Cuando una línea está

cargada a su capacidad máxima, esta diferencia es económicamente significativa y se la suele

denominar renta de congestión. (22)

El modelo más desarrollado que se puede apuntar entre países es el modelo de mercado

integrado donde existe un proceso de integración económica entre los países donde el objetivo

es asegurar la igualdad en el tratamiento de todos los generadores y consumidores de

electricidad, en un mercado competitivo. Si bien se encuentra lejos de alcanzarse

completamente, el caso más avanzado es la Unión Europea con su mercado único interior. Una

empresa de cualquier país podría abastecer a cualquier consumidor de otro país donde quedarían

supeditados los intereses estratégicos de los países a la lógica de mercado integrado. Dentro de

este marco el principal problema que se debe resolver en el comercio internacional spot es cómo

asignar el derecho de emplear las interconexiones. Lo importante no son los derechos de las

empresas en un espacio económico integrado sino el reparto de los beneficios del comercio spot

entre los países. En general se soluciona con el reparto que resulta de acuerdos para fijar los

precios y cada país administra con regulaciones nacionales su parte en ese beneficio. Este

escenario es en general la situación en América del Sur y particularmente en el Mercosur. En cada

país existe un organismo que determina de manera directa y centralizada el despacho de cargas y

los precios spot regulados utilizando como criterio el de precios de nodo o aproximaciones a este.

Sin embargo, en la Unión Europea se recurre a bolsas de energía para fijar los precios y a

mecanismos iterativos complejos para hacer compatibles las transacciones comerciales teniendo

en cuenta las restricciones de la red.

El objetivo que se debe buscar en un régimen multilateral de comercio es lograr que los flujos de

energía por las interconexiones lleven a lograr transacciones comerciales que repartan el

beneficio producido de manera aceptable para todos los países. La regulación en cada país

determina un despacho de cargas óptimo que logra minimizar los costos totales de generación y

de racionamiento de la energía. Por lo general estos costos son auditados y permiten que los

reguladores y operadores centralizados de los sistemas dispongan de los costos de los recursos

de generación y por lo tanto de funciones de costo total según la potencia que se requiere

generar. Por fuera de estos costos auditados quedan los costos atribuidos en cada país al

racionamiento energético y los criterios sobre los recursos que cada país está dispuesto a

exportar. (22)

8.1. Metodologías de precios de intercambio

8.1.1. Precios nodales y reparto de rentas de congestión

Este régimen es el fijado por la Comunidad Andina de Naciones para el comercio de energía y se

ha aplicado en el comercio entre Ecuador y Colombia.

El país que vende la energía recibe su propio costo marginal luego del más su cuota parte de las

posibles rentas de congestión. El país que compra paga por la energía su propio costo marginal

después del comercio y recibe el resto de las posibles rentas de congestión. Las cuotas del

reparto de rentas de congestión deben ser estables y fijadas previamente. Si la interconexión es

muy grande, los costos marginales después del comercio tienden a hacerse prácticamente

iguales y las rentas de congestión son despreciables. En cambio si la interconexión es pequeña el

costo marginal del vendedor termina por debajo del costo marginal del comprador y las rentas

de congestión son importantes.

El Gráfico 1 muestra un ejemplo de comercio óptimo cuando se emplea al máximo la

interconexión y aparecen rentas de congestión. En el eje horizontal se mide la energía o potencia

producida y comerciada en una hora. La generación del país vendedor A crece de izquierda a

derecha y la de B comprador en sentido opuesto. Las demandas son respectivamente DA y DB.

Las curvas de costo marginal son CMgA y CMgB, ambas crecientes con las respectivas energías

generadas. Llamemos C a la cantidad de energía comerciada. A recibe CMgA Final = CMgA (DA+C)

por unidad de energía, más su cuota parte de las rentas de congestión. B paga CMgB Final =

CMgB (DB-C), por unidad de energía, y recibe su cuota parte de las rentas de congestión. El

precio unitario de venta de A a B implícito es igual a: pAB = CMgA Final + αA (CMgB Final - CMgA

Final), donde αA es la fracción de las rentas de congestión que corresponde a A. En el gráfico: A

obtiene como beneficio del comercio el área edf, más su cuota parte de la renta de congestión

bcde. B obtiene acb más su parte de la renta de congestión.

Se concluye que en el comercio a precios de nodo, el país chico tiende a obtener más beneficios

del comercio que el grande. Esta conclusión siempre antes del reparto de rentas de congestión.

En el caso de que la renta de congestión se reparte por en partes iguales, el país menor tiende a

aumentar su participación en los beneficios al crecer el tamaño de la interconexión. El

mecanismo de precios nodales se inspira en el resultado de dos países con mercados spot

perfectamente competitivos, si el empleo de la interconexión fuese subastado en forma también

competitiva entonces la renta de congestión sería el precio de esa subasta.

Las rentas de congestión se pueden repartir de distintas formas:

- Se atribuye en proporción a los aportes respectivos de cada país o empresa en la

inversión de la interconexión

- Se atribuye por partes iguales

- Se atribuye en proporción a las demandas afectadas

(22)

8.1.2. Reparto igualitario de beneficios

Esta metodología es una de las previstas en el Convenio de Interconexión entre Uruguay y

Argentina, con el nombre de modalidad sustitución, y fue empleada con frecuencia en los

primeros años luego de la interconexión que se completó en 1980. En esta metodología se fija un

precio o un conjunto de precios por recurso empleado incrementalmente por el vendedor y

luego reparten el beneficio del comercio en partes iguales. (22)

8.1.3. Venta al costo variable más un margen de ganancia

El precio de venta de cada recurso empleado incrementalmente por el vendedor es igual al costo

variable más un margen de ganancia máximo por unidad de energía. Este máximo es fijado por

cada tipo de central. Las modalidades potencia y emergencia del Convenio de Interconexión

entre Uruguay y Argentina son de este tipo. El margen se estipuló como el costo fijo medio del

recurso (inversión más operación y mantenimiento), incluso una rentabilidad sobre los activos de

la central. Así el precio de venta de cada recurso es igual a su costo medio total y tiende a ser

mayor cuanto menor sea el costo de inversión por kW instalado y mayor el costo variable

unitario. Naturalmente, el margen puede surgir de cualquier criterio que favorezca el acuerdo

entre los países.

El Gráfico 2 muestra el reparto de beneficios. Se toman dos márgenes m1 y m2 para distintos

recursos. Sumando los márgenes al costo marginal del vendedor, se tienen los precios de venta.

Supongamos costos marginales continuos y margen m creciente con la cantidad vendida. Puede

ocurrir que el vendedor deba renunciar a parte del margen por algunos de los recursos, para

poder comerciar la cantidad óptima C (como muestra el Gráfico 2). (22)

8.1.4. Otros modelos:

- Oferta de precios por parte del vendedor por un período estacional. El país vendedor o

una empresa del país vendedor ofertan un precio con una validez por el período de una

programación estacional de la operación, esto es del orden de un semestre. Fue el

establecido en la regulación de Argentina en la década del 90.

- Oferta de precios por el vendedor y pago del spot del país comprador. Es el régimen de

importación previsto en el marco regulatorio de Uruguay, en el caso de “integración

spot” con el país interconectado, condición que no se ha verificado.

(22)

8.2.Comercio multilateral

Cuando más de dos países tienen interconexiones significativas entre sí, se requiere alguna

forma de compatibilización de los regímenes bilaterales o la creación de un régimen multilateral

ya que aparecen problemas que los regímenes bilaterales normalmente no resuelven como por

ejemplo:

- Cuando dos o más países tienen interés en la energía de un país vendedor que cuenta

con excedentes de bajo costo, hay que definir cuanto debe venderse a cada país

- El problema del tránsito de energía por terceros países y la posibilidad de intermediación

en el comercio. Se debe definir qué parte de la energía que llega a un país puede ser

comprada y qué parte debe ser considerada un tránsito

El régimen de precios de nodo y reparto de rentas de congestión es la solución más sencilla y con

más antecedentes para el comercio multilateral. Cada país se aprovecha de las ventajas de la

intermediación debida a los tránsitos de energía.

El Gráfico 3 ilustra un ejemplo. El país B aumenta su generación en 1.5 unidades, supongamos

que su costo marginal de energía permanece constante e igual a 80. El país C aumenta su

generación en 0.3 unidades y su costo marginal pasa de 80 a 180 como resultado del comercio. El

país A reduce su generación en 1.8, y su costo marginal pasa de 200 a 180 debido al comercio.

Las líneas BA y BC están cargadas al máximo de su capacidad. La línea AC tiene capacidad

remanente y por lo tanto los costos marginales de A y de C se igualan en 180. Se suponen nulas

las pérdidas en las líneas y que cada renta de congestión se reparte por mitades entre los países

unidos por la interconexión. El ingreso neto del país C como resultado del comercio es: (0.8-0.5)

× 180 (valor de energías entrante y saliente a costo marginal en C) + 0.5 × (180-80) ×0.5 (cuota

parte de renta de congestión en BC) - ∆GC (aumento del costo de generación de C) Es decir que

el país C, además de tener el beneficio neto por la venta a A de su propia generación incremental

( 0.3×(180-∆GC) ), percibe la mitad de la renta de congestión en BC por el tránsito de energía de

magnitud 0.5 procedente de B y destinado a A. (22)

8.3.“MODELO PERFECTO”

El trabajo realizado por el Ingeniero Rubén Chaer y Gonzalo Casaravilla titulado como “Un

modelo flexible para la integración electro-energética de América Latina” del año 2013 (17),

detalla algunas características de lo que debería ser el modelo “perfecto” de integración

electroenergética, definiendo a la misma como aquella meta que sería deseable alcanzar si se

cumplieran una serie de hipótesis. Los autores dicen que no es posible alcanzar dicho modelo

“perfecto” sin pensar en los impactos que pueden generar sobre las economías de los países.

Proponen un mecanismo de integración flexible que permita la continuidad de las operaciones

de los sistemas actuales sin necesidad de grandes reformas de organización interna en los países

y que permitan ir fluyendo hacia ese modelo “perfecto”. Destacan,

● Principio de soberanía, en dónde cada país debe velar por que las inversiones que

garanticen la seguridad nacional se realicen en el propio terreno reduciendo la

dependencia con el extranjero.

● Principio de Uso racional de recursos, en donde siempre que exista un recurso disponible

cuyo costo sea inferior al costo de otro recurso que pudiera sustituir en otro sistema,

debería realizarse el intercambio entre el país que dispone del recurso más económico al

que dispone el recurso más caro. Hay que aclarar que a veces, el principio de soberanía

puede atentar contra el principio de uso racional de recursos o viceversa.

Para el seguimiento proponen la creación de la Comisión de Integración Electro-energética para

implementar una integración con “Reglas Desacople” y con dos parámetros que les llaman

“Umbral Soberano y Umbral de extracción”. Para ponderar el “principio de soberanía”, fijan un

nivel máximo de dependencia como porcentaje de la demanda no interrumpible cuyo

abastecimiento debe ser garantizado por el propio territorio nacional, valor que se puede ir

ajustando en base a la realidad económica del país. Dicho umbral tendrá influencia sobre la

ubicación territorial de las inversiones pero no sobre su propiedad.

El umbral de extracción, tiene como objetivo analizar de qué manera se puede compartir y

repartir los beneficios de una interconexión en forma equitativa. Indican que lo mejor sería

hablar de “recursos ofrecidos” más un “delta” que fija cada país y que tiene que ser menor a uno

fijado por la comisión. (17)

9. CONCLUSIONES

Las interconexiones eléctricas internacionales tienen como ventaja mejorar la seguridad de

suministro y pueden disminuir la capacidad de respaldo para un suministro confiable de energía

al compartir estas unidades. Además se pueden disminuir las inversiones en capacidad de

generación ya que las mismas son compartidas por lo que se disminuyen los costos de

generación y transmisión en nuevas construcciones (disminuyen al aumentar la escala). Entre

otras ventajas, se resalta la posibilidad de mejorar el factor de carga y la diversidad de

generación. Dada la participación de distintos agentes, el mix queda compuesto por distintas

fuentes de energía aumentando la seguridad de suministro en caso de que alguna tecnología se

vea limitada y existiendo la posibilidad de elegir aquella fuente que ocasiona menos daño sobre

el medio ambiente. Por otro lado, se despachará la unidad más barata y esto trae aparejado

ahorros que se pueden dividir entre los distintos componentes.

Para el caso de Uruguay, el comercio internacional con Argentina y Brasil es fundamental debido

al tamaño relativo de nuestro sistema comparándolo con los de los países anteriormente

mencionados aumentando la seguridad de suministro eléctrico de nuestro país. La interconexión

con Argentina es la mayor y más antigua con capacidad de interconexión de hasta 2000 MW. La

misma se pudo dividir en tres períodos: hasta el año 1999 (tuvo lugar el comercio spot), del 1999

al 2004 donde además del comercio spot tuvo lugar los contratos de importación de potencia

firme y luego del 2004 donde el comercio spot tuvo adoptó distintas modalidades: al comienzo

era de emergencia y luego de contingencia. En lo que respecta al comercio con Brasil, en el 2001

entró en juego la interconexión Rivera-Livramento (de 70 MW) y hace unos años se comenzó a

dar la interconexión entre la subestación de San Carlos (Maldonado) y la subestación de

Presidente Medici (Candiota, Rio Grande do Sul) de 500 MW.

En cuanto a la asignación de costos se destacan, la de asignación de costos de transmisión según

la metodología de cada país, el denominado “Pancaking” en dónde el cálculo de los costos se

realiza aplicando para cada país su metodología y acumulando los costos de peajes de cada país.

La otra forma más común de la asignación de costos es según el método de participaciones

proporcionales que está basada en el análisis del flujo de carga aplicado en la red en cuestión.

En lo que respecta a la metodología de precios de intercambio, se destacan:

● Precios nodales y reparto de renta de congestión

● Reparto igualitario de beneficios

● Venta al costo variable más un margen de ganancia

● Oferta de precios por parte del vendedor por un periodo estacional

● Oferta de precios por el vendedor y pago del spot del país comprador

Por último, comentamos que el modelo de intercambio más desarrollado que se puede apuntar

es el del mercado integrado donde existe un proceso de integración económica entre los países

vecinos y que tienen como objetivo asegurar la igualdad en el tratamiento de todos los

generadores y consumidores de electricidad. América del Sur está lejos de dicho modelo. En

esta región los problemas del comercio de electricidad seguirán requiriendo un enfoque

centrado en los países como participantes del comercio, privilegiando los aspectos de

negociación y estrategia en los vínculos entre ellos.

10. BIBLIOGRAFÍA

(1) Technical Aspects of Grid Interconnection - http://www.un.org/esa/sustdev/publications/energy/chapter2.pdf

(2) Cross-border electricity interconnections for a well-functioning EU Internal Electricity Market - https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2012/06/Cross-border-electricity- interconnections.pdf

(3) Electricity Interconnections - http://www.ree.es/sites/default/files/downloadable/electricity_interconnections.pdf

(4) Cross Border Interconnections on Every Continent – http://www.geni.org/globalenergy/research/cross-border-interconnections/Cross- Border%20Interconnections%20on%20Every%20Continent.pdf

(5) Technical benefits of energy storage and electricity interconnections in future British power systems. Edmunds et. Al. (2014) Energy 70, 577-587.

(6) Environmental impacts and benefits of regional power grid interconnections for China. Zhu et. Al. (2005) Energy policy 33, 1797-1805.

(7) Electricity Price Statistics - http://ec.europa.eu/eurostat/statistics- explained/index.php/Electricity_price_statistics

(8) Market Legislation - http://ec.europa.eu/energy/node/50

(9) Energy Price Statistics - http://ec.europa.eu/eurostat/statistics- explained/index.php/Energy_price_statistics

(10) Electricity production, consumption and market overview - http://ec.europa.eu/eurostat/statistics- explained/index.php/Electricity_production,_consumption_and_market_overview

(11) Página oficial de UTE, www.ute.com.uy

(12) “El Sector eléctrico Uruguayo, Situación Actual, Antecedentes y Perspectivas”. Conferencia en el primer seminario de CIGRE en Uruguay, Montevideo, 2007, J.Cabrera

(13) “La construcción de lazos de confianza, Experiencia de Uruguay en el comercio internacional de energía con Argentina y Brasil” Buenos Aires, 2005, Ruchansky

(14) Ministerio de Industria, Energía y Minería , http://www.miem.gub.uy/

(15) La experiencia del comercio internacional de electricidad de Uruguay. Trabajo realizado por en el marco del proyecto PDT, “Acuerdos y normativa para el comercio internacional de electricidad de Uruguay” . Departamento de Economía, Facultad de Ciencias Empresariales, Universidad Católica. 2008

(16) Despacho Nacional de Cargas, http://adme.com.uy/

(17) “Un modelo flexible para la integración electro-energética de América Latina”. Ing. Rubén Chaer y Dr. Ing. Gonzalo Casaravilla. 2013

(18) “Optimización de las inversiones en generación eléctrica del Uruguay 2016-2046 (Enfoque desde la academia)”. Ing. Chiara, Ing. Coppes, Dr. Ing. Casaravilla y MSc. Ing. Chaer, Uruguay

(19) “Acompanhamento mensal dos intercambios internacionais”, Operador Nacional do Sistema Eléctrico, Dirección de Operación. Sector Ind e Abast sul, Área servicios públicos. Lote A 71215- 000, Brasilia, 2015.

(20) “Análise do sistema eléctrico brasileiro com a nova interligacao Brasil-Uruguai via Melo”, Roberto Chouhy Leborgne y Yuri Solis Stypulkowski, 2014

(21) “Asignación de los costos de transporte en transacciones multilaterales de energía eléctrica en el MERCOSUR”, Vignolo, Berruti, Yedrzejewski, Ferrari, Piria, Afonso, García y Gregorio, Uruguay

(22) Acuerdos de comercio Internacional spot de electricidad. Ibarburu, M. Departamento de Economía UDELAR- Universidad Católica.

(23) Modelo de integración gradual ,2016, Archivo: MIG_ModeloIntegracionFlexible.odt C201605280736R201606291218.rch

(24) Dirección Nacional de energía, http://www.dne.gub.uy/

ANEXO

ARGENTINA - URUGUAY

CONVENIO DE EJECUCION DEL ACUERDO DE INTERCONEXION ENERGETICA

(Acuerdo del 12 de febrero de 1974)

CAPITULO I

Propósitos y Objetivos

Artículo 1

Son propósitos del presente Convenio de Ejecución del Acuerdo de Interconexión Energética de fecha 12 de febrero de 1974 (artículo 30):

a) Intensificar la cooperación, entre ambos países, en el campo energético;

b) Propender a la integración física de ambos países, mediante la interconexión amplia de sus sistemas eléctricos;

c) Posibilitar con carácter permanente y estable la operación interconectada de ambos; sistemas eléctricos, tendiendo a

un enfoque de conjunto, que sea concurrente con las conveniencias y decisiones individuales y con el mantenimiento

de la equidad en la distribución de la totalidad de los beneficios resultantes;

d) Propender al uso más racional de los recursos a través de la colaboración recíproca y la interconexión física mediante

el ahorro de recursos energéticos no renovables, el aumento del aprovechamiento de los renovables, la mejor utilización

de los equipamientos, y el desarrollo profesional de los recursos humanos.

Artículo 2

Animadas por los propósitos enunciados previamente, ambas Partes acuerdan lograr, entre otros, los siguientes objetivos:

a) Realización de intercambios de energía y potencia eléctricas y establecimiento de un régimen operativo permanente y

estable con conocimiento global y completo de las necesidades y posibilidades de cada sistema interconectado

nacional.

b) Suministro de energía eléctrica de sustitución cuando difieran los costos marginales entre ambos sistemas a fin de

minimizar costos totales.

c) Absorción recíproca de eventuales excedentes de energía eléctrica realizada de común acuerdo entre ambas Partes.

d) Ampliación de los límites operativos de los embalses y la confiabilidad de la operación hidroeléctrica mediante el apoyo

recíproco.

e) Asistencia de los sistemas eléctricos en caso de emergencia.

f) Mejora de la seguridad y calidad de los servicios eléctricos.

g) Disminución de los requerimientos de potencia eléctrica aprovechando entre otros factores, eventuales diversidades de cargas y las posibles complementaciones que puedan surgir en mantenimientos programados.

h) Realización de programas conjuntos de capacitación técnica y profesional y asistencia técnica recíproca, orientadas a

las finalidades del presente Convenio.

Artículo 3

Si en el futuro ambas Partes deciden construir otras obras de interconexión eléctrica entre sí, ellas se regirán por las

disposiciones del presente Convenio.

Artículo 4

Reconociendo que futuros desarrollos en los sistemas eléctricos de los países de la región, llevarán a interconexiones

múltiples de los mismos que implicarán propósitos y objetivos concordantes con los establecidos en los artículos anteriores,

ambas Partes acuerdan:

a) Mantenerse informados sobre las interconexiones de sus sistemas eléctricos interconectados nacionales con aquéllos

de los países limítrofes.

b) Procurar que las instalaciones de sus sistemas eléctricos, permitan intercambios energéticos con otros países.

CAPITULO II

COMISION DE INTERCONEXION Y DESPACHOS NACIONALES DE CARGAS

Naturaleza Jurídica

Artículo 5

Ambas Partes convienen en considerar a la Comisión de interconexión prevista en el artículo 6 del Acuerdo de Interconexión

Energética del 12 de febrero de 1974, como un órgano intergubernamental de carácter permanente sin personalidad jurídica

internacional. Su estatuto estará formado por las disposiciones siguientes.

Sede

Artículo 6

La Comisión no tendrá una sede permanente se reunir indistintamente y según lo aconsejen las circunstancias, en cualquier

lugar del territorio de las Partes.

Cometidos

Artículo 7

La Comisión tendrá, entre otros, los siguientes cometidos:

a) Evaluar permanentemente la ejecución del presente Convenio.

b) Proponer las modificaciones al mismo que considere necesarias.

c) Proponer la realización de estudios y efectuar recomendaciones sobre los problemas relacionados con la interconexión

eléctrica entre los dos países.

d) Aprobar su propio Reglamento.

e) Aprobar el Reglamento de Operación que regirá los Despachos Nacionales de Cargas.

g) En los casos no previstos proponer a los respectivos Gobiernos las modalidades y los precios de los intercambios y servicios recíprocos.

h) Coordinar los ajustes de las tasas de interés y de los precios en general que aprueben los respectivos Gobiernos para

las transacciones y servicios recíprocos estipulados en este Convenio.

i) Fijar precios de peaje por transporte de energía.

i Fijar criterios para computar pérdidas por transmisión. j Fijar precios de

arranque y parada.

k Cuando hayan perdido significado frente a la realidad, modificar los valores de los parámetros que determinan las cargas de capital.

l Establecer las reglas generales para determinar a nivel operativo la reserva de potencia rotante para los sistemas

eléctricos interconectados.

m Acordar, en caso que se considere conveniente, nuevos puntos de entrega y recepción.

n Establecer constitución, características y modalidades de conservación de los equipos de medición trifásica a instalarse

en los puntos de recepción y entrega, de acuerdo a los lineamientos previstos en el presente Convenio.

o) Fijar las tolerancias que se admitirán para los valores nominales de tensión y frecuencia, de acuerdo a los lineamientos previstos en el presente Convenio.

p) Mantener la coordinación con la Comisión Técnica Mixta de Salto Grande (C.T.M.) conforme a lo dispuesto en el artículo 7, del Acuerdo de Interconexión Energética del 12 de febrero de 1974.

Integración y Autoridades

Artículo 8

La Comisión estará integrada por las Delegaciones Nacionales que, a tal efecto, sean designadas por las Autoridades

respectivas de las Partes. Cada Delegación estará constituida por dos miembros titulares y uno suplente, conforme a lo

establecido en el artículo 6 del Acuerdo de Interconexión Energética del 12 de febrero de 1974.

Cada Delegación podrá, además, ser asistida por Asesores, quienes tendrán voz en las deliberaciones.

Artículo 9

Habrá un Presidente, que será representante de la Comisión y ejecutor de sus Resoluciones y un Vicepresidente que lo

reemplazará en caso de impedimento o ausencia temporal con todas las facultades y responsabilidades del titular.

La Presidencia y la Vicepresidencia de la Comisión serán desempeñadas por períodos anuales y en forma alternada, por

los Presidentes de cada delegación Nacional.

En el caso de vacancia del Presidente o Vicepresidente, la Delegación Nacional correspondiente designar un nuevo titular

transitorio, hasta que la Autoridad respectiva designe un sustituto.

Relaciones entre las Partes

Artículo 10

Las respectivas Delegaciones Nacionales informarán a sus respectivos Gobiernos sobre el desarrollo de las actividades

de la Comisión.

Las mismas podrán recabar directamente de los distintos órganos públicos y privados de cada Estado, las informaciones

técnicas necesarias para el cumplimiento de sus cometidos y los de la Comisión de acuerdo a las disposiciones jurídicas de

cada Estado.

Sesiones y Votaciones

Artículo 11

La Comisión se reunirá en sesiones ordinarias, por lo menos dos veces, al año, alternadamente en el territorio de cada

Parte.

Artículo 12

El temario de cada período de sesiones ordinarias será fijado de común acuerdo por ambas delegaciones Nacionales.

Artículo 13

Cada Delegación podrá solicitar por intermedio de su Presidente, cuando las circunstancias lo requieran que se convoque

a sesiones extraordinarias en un plazo mínimo de 10 días en cuyo caso el Presidente de la Comisión cursará las citaciones respectivas para tratar los temas correspondientes.

De no efectuarse la extraordinaria por falta de quórum, el Presidente deberá comunicar tal hecho a los señores Ministros

del ramo.

Artículo 14

Para que la Comisión pueda sesionar se requerirá la presencia de por lo menos un Delegado de cada Parte.

Las decisiones de la Comisión se adoptarán por el voto conforme de las dos Delegaciones Nacionales y deberán constar

en Actas.

Cada Delegación Nacional tendrá un voto.

En caso de desacuerdo, se recurrirá a lo establecido en el Capítulo IX, artículo 50.

Recursos Humanos y Materiales

Artículo 15

Cada una de las Partes suministrará los recursos humanos y materiales necesarios para la realización de las sesiones

ordinarias o extraordinarias de la Comisión que se celebren en sus respectivos territorios.

Despachos de Carga

Artículo 16

Los Despachos Nacionales de Carga, o quienes ejerzan esas funciones, serán los entes ejecutivos del presente Convenio,

de acuerdo a lo establecido en el mismo o en el Reglamento de Operación según fuese señalado en el artículo 7, e) y demás

resoluciones que aprobare la Comisión.

Sistema Interconectado Nacional Argentino

Artículo 17

El Sistema Interconectado Nacional Argentino estará integrado por las Centrales, líneas y redes de transmisión

interconectadas y las obras e instalaciones complementarias, sin distinción de las personas públicas o privadas a quienes

pertenezcan, sometidas a la jurisdicción del gobierno de la República Argentina.

Sistema Interconectado Nacional Uruguayo

Artículo 18

El Sistema Interconectado Nacional Uruguayo, estará integrado por las Centrales de generación, líneas de transmisión

interconectadas y equipos e instalaciones asociadas, pertenecientes a la Administración Nacional de Usinas y Transmisiones

Eléctricas (UTE) y las que siendo propiedad de otras empresas eléctricas emplazadas en el territorio de la República Oriental

del Uruguay, se integren a las redes interconectadas de UTE.

CAPITULO III

Descripción de las Interconexiones y Puntos de Medición

Artículo 19

a) Los Sistemas Argentino y Uruguayo están interconectados actualmente entre sí a través de:

i) Obras comunes de transmisión ejecutadas por la Comisión Técnica Mixta en cumplimiento del

Convenio de Salto Grande, constituidas por un anillo de interconexión de 500 KV entre Estación AYUI (margen

argentina) - Estación AYUI - (margen uruguaya) - Estación San Javier (margen uruguaya) - Estación Colonia Elía

(margen argentina) - Estación AYUI (margen argentina), formado por las líneas y las cuatro estaciones

enumeradas, con las instalaciones de transformación protección y control como las salidas de las líneas no

comunes.

ii) Línea de 150 KV entre Estación Concepción "del Uruguay" (República Argentina) y Estación Paysandú (República Oriental

del Uruguay).

iii) Línea de 150 KV entre Concordia (República, Argentina) y Salto (República Oriental del Uruguay cuando finalice su

construcción.

Artículo 20

a) Los puntos de entrega, de recepción y de medición son actualmente:

i) En el lado uruguayo.

- Salida de la línea entre Estación San Javier y Estación Palmar, en Estación San Javier.

- Salida de transformador 500/150 KV en San Javier.

- Llegada de la línea Concordia - Salto, en Salto.

- Salida del transformador 500/150 KV. en Estación Ayuí (margen uruguaya).

- Llegada de la línea Concepción del Uruguay - Paysandú en Paysandú.

ii) En el lado argentino.

- Salida de la línea Colonia Elía-General Rodríguez, en Colonia Elía.

- En Colonia Elía, salida del transformador 500/132 KV.

- Salida de la línea Estación Ayuí (margen argentina) - Santo Tomé, en Estación Ayuí (margen argentina).

- En estación Ayuí (margen argentina) salida del transformador 500/132 KV.

- Llegada de la línea Paysandú - Concepción del Uruguay, en Concepción del Uruguay.

- Llegada de la línea Salto - Concordia, en Concordia.

b) En caso de ejecución de nuevas obras de interconexión se fijarán los puntos de entrega, de recepción y de medición.

Medición y Equipos de Medida

Artículo 21

Las mediciones de potencia y de energía activa y reactiva, serán efectuadas a través de instrumentos adecuados,

alimentados por transformadores de medida de propiedad de cada Parte y de la Comisión Técnica Mixta de Salto Grande,

cuando corresponda, instalados en cada caso por las mismas, en los puntos de entrega, recepción y medición.

Los instrumentos de medición y los transformadores de medida, serán ensayados, calibrados y ajustados por las Partes y

por la C.T.M. cuando corresponda, antes del comienzo del suministro, debiendo ser tomadas iguales providencias cada 12

meses para los instrumentos de medición y cada vez que la Comisión de interconexión lo determine, para los transformadores

de medida.

Queda facultada cada una de las Partes, a través de sus representantes debidamente acreditados, a presenciar las

pruebas, ajustes y calibraciones que la otra Parte efectúe en los instrumentos de propiedad anteriormente citados, pudiendo

también solicitar la realización de esas pruebas, ajustes y calibraciones en cualquier momento que lo deseen.

En ese caso corresponderá al solicitante reembolsar a la otra Parte los gastos realizados, si se verificara que los

instrumentos y equipos ensayados estuvieran dentro de las tolerancias de error, establecidas por normas internacionales y

expresamente aceptadas por la Comisión de Interconexión. Ambas Partes y la C.T.M. aseguraran en cualquier momento el

acceso a sus instalaciones de medición, a los representantes de las mismas, siempre que están debidamente acreditados y

después de la correspondiente comunicación.

En cada uno de los puntos de recepción y entrega se instalarán equipos de medición trifásicos, cuya constitución,

características y modalidades de conservación, funcionamiento y otras, serán establecidos por la Comisión de interconexión.

Artículo 22

Cada Parte facturará a la otra las diferencias de lectura que se manifiesten, siguiendo a tal efecto los procedimientos y

ajustándose a las tolerancias que establecerá la Comisión de interconexión.

CAPITULO IV

Operación

Artículo 23

Cada Parte hará funcionar su sistema eléctrico interconectado de acuerdo a las normas previamente acordadas, tratando

de reducir a un mínimo las oscilaciones de tensión y frecuencia y ajustando la potencia intercambiada con la mejor

aproximación al valor programado.

Artículo 24

Ambas Partes intercambiarán información sobre los sistemas eléctricos, gastos de funcionamiento, rendimiento de sus

unidades generadoras y cualquier otra que razonablemente pueda ser requerida para la programación, operación y

transacciones económicas entre las mismas.

Artículo 25

Los Despachos Nacionales de Carga intercambiarán oportunamente sus programas de trabajo, indicando la demanda

horaria de sus sistemas, la producción de sus fuentes para satisfacer dicha demanda, la reserva horaria y la capacidad

disponible para el intercambio.

Cada Despacho revisará su operación para determinar las transacciones de intercambio convenientes y ambos Despachos

acordarán un plan tentativo de intercambio hora por hora.

Este plan podrá ser ajustado en cualquier momento, cuando las condiciones reales de operación sean diferentes de

aquellas que se previeron.

Artículo 26

a) La Comisión de interconexión adoptará, a satisfacción de ambas Partes, criterios de reserva de potencia rotante para

el Sistema Eléctrico Interconectado Argentino-Uruguayo y determinará la participación de cada sistema en el criterio de

reserva de potencia rotante establecido;

b) Cada Parte se hará responsable por el mantenimiento de los valores establecidos que le correspondan.

Perturbaciones y Ayuda de Emergencia Artículo 27

a) Las Partes operarán sus instalaciones normalmente, de manera tal que las perturbaciones originadas en las mismas

no afecten al servicio eléctrico del otro sistema;

b) En el caso que ocurra una perturbación en sus sistemas eléctricos, los operadores del Despacho Nacional de Carga

del sistema afectado, avisarán tan pronto como sea posible, la naturaleza de la perturbación. Si se requiere ayuda de

emergencia, ambos Despachos consultarán entre sí, a fin de tomar las medidas necesarias para normalizar el sistema

interconectado conjunto;

c) La Parte a la que se ha solicitado ayuda de emergencia acudir hasta donde sea necesario y en la medida de sus

posibilidades, sin afectar su propio servicio, a todas las fuentes de potencia activa y reactiva disponibles para brindar la

ayuda que se requiera, con prioridad sobre todo otro intercambio previsto entre las Partes;

d) Como excepción ante situaciones de emergencia que puedan afectar la seguridad de las instalaciones, los Despachos

Nacionales de Carga podrán independizar los sistemas.

Regulación de Tensión y Frecuencia Artículo 28

a) La operación interconectada se llevará a cabo de modo que la tensión en los puntos de interconexión y la frecuencia

del sistema no se aparten de los valores nominales, con las tolerancias que fijará la Comisión de interconexión;

b) Cada uno de los sistemas operará de manera que el intercambio de potencia reactiva sea el mínimo posible, es decir

que cada sistema compensará sus propios requerimientos tratando de mantener en todo momento los niveles de tensión

dentro de los valores que estipulará la Comisión de interconexión. Las Partes reconocen no obstante, que en

determinados casos podrá ser deseable un intercambio de energía reactiva, lo que será hecho de común acuerdo entre

las mismas.

CAPITULO V

Transacciones

Artículo 29

Cada Parte pondrá a disposición de la otra Parte la capacidad disponible en su sistema eléctrico, a efectos de contratar

intercambios de potencia energía u otras prestaciones, con la sola limitación de la continuidad de la seguridad y de la calidad

del servicio del sistema que la envía.

Artículo 30

Cada Parte decidirá como único juez en cuanto a las condiciones bajo las cuales es económico el intercambio. Sin embargo,

ninguna de las Partes rehusará arbitrariamente el intercambio de potencia y energía eléctrica u otras prestaciones sin

considerar cuidadosamente todos los factores del caso.

Artículo 31

Los intercambios se realizarán respetando una distribución equitativa de los beneficios producidos por los mismos.

Modalidades de Intercambio de Servicios Eléctricos Recíprocos

Artículo 32

a) Suministro de energía de sustitución Se entiende por tal, el suministro de energía que una de las Partes puede entregar

a la otra para reemplazar energía que esta misma esté en condiciones de producir. Este tipo de servicio tiene por objeto

obtener un beneficio mutuo con la generación más económica en todo momento, sin perjuicio de lo establecido en el

artículo 30;

b) Suministro de potencia: Se entiende por tal el servicio que una Parte preste a la otra poniendo a disposición de la misma

una determinada potencia por lapso también fijado. En caso de convenirse el suministro la potencia puesta a disposición

se pagará aún cuando la parte solicitante no la utilice y por todo el tiempo convenido;

c) Suministro de emergencia: Se entiende por tal el suministro de potencia y energía que se produzca durante el lapso de

la condición de emergencia;

d) Suministro de energía, por necesidad de la Parte vendedora Se entiende por tal, la energía ofrecida por la Parte vendedora por razones técnicas de su servicio;

e) Peaje por transporte de energía:

Se entiende por tal el servicio que una Parte presta a la otra, para que ésta alimente su propio mercado eléctrico, y poniendo a disposición sus instalaciones de transmisión;

f) Intercambio de reserva de potencia rotante:

Se entiende por tal la puesta a disposición de potencia rotante que una Parte hace a la otra, en un todo de acuerdo al

criterio adoptado de reserva de potencia rotante;

g) Suministro de potencia garantida:

Se define como el servicio que una Parte presta a la otra garantizando, a su pedido, una determinada potencia por un

lapso preestablecido. En cada caso particular se acordarán los términos del intercambio y el régimen de penalización;

h) Las modalidades de intercambio y servicios recíprocos no contempladas en los literales precedentes, serán

establecidas por la Comisión de interconexión dentro de los lineamientos del presente Convenio.

Precios de los Intercambios y Servicios Eléctricos Recíprocos

Artículo 33

a) Suministro de energía de sustitución.

El precio de la energía de sustitución será determinado, para cada transacción que se convenga, de la siguiente forma,

(se entiende que en todos los casos la Parte compradora dispone de capacidad para cumplir con su programa de

reserva de potencia rotante):

i) En ambos sistemas existe reserva de potencia rotante. El precio de la energía de sustitución de origen térmico

será determinado, para cada transacción que se convenga, multiplicando el precio del combustible convenido por

el promedio entre los consumos incrementales medios de las máquinas que cada Parte hace intervenir en la

transacción, consideradas a las potencias a las que iban a operar para la Parte compradora y a las potencias a

las que van a operar para la Parte vendedora.

ii) La Parte compradora evita poner máquinas en servicio y la Parte vendedora tiene exceso de potencia rotante.

El precio de la energía de sustitución de origen térmico debe ser determinado, para cada transacción que se convenga,

multiplicando el precio del combustible convenido, por el promedio entre el consumo específico medio de las máquinas

que el comprador evita poner en servicio, a las potencias a las que iban a operar y el consumo incremental medio de

las máquinas que la parte vendedora pone a disposición de la Parte compradora a las potencias a las que van a operar.

- El beneficio por evitar el arranque se distribuirá en partes iguales.

iii) La Parte compradora evita poner máquinas en servicio y la Parte vendedora lo hace.

El precio de la energía de sustitución de origen térmico ser determinado, para cada transacción que se convenga

multiplicando el precio del combustible convenido, por el promedio entre el consumo específico medio de las máquinas

que el comprador evita poner en servicio, a las potencias a las que iban a operar, y el consumo específico medio de las

máquinas que el vendedor entrar en servicio, a las potencias a las que van a operar.

A ello se agregará el promedio de los costos de arranque y parada de las unidades involucradas. En caso que la parte

vendedora continúe utilizando las máquinas puestas en servicio, se descontarán los costos de arranque y parada

respectivos;

b) Suministro de Potencia.

El precio constará de tres componentes:

i) Cargo fijo, función de la potencia y del tiempo que la misma permanezca al servicio de la otra Parte, que se

convengan en la transacción y que permita recuperar las cargas de capital de inversión actualizada y otros costos

fijos de las unidades generadoras puestas a disposición de la Parte compradora.

ii) Energía, que permite recuperar, cuando corresponda, los gastos incrementales o específicos de combustibles.

iii) Arranque y parada, según lo reglamente la Comisión de Interconexión al ser necesaria la entrada en servicio de

una o más unidades generadoras, en cuyo caso la potencia a contratar no podrá ser inferior al mínimo técnico de

las mismas.

c) Suministro de emergencia.

El precio para esta modalidad de suministro será el que resulte de aplicar lo establecido en el inciso b), de este artículo;

d) Suministro de energía eléctrica por necesidad de la Parte vendedora. El precio de esta energía será, como máximo, el

costo incremental en barras de la Parte vendedora, pero podrá acordarse otro precio, si éste resultara mayor que el

costo incremental de la Parte compradora;

e) Peaje por transporte de energía.

El precio de este servicio será fijado por la Comisión de interconexión;

f) Intercambios de reserva de potencia rotante.

Cada Parte aportará la proporción de reserva de potencia rotante que usualmente dispone, hasta el momento en que

la Comisión de interconexión, en base a la experiencia que sobre este aspecto se acumule, pueda establecer las reglas

generales para que en cada oportunidad, a nivel operativo, se determinen los valores de reserva rotante que a cada

Parte corresponderá llevar, las formas en que se realizará su intercambio y las compensaciones que quepa realizar en

caso que una de ellas no aporte el valor de reserva rotante que le sea asignado;

g) Valoración de energía hidráulica.

i) Cuando se den situaciones de vertimientos por vertedores de las represas, la energía no ubicable en el diagrama

de demanda del propietario de las represas afectadas, será ofrecida a un valor incremental nulo

ii) En otras situaciones el precio de venta del kWh generado por centrales hidráulicas, será determinado en cada

caso por un programa de computación a perfeccionar por la Comisión de interconexión, en el que se introducirán,

entre otras, las siguientes variables: hidraulicidad - estación del año - hora del día en que se vende - cota de la

represa- cantidad de energía despachada- riesgo- costo de la explotación- rentabilidad. La fijación del precio se

efectuará a nivel operativo, de acuerdo al procedimiento establecido anteriormente, realizándose la reliquidación

en base a valores reales al fin de cada ejercicio. La cancelación de la deuda correspondiente se efectuará de

acuerdo a lo establecido en el Capítulo VI, referido a transacciones comerciales;

h) Para los tipos de intercambios que signifiquen ahorros mutuos, se curará una distribución equitativa de los mismos;

i) Los precios de las modalidades de intercambio y servicios recíprocos no contemplados en este Convenio, serán

propuestos por Comisión de interconexión a ambos Gobiernos.

Componentes de los Precios de Intercambios y Servicios Recíprocos

Artículo 34

a) Cargas de Capital

Se utilizará para la determinación de las cargas de capital el método del fondo amortizante cuya fórmula es:

n

C = I i ( 1+i ) c n

( 1+i) I

Siendo Cc = cargas de capital

1 = inversión actualizada

i = tasas

n = vida media probable del bien

de interés anual

i) Se considerará una tasa de interés anual del 8 (ocho) por ciento. La tasa de interés podrá ser modificada de

mutuo acuerdo.

ii) Se considerarán las siguientes vidas útiles, a los efectos de este Convenio.

Centrales turbo

Centrales hidráulicas

Centrales de

Turbina a gas: 18 años

de

ciclo

vapor embalse:

combinada

35

50 25

años

años

años

iii) Se adoptarán los siguientes valores unitarios de inversión, a los efectos del presente Convenio:

Centrales turbo-vapor 850 U$S/kW

Centrales turbo-g s: 365 U$S/kW

Centrales hidráulicas de embalse: 1200 U$S/kW

Centrales de ciclo combinado: 650 U$S/kW

iv) Se adopta el siguiente procedimiento como cláusula de mantenimiento de valor. La actualización de los valores

de inversión se hará mediante la utilización de un factor resultando de ponderar igualmente cuatro índices,

obtenibles en las "Estadísticas Financieras

Internacionales", publicadas por el Fondo Monetario Internacional.

Ellos son el índice de precios al consumidor en los Estados Unidos de América, el índice de precios de bienes

industriales de los Estados Unidos de América, el índice de valor unitario de exportaciones de los Estados Unidos

de América y el índice de valor unitario de exportaciones de los países industrializados.

Para la eventualidad de que esa publicación fuera sustituida que fuera imposible obtener la información

correspondiente en plazos prudenciales la Comisión de interconexión propondrá la fuente sustitutiva a las Partes;

b) Precios de combustibles utilizados.

i) El precio del fuel-oil(P), en condición costo y flete, a adoptar en las transacciones se define como:

P = C + F Donde

C = Promedio mensual de los precios medios diarios de fuel- oil de las siguientes características, correspondientes

al mes anterior a la operación, obtenidos de la publicación

"Platts Oilgram Price Report".

- Barges FOB Rotterdam 1 Pct

- Arabian Persian Gulf FOB HS F.O. 2500 sec.

- Caribbean Cargoes FOB 2.8 Pct

en dólares estadounidenses por tonelada métrica

F= Flete de los combustibles puestos en el Río de la Plata, igual al promedio mensual de los fletes, publicados en

el mes anterior al de la operación por la publicación "World-scale- WorldWide tanker Nominal Fright scale"

corregidos por los datos de la publicación "Platrts Oilgram Price Report en dólares estadounidenses por tonelada

métrica correspondientes a los "Transportes entre los puerto de Rotterdam Ras Tanura y Aruba y los de la Plata

(Argentina) y Terminal José Ignacio (Uruguay), para barcos de la clase 80-160 mil toneladas.

ii) Para la eventualidad de que esas publicaciones fueran sustituidas o que fuera imposible obtener la información

correspondiente en plazos prudenciales, la Comisión de interconexión propondrá a las Partes la fuente

substitutiva.

iii) Las Partes convienen en revisar, si correspondiese, los términos del presente Convenio, en caso de que entre

ambos países se celebren futuros acuerdos energéticos de cualquier tipo, a fin de proceder a su adecuación.

c) La Comisión de interconexión fijará los criterios para computar las pérdidas por trasmisión involucradas en las diferentes

transacciones.

d) Los valores fijados en el literal a) de este artículo podrán ser modificados por la Comisión de interconexión.

Apartamientos de las Condiciones de interconexión Eléctrica

Artículo 35

Se entiende por apartamiento la diferencia entre el valor real de intercambio de potencia y energía y el valor acordado entre

las Partes, siendo este legítimo valor el resultante del conjunto de los servicios recíprocos establecidos dentro del marco de

este Convenio y aquella potencia y energía que deban suministrarse por los apartamientos anteriores.

No se computará a este fin la energía y la potencia provistas por Salto Grande. La Energía y potencia provistas en concepto

de emergencia formarán parte de apartamiento definido ut supra. Las Partes procurarán que el apartamiento sea nulo en

todo momento. Las Partes procurarán que los apartamientos que de todos modos se produzcan, sean cancelados, en las

condiciones más similares posibles a aquellas que prevalezcan cuando su ocurrencia, dentro de un período de cuatro

semanas.

Si el apartamiento alcanzara valores superiores al 10 % del conjunto de los intercambios y servicios recíprocos durante

cuatros semanas consecutivas, deberá abonarse el monto del apartamiento al precio que corresponda a la modalidad más

onerosa de prestación acordada en este convenio, conforme a lo que disponga la Comisión de interconexión La Comisión

podrá establecer modificaciones al porcentaje del 10% sobre la base de la experiencia acumulada durante el servicio.

En caso de que la emergencia persista durante un lapso prolongado que no permita su compensación según lo previsto

anteriormente, las Partes convendrán un contrato de suministro, al efecto.

CAPITULO VI

Transacciones Comerciales

Artículo 36

Los Despachos de Carga intercambiarán la información sobre los movimientos de potencia y energía realizados

mensualmente, antes del día 10 del mes siguiente, a fin de elaborar las facturas correspondientes.

Artículo 37

Cada Parte emitirá una factura por las ventas que haya efectuado, la que será abonada por la Parte deudora dentro de los

30 (treinta) días de su presentación previa compensación de los débitos que ambas partes contrajeron durante el período

considerado. Por la Parte Uruguaya el ente que intervendrá en las transacciones será la Administración Nacional de Usinas

y Trasmisiones Eléctricas (UTE) y por la Parte Argentina, Agua y Energía Eléctrica, Sociedad del Estado (A y E).

Artículo 38

Los pagos del Convenio Argentino-Uruguayo, se efectuarán en dólares de los Estados Unidos de América.

Artículo 39

Vencido el plazo de 30 (treinta) días sin haber dado cumplimiento al pago de la factura, las sumas impagas devengarán

automáticamente un único interés por mora igual a la tasa LIBOR vigente al término del plazo citado, más un punto.

La tasa de interés se reajustará cada 30 (treinta) días de la misma manera, por el lapso en que dicha factura permanezca

impaga.

La misma podrá ser modificada de mutuo acuerdo entre las Partes.

Artículo 40

Las transacciones comerciales e intercambios de potencia y energía eléctrica entre la República Oriental del Uruguay y la

República Argentina estarán exentos de cualquier tributación nacional provincial departamental o municipal, inclusive del

impuesto al valor agregado.

La exención comprende: derechos aduaneros o consulares, tasas, reglas y todo otro gravamen de cualquier naturaleza,

vigente o a crearse en el futuro.

CAPITULO VII

Capacitación

Artículo 41

Se acuerda establecer intercambios de información y programas de capacitación que conduzcan a la mejor operación del

sistema interconectado conjunto y al logro de los objetivos del presente Convenio.

Artículo 42

En particular se consideran de interés mutuo la realización de cursos, seminarios y prácticas, para la capacitación y

entrenamiento de los responsables en los aspectos concernientes a los reglamentos y normas de la operación interconectada

y realización de visitas y estadas recíprocas, del personal técnico y profesional afectado a la misma.

CAPITULO VIII

Coordinación con la Comisión Técnica Mixta de Salto Grande

Artículo 43

El sistema eléctrico de Salto Grande está constituido por las obras comunes construidas por la Comisión Técnica Mixta de

Salto Grande conforme a lo establecido en el Convenio del 30 de diciembre de 1946 y su Acuerdo reglamentario.

Artículo 44

El presente Convenio no altera lo establecido en el artículo 13 del Acuerdo para reglamentar el Convenio del 30 de

diciembre de 1946, referido a los derechos sobre la potencia y producción de la Central de Salto Grande.

Los intercambios de potencia y energía que ambas Partes acuerden serán considerados como independientes de los

realizados por la C.T.M.

Artículo 45

Los sistemas interconectados de ambas Partes, deberán hacer uso prioritario de la energía y potencia disponibles en Salto

Grande, mientras se mantengan los compromisos financieros contratados por ambas Partes con el Banco Interamericano de

Desarrollo, a menos que por razones técnicas fundadas sea conveniente otra modalidad de operación.

Artículo 46

La Comisión de interconexión coordinará con la C.T.M. todos aquellos aspectos de sus actividades que tengan relación

con las responsabilidades de ésta.

Artículo 47

La C.T.M., a los efectos de la coordinación de la operación de los respectivos Sistemas Interconectados Nacionales por

parte de los Despachos Nacionales de Carga, comunicará diariamente a los mismos:

a) La disponibilidad de sus recursos energéticos para los días siguientes, de acuerdo a las previsiones que efectúe, a las

condiciones de borde que los usos prioritarios impongan al uso hidroeléctrico como responsable del uso global del

recurso hidráulico y a las restricciones temporarias o permanentes que limiten las posibilidades de generación

hidroeléctrica;

b) La disponibilidad de las instalaciones a su cargo y planes de mantenimiento correctivos.

Artículo 48

La responsabilidad sobre las órdenes emitidas al Centro de Control de la C.T.M., recaerá periódicamente sobre uno u otro

Despacho Nacional de Carga, según los plazos y modalidades que se establezcan en el Reglamento Operativo.

Artículo 49

En los puntos de entrega, recepción, edición incluidos dentro de las obras en común del sistema de Salto Grande, la C.T.M.

facilitar los medios, necesarios para que se lleven a cabo los acuerdos establecidos para la medición de los intercambios

efectuados entre las Partes.

CAPITULO IX

Solución de Controversias

Artículo 50

Toda controversia acerca de la interpretación o aplicación del presente Convenio que no pueda resolverse por

negociaciones directas en el seno de la Comisión de interconexión será sometida a los medios diplomáticos ordinarios de

solución de controversias.

CAPITULO X

Disposiciones Transitorias

Artículo 51

Ambas Partes acuerdan que luego de la firma del presente Convenio por parte de los Plenipotenciarios respectivos y hasta

tanto no sean designados los miembros de la Comisión de interconexión prevista en el artículo 6 del Acuerdo de Interconexión

Energética del 12 de febrero de 1974, las funciones encomendadas a dicha Comisión quedarán transitoriamente a cargo de

las Representaciones designadas por ambas Partes para la negociación de este Convenio, actuando en forma conjunta.

CAPITULO XI

Cláusulas Finales

Artículo 52

El presente Convenio entrará en vigor a partir de la fecha de canje de los respectivos instrumentos de ratificación y tendrá

una duración de cinco años, prorrogados automáticamente por períodos de un año.

Podrá ser modificado mediante acuerdo entre las Partes y podrá ser denunciado en cualquier momento después de finalizar

el primer período.

La denuncia surtirá efecto transcurridos seis meses de su notificación.

En fe de ello los respectivos Plenipotenciarios firman el presente Convenio en dos ejemplares originales de un mismo tenor,

igualmente válidos, en Salto Grande, a los veintisiete días del mes de mayo del año mil novecientos ochenta y tres.

MARCO LEGAL SISTEMA DE INTERCAMBIO ELÉCTRICO URUGUAY-BRASIL Ley Nº 18.160- Aprueba Acuerdo Marco de Interconexión Energética entre Uruguay y Brasil

De 20 de julio de 2007, publicada en D.O. el 8 de agosto de 2007. - Aprueba el Acuerdo Marco de Interconexión

Energética entre la República Oriental del Uruguay y la República Federativa del Brasil, suscrito en la ciudad

de Brasilia, República Federativa del Brasil, el 16 de marzo de 2006.

Artículo Único.- Apruébese el Acuerdo Marco de Interconexión Energética entre la República Oriental del Uruguay y la

República Federativa del Brasil, suscrito en la ciudad de Brasilia, República Federativa del Brasil, el 16 de marzo de 2006.

C A D E 5206.

ACUERDO MARCO DE INTERCONEXION ENERGÉTICA ENTRE LA REPUBLICA ORIENTAL DEL URUGUAY Y LA

REPUBLICA FEDERATIVA DEL BRASIL

El Gobierno de la República Oriental del Uruguay y El Gobierno de la República Federativa del Brasil, (en adelante

denominadas "Las Partes"),

Reafirmando el interés de avanzar en el desarrollo de sus pueblos, promoviendo, en esta instancia, un mejor

aprovechamiento de los recursos energéticos basados en la cooperación, integración e interconexión de sus sistemas

eléctricos;

Teniendo en cuenta que la interconexión eléctrica entre las Partes, mediante la vinculación de las estaciones de Rivera

(República Oriental del Uruguay) y Livramento (República Federativa del Brasil), ha permitido en una primera etapa,

desarrollar experiencia en la operación de los intercambios así como en los beneficios asociados y en los instrumentos

técnicos y comerciales que posibilitan dinamizar dichos intercambios

CONSIDERANDO:

El Acuerdo de Complementación Económica No. 2, celebrado entre la República Federativa del Brasil y la República Oriental

del Uruguay, el día 20 de diciembre de 1982;

El Tratado de Asunción suscrito entre los Gobiernos de la República Oriental del Uruguay, la República Federativa del

Brasil, la República Argentina y la República del Paraguay el 26 de marzo de 1991;

El Protocolo al Tratado de Amistad, Cooperación y Comercio para la Interconexión Eléctrica, celebrado en la ciudad de

Nueva York el 29 de setiembre de 1994;

El Acuerdo Marco sobre Complementación Energética Regional entre los Estados Partes del MERCOSUR y Estados

Asociados, suscrito en la ciudad de Montevideo el 9 de diciembre de 2005;

Han convenido lo siguiente:

Artículo 1º

El presente Acuerdo Marco tiene por objeto buscar fortalecer la integración energética entre las Partes, respetando lo

dispuesto en los respectivos marcos regulatorios.

Las interconexiones eléctricas desarrolladas o a desarrollarse entre ambos países tienen, entre otros, los

siguientes propósitos:

Intensificar la cooperación recíproca en el campo energético y propiciar la integración mediante la

interconexión de los sistemas eléctricos;

Optimizar el uso racional de los recursos energéticos de generación y trasmisión;

Propiciar los intercambios mutuos de potencia y energía entre sus sistemas eléctricos interconectados,

considerando la posibilidad de diversas formas contractuales de comercialización firme, ocasional y de

apoyo en caso de emergencias;

Mejorar la seguridad y calidad de los servicios;

Proporcionar asistencia técnica recíproca y programas de mejora de recursos humanos, con el alcance y

dentro de las finalidades del presente instrumento

Artículo 2º

Para la expansión de la integración energética de las partes se crea por el presente Acuerdo Marco una

Comisión de Interconexión Energética integrada por seis miembros, tres en representación de cada Parte,

y sus respectivos suplentes, indicados por el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de la

República Oriental del Uruguay y el Ministerio de Minas y Energía (MME) de la República Federativa del

Brasil.

La representación brasileña contará con dos representantes del Ministerio de Minas y Energía y uno de la

Empresa de Investigación Energética-EPE.

Artículo 3º Las Partes establecerán las modalidades de intercambio que podrán adoptarse para dinamizar

la integración energética, entre las cuales las siguientes:

Contratación de potencia firme con energía asociada,

Contratación de abastecimiento firme de energía,

Intercambios interrumpibles de optimización,

Intercambios interrumpibles de emergencia

Artículo 4º La expansión de la integración energética entre Brasil y Uruguay se desarrollará de

conformidad con los criterios previstos en el Acuerdo Marco sobre Complementación Energética Regional

entre los Estados Partes del MERCOSUR y Estados Asociados, suscripto en la ciudad de Montevideo el

9 de diciembre de 2005.

Artículo 5º Las Partes definirán de común acuerdo los criterios de exención tributaria aplicables a las

transacciones comerciales e intercambios de energía eléctrica.

Artículo 6º En tanto la operativa y desarrollo de las interconexiones entre los diversos países de la región

implican el reconocimiento de propósitos y objetivos concordantes con los establecidos en este Acuerdo

Marco, las Partes convienen mantenerse informados de las interconexiones de sus sistemas eléctricos

Artículo 7º

Las controversias que surjan sobre la interpretación, la aplicación, o el incumplimiento de las disposiciones

contenidas en el presente Acuerdo Marco, se procurarán resolver a través de negociaciones directas entre

las Partes, a través de sus respectivas Cancillerías.

Los acuerdos específicos realizados en el marco del presente instrumento determinarán, en cada caso, el

mecanismo para la solución de controversias que surjan entre las Partes con relación a los compromisos

en ellos asumidos.

Artículo 8º

El presente Acuerdo Marco entrará en vigor en la fecha de la última nota en que las Partes se comuniquen

el cumplimiento de los requisitos internos para su entrada en vigor y tendrá validez en forma indefinida,

salvo que una de las Partes notifique a la otra, por la vía diplomática, con una anticipación de seis meses,

su intención de denunciarlo.

La denuncia del presente Acuerdo Marco no afectará los proyectos que se encuentren en etapa de

ejecución, ni los contratos celebrados al amparo del presente Instrumento.

Las Partes deberán protocolizar el presente Acuerdo Marco ante la Secretaría General de ALADI como

Protocolo Adicional al Acuerdo de Complementación Económica Nº 2 entre Brasil y Uruguay, del 20 de

diciembre de 1982 (AAP.CE nº 2). C

Hecho en la ciudad de Brasilia, a los dieciséis días del mes de marzo de 2006, en dos ejemplares originales

en los idiomas español y portugués, siendo ambos textos igualmente auténticos.

Decreto N° 217/015

MODIFICACION DE LOS REGLAMENTOS: "REGLAMENTO GENERAL DEL MARCO REGULATORIO DEL SISTEMA ELECTRICO NACIONAL" Y

"REGLAMENTO DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGIA ELECTRICA"

Documento Actualizado

Promulgación: 10/08/2015

Publicación: 17/08/2015

El Registro Nacional de Leyes y Decretos del presente semestre aún no fue editado.

VISTO: el sostenido interés de viabilizar canales de integración energética con los mercados de

los países interconectados.

RESULTANDO: I) que el Sistema Interconectado Nacional, como consecuencia del importante

desarrollo de nuevas fuentes de energía, dispondrá de posibilidades de exportación de energía eléctrica con carácter interrumpible;

que con la República Federativa del Brasil los intercambios se han ido desarrollando en el

marco de acuerdos bilaterales; que coyunturalmente el Sistema Eléctrico Brasileño enfrenta un período de baja hidraulicidad,

potenciando el eventual interés en realizar compras de energía eléctrica a Uruguay; que la capacidad de interconexión entre Uruguay y Brasil, además de la Interconexión Rivera-

Livramento, se verá incrementada próximamente por la entrada en servicio de la Interconexión Internacional Melo-Candiota;

que a la fecha no existe con el mercado eléctrico de la República Federativa del Brasil la

condición de Integración Spot, en los términos del Reglamento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.

CONSIDERANDO: I) que ante la posibilidad de exportación de energía interrumpible a Brasil

surge la necesidad de ajustar los procedimientos aplicables que establece la reglamentación nacional del sector eléctrico;

que los compromisos comerciales que se asumen en el marco de las operaciones de

intercambio internacional de energía requieren garantizar el pago de importantes montos a diversos actores del Mercado Eléctrico;

que se entiende conveniente ajustar el mecanismo de Exportación Spot previsto en el Decreto

N° 360/002 e implementarlo mediante un Exportador Spot por la República Oriental del Uruguay con el cometido, entre otros, de asumir los compromisos comerciales vinculados a dichas exportaciones, garantizar los pagos que correspondan en el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica y realizar la oferta hacia el mercado del país comprador;

que la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas reúne las condiciones

técnico comerciales requeridas, cuenta con el respaldo del Estado uruguayo y la actividad de exportación de energía encuadra en los cometidos legales que se le han asignado de conformidad con el Decreto-ley N° 15.031 de 4 de julio de 1980 con las modificaciones introducidas por la Ley N° 16.832 de 17 de junio de 1997;

que lo anterior será sin perjuicio de las competencias de la Administración del Mercado Eléctrico

(ADME), en su calidad de operadora del sistema y administradora del mercado. ATENTO: a la normativa vigente y el Decreto N° 360/002 del 11 de setiembre de 2002.

EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA

ARTICULO 1

DECRETA:

Incorpórase al artículo 7 del Reglamento General del Marco Regulatorio del Sistema Eléctrico Nacional, aprobado por Decreto N° 276/002 de 28 de junio de 2002, la definición de "Exportador Spot" en los siguientes términos: (*)

NOTAS:

Exportador Spot: es el sujeto de derecho que el Poder Ejecutivo designa para realizar la

actividad de Exportación Spot, el quedeberá constituirse como Participante en el MMEE.

ARTICULO 2

Modifícase el Artículo 182 del Reglamento de Mercado Mayorista de Energía Eléctrica aprobado por Decreto N° 360/002, sustituyéndose en el segundo párrafo la frase: “La oferta de precio se informará como el 90% (noventa por ciento) del Precio Spot previsto del otro país, en el

nodo de interconexión internacional de entrega, salvo que dicho valor resulte menor que el precio mínimo de exportación Spot, en cuyo caso será el precio mínimo de exportación Spot." por la siguiente: "La oferta de precio se realizará de acuerdo a lo establecido en el Artículo 334 del presente Decreto.".

ARTICULO 3

Modifícase el Artículo 334 del Reglamento de Mercado Mayorista de Energía Eléctrica aprobado por Decreto N° 360/002, sustituyéndose en el párrafo primero la frase: "El precio ofertado de exportación Spot será superior o igual a este mínimo, de acuerdo a lo que se establece en este Reglamento." por la siguiente: "El precio de las ofertas de exportación que fije el Exportador Spot deberá ser mayor o igual al Precio Mínimo de Exportación Spot determinado por ADME de acuerdo a lo establecido en el artículo 326."

En el párrafo tercero del mismo artículo se sustituirá la frase: "Con el predespacho y cada redespacho, el DNC deberá recalcular el precio de exportación Spot ofertado e informarlo a cada Operador del Sistema y Administrador del mercado de un país interconectado" por "Con el predespacho y cada redespacho, ADME determinará los bloques de energía exportables, con detalle horario y su Precio Mínimo de Exportación. El Exportador Spot deberá informar tanto a quien corresponda del país comprador como a ADME el precio de la oferta de exportación a los efectos de que ADME y el operador del sistema del país comprador dispongan de la información necesaria para coordinar el despacho."

ARTICULO 4

Modifícanse los literales f) y g) del Artículo 338 del Reglamento de Mercado Mayorista de Energía Eléctrica aprobado por Decreto N° 360/002, sustituyéndose su texto por el siguiente:

"f) Calcula las transacciones por Exportación Spot para cada Participante Productor como la diferencia entre la generación que comercializa con Exportación Spot de acuerdo al literal b), menos la que comercializa sin Exportación Spot de acuerdo al literal a), y las valoriza al costo variable declarado a ADME por cada Participante Productor. En caso de existir recursos de generación que con igual costo variable queden despachados para el mercado interno y para la exportación, se resolverá la indefinición respecto al destino de la energía asignando en forma proporcional la generación al mercado interno y a los destinos de exportación de dichos recursos.

g) Calcula el monto del Resultado de la Exportación Spot como la diferencia entre el monto total recibido por la Exportación Spot deducidos: la remuneración del Exportador Spot, los cargos por uso de red del Sistema Interconectado Nacional asociados a la Exportación Spot, los cargos por uso de las instalaciones de Interconexión Internacional, las tasas e impuestos que graven las actividades asociadas a la Exportación Spot, y la suma de las transacciones por Exportación Spot de cada Participante Productor, valorizadas al costo variable de cada unidad generadora asociada a la generación que en cada hora resultó despachada por ADME para suministrar la Exportación Spot.

El monto del Resultado de la Exportación Spot se asignará a las Centrales en territorio nacional requeridas por el despacho realizado

por ADME para el abastecimiento de la demanda nacional y para la Exportación Spot, en proporción a su generación.

En el caso de Centrales que tengan comprometida energía en el mercado de contratos nacional, el resultado de la exportación aquí establecido se asignará a los titulares del derecho sobre la energía, en la cuotaparte que corresponda."

ARTICULO 5

Desígnase a UTE como Exportador Spot para realizar exportaciones spot a otros mercados eléctricos. En su calidad de tal, UTE tendrá la responsabilidad de garantizar los pagos que correspondan en el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, así como fijar el precio de las ofertas de exportación, buscando obtener el mayor precio posible.

ARTICULO 6

La remuneración de UTE por la actividad de Exportador Spot será de 3% (tres por ciento) sobre el precio total que se perciba al hacerse efectivo el pago por parte del mercado del país comprador.

ARTICULO 7

Se establece como cargos unitarios por uso de las instalaciones de interconexión asociadas a la Exportación Spot las siguientes:

a) Conversión de frecuencia en 150 kV 21,82 USD/MWh.

b) Conversión de frecuencia en 500 kV 32,07 USD/MWh.

c) Sistema de interconexión de 500 kV asociado a conversora de Melo

8,41 USD/MWh.

Encomiéndase a la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua la elaboración de una propuesta de remuneración de las instalaciones antes referidas y su modalidad de ajuste a futuro, a efectos de su elevación al Poder Ejecutivo en un plazo de un año.

ARTICULO 8

Comuníquese, publíquese, etc.