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MERCADO REGIONAL DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

Resumen.- Las interconexiones entre los sistemas eléctricos entre países es uno de los principales desafíos a nivel mundial. Inicialmente las interconexiones buscaban el apoyo exterior en caso de que se produjese algún fallo que afectase a la seguridad del suministro eléctrico nacional. Sin embargo, se ha demostrado que las interconexiones no solo son útiles para situaciones excepcionales, sino que también en condiciones normales de operación ofrecen destacadas ventajas: optimización de la producción diaria de las centrales eléctricas, mejores posibilidades de explotación de las energías renovables, creación de competencia y mejora de las condiciones de suministro. La importancia de estas interconexiones explica el análisis y el planteamiento de muchos proyectos a nivel mundial. Con esta finalidad y bajo esa perspectiva, el presente documento analiza la posibilidad de la integración eléctrica regional (Perú y países fronterizos) desde un horizonte económico, es decir si existen factores competitivos de mercado (precios, recursos, excedente de producción) que garanticen la posibilidad de exportar energía eléctrica respecto al país de destino.

I. INTRODUCCIÓN

Las interconexiones internacionales son muy importantes para garantizar la seguridad de suministro eléctrico en los países, ya que permiten exportar energía en momentos de elevada producción y baja demanda (por ejemplo, en hora punta) y viceversa. También hacen posible importar electricidad cuando se registran aumentos repentinos de la demanda o cuando se produce algún fallo en el sistema eléctrico local. Sin embargo ser partícipe de este mercado a nivel internacional abarca un serio tema de investigación y análisis de factores no solo técnicos, sino también de aspectos económicos, políticos, sociales, culturales, normativos, regulatorios, legales entre otros. Por tanto el presente documento ha basado su análisis en el área económica, considerando el precio de la electricidad, los recursos y el excedente de producción como elementos necesario para generar un mercado de la exportación eléctrica. Es así que se desarrolla en primer plano un breve repaso de la situación actual de la matriz de generación (mundial, centro americano y latinoamericano), y luego se examina los recursos disponibles y potenciales, posteriormente se explora la situación del comercio internacional (experiencias y bases de la comercialización) y de la integración regional actual y proyectada.

II. MATRIZ ACTUAL

A nivel Mundial : La oferta de energía eléctrica cambió de 8 269 TWh, en 1980, hasta poco más de 21 431TWh, en 2012, con una tasa media anual de crecimiento de 3,2%, significativamente superior a la oferta total de energía, de 1,9%, en similar periodo. Impulsado principalmente por los países asiáticos en transición, en los que el crecimiento económico de los últimos años ha propiciado un efecto de urbanización y un cambio estructural en el consumo. El gráfico 01 muestra que el carbón mineral es el energético que más se destaca en el mundo para la generación de electricidad (40,6%), debido a su incidencia en las principales economías del orbe, mientras que la energía nuclear (12,9%) es ampliamente utilizada en países como Francia, Rusia, Corea del Sur, EUA y Japón.

Gráfico 01: Matriz de Generación Mundial

Fuente: Agencia Internacional de Energía (AIE), 2010

De esta manera la participación de las energías renovables en la matriz eléctrica es del 19,7%, con tendencia a superar ampliamente este valor en los próximos años.

En Centro América.- Centroamérica es rica en recursos hídricos, a tal punto que casi el 40% de la matriz de los países que integran la región se obtiene de fuentes hidroeléctricas.

Gráfico 02: Matriz de Generación de Centroamérica - 2012

Fuente: La realidad energética en Centroamérica: matriz

de desafíos, Fundación Avinna 2013.

En el Contexto Latinoamericano.- La principal fuente de generación eléctrica en américa del sur son las centrales Hidráulicas, siendo Brasil el principal país con mayor potencial Hidráulico, con una participación del 71% (120 000 MW) dentro de su matriz de generación, cifra que representa el 39% en la matriz de generación en América Latina y el Caribe. Tiene un potencial de generación hidroeléctrico poco más de 250 Gw.

Gráfico 03: Matriz de Generación Eléctrica en América Latina

Fuente: Situación Actual y Perspectivas de Energías Renovables, OLADE 2012

Gráfico 04: Matriz Regional (Perú, Brasil, Bolivia, Chile, Ecuador, Colombia) - 2012

Fuente: Balance Energético Nacional de Brasil, Perú, Chile, Colombia, Ecuador, Bolivia, 2012. Elaboración propia.

En conjunto la región de América Latina y el Caribe, generó durante el año 2010, 1 339 TWh de electricidad, con un crecimiento aproximado del 5% respecto a la generación de 2009 y un 4% de crecimiento promedio anual durante las dos últimas décadas, lo que coincide con la tasa de crecimiento promedio anual del consumo final, y se tuvo una participación del 6% del total mundial generado en 2010.

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

mientras que su demanda de energía crece 4.4% anual.

Brasil, al igual que otros países de América del Sur, realizó un plan de energía para el futuro, en su caso lo realizó hasta el año 2030. Se denominó Plan Nacional de Energía 2030. En este se estima el crecimiento del país y se determina cómo será la matriz energética hasta el año 2030

III. RECURSOS

Gráfico 05: Potencial Hidroeléctrico por País 2012


En el gráfico 05, se observa el potencial hidroeléctrico existente de los países de la región, donde Brasil es el gigante hidroeléctrico, seguido de Colombia, y de Perú con un potencial de 69 000 MW.

Gráfico 06: Potencial Eólico - 2012


Con solamente tres países, donde se han hecho estudios recientes de potencial eólico, la Región cuenta con más de 254 GW disponibles para esta tecnología, y con

capacidad instalada de 2,078 MW. El Perú posee un potencial Eólico de 9,144 MW, a diferencia de su capacidad instalada, que no representa ni el 1% (0.4%) en su matriz energética, a diferencia de Chile (2%) y Bolivia (1.7%).

El potencial geotérmico estimado en la Región, es de 35 mil 590 MW a 2010, sin embargo solamente se cuenta con una capacidad instalada cercana a los mil quinientos MW, lo que significa solamente un 4% de aprovechamiento.

Cuadro 01: Potencial y capacidad Instalada de generación geotérmica


Al mirar el panorama desde el punto de vista per cápita, se observa que se destacan aquellos países que tienen una relativamente baja población, pero cuentan con infraestructura industrial o turística muy importante, como es el caso de Trinidad y Tobago, Barbados, Chile, Venezuela y Argentina.

Gráfico 07: Consumo de Electricidad Per Cápita por País


En cuanto a la intensidad del consumo de electricidad por país, los primeros lugares por países como Suriname, Paraguay, Bolivia y Nicaragua, con relativamente bajo PIB nominal y países como Venezuela y Argentina con niveles altos de consumo en el sector industrial.

Gráfico 08: Intensidad del consumo de electricidad por país


IV. COMERCIO INTERNACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA

La aparición de mercados competitivos para la generación eléctrica en sustitución de los monopolios integrados verticalmente, ha

conducido a la aparición en gran número de mercados competitivos de ámbito nacional: mercados spot para transacciones de energía de corto plazo y mercados de contratos de largo plazo. En estos mercados venden los generadores y compran los distribuidores, comercializadores intermediarios y consumidores finales. Las redes de los transportistas y distribuidores, pasan a ser de libre acceso (facilidad esencial) para realizar esas transacciones, sujetas al pago de peajes.

� Modalidad de Transacciones en el mercado internacional

Las transacciones internacionales en el mercado eléctrico internacional se pactan a base de hechos especulativos, es decir la fijación del valor monetario de energía a comercializar del país exportador, tiene que ser competitivo (menor) respecto al precio del país importador, por lo que permite tranzar y competir dentro de un nicho de mercado.

Gráfico 09: Transacciones de Corto Plazo y Contratos

Fuente: Dr. Jaime E. Luyo

Así mismo el sector eléctrico requiere por razones técnicas de un ajuste instante a instante muy preciso entre oferta y demanda (permanentemente en equilibrio), y esto requiere una coordinación centralizada de la operación de la generación y transporte de energía, que no puede quedar librada a la suma de decisiones individuales no coordinadas.

Por esta razón, una regulación integral, asegura esta coordinación y en particular determina la forma en que se abastece en cada momento la demanda, función que suele denominarse despacho de cargas, realizada por un organismo que opera centralizadamente en el sistema.

� Riesgos en el mercado internacional

Toda posible inversión asume consigo mismo un nivel de riesgo. En esta línea, en el mercado internacional de energía eléctrica el riesgo es un factor importante a tener en cuenta, dado la complejidad de toda la cadena de generación hasta la distribución, y las externalidades de las fuerzas del mercado (oferta, demanda, precio) al sistema.

Los riesgos del comercio de energía suelen agruparse en tres grandes grupos, y se asocian a riesgos políticos regulatorios, riesgos comerciales, y los riesgos financieros, motivo por el cual la estructura económica y financiera de un proyecto de interconexión, dependerá en gran medida por el índice de riesgo de cada país involucrado.

Cuadro 02: Tipos de riesgos en el comercio internacional

Grupo de riesgos Tipos de riesgos por

grupo

Riesgo Comercial

Riesgo de planificación, riesgo de diseño, riesgo de construcción (plataformas), riesgo de volumen (por fuente y cantidad), riesgo de suministros y riesgo de pago.

Riesgo Político/regulatorio

Riesgo de expropiación, riesgo de seguridad, riesgo de contrato y/o incumplimiento, riesgo legal y regulatorio, riesgo de restricción a la transferencia de divisas, riesgo de resolución de conflictos.

Riesgo Financiero

Riesgo financiero; riesgo de tipo de intercambio (según fuente), financiación.

Fuente: Paper de Economía de la energía, 2014 – Dr. Jaime E. Luyo

4.1. Experiencia del Mercado Europeo

Las importaciones netas de electricidad de la Europa de los 27 (EU-27) alcanzaron en 2010 los 3 455 GWh una importante disminución con respecto a los valores de los años anteriores. En la última década las importaciones de electricidad han fluctuado entre los 7 325 GWh en 2004 y los 19 600 GWh en 2010. Entre los Estados miembros, Italia permanece como el mayor importador neto de electricidad. En 2010, Italia importó 44 160 GWh, que significó el 13% de su consumo interno, unas 4 veces más que el segundo mayor importador que es Finlandia (10 501 GWh). En contraste Francia fue el país mayor exportador durante toda la década llegando a exportar en 2010, 30 749 GWh, dos veces más que el segundo exportador más importante que es Alemania con 14 955 GWh (Unión Europea; 2012).

Una de las experiencias europeas que vale la pena mencionar pero que inicialmente no hicieron parte del movimiento europeo de integración energética es el mercado Nordpool, el único mercado internacional para el intercambio de electricidad en operación. El Nordpool está formado hoy por Noruega, Suecia, Finlandia y Dinamarca. El éxito del Nordpool se basa en la larga tradición de cooperación energética (eléctrica) entre los países escandinavos que permitían el libre acceso a los agentes a las redes de transmisión y propiciaban la competencia entre los generadores. El Nordpool es una asociación voluntaria que existe en paralelo con los mercados domésticos y realiza sólo transacciones a nivel mayorista.

El Nordpool es un interesante ejemplo de que las reformas que introducen competencia pueden funcionar sin transferir la propiedad

de las empresas eléctricas al sector privado. Sin embargo; esta constatación es imposible separarla de la historia común y de la tradición cultural de los países escandinavos en materia de cooperación económica. En los últimos años la UE está haciendo esfuerzos por integrar al Nordpool al mercado europeo.

4.2. En el Mercado Norteamericano

La infraestructura de transporte de electricidad es bastante desigual entre Canadá y los EUA y entre este último y México. Existen 37 mayores interconexiones entre los EUA y Canadá por un capacidad total de transporte de 20 GW, mientras que entre México y los EUA existen 9 interconexiones por una capacidad total de 1 GW. Con la actual infraestructura de transmisión, Canadá podría exportar el 17% de su capacidad de producción, mientras México y los EUA serían capaces de exportar sólo el 2.5%.

Aunque no se trata de interconexiones internacionales, dentro de los EUA existen experiencias de integración de Estados que son interesantes mencionar. El mercado eléctrico más grande de Norte América es PJM Interconnection o PJM con una capacidad instalada de 185 600 MW y responsable de proveer electricidad a unos 60 millones de habitantes en Estados Unidos. PJM es un Regional Transmission Organization (RTO) que ejecuta el despacho de electricidad a más de 10 estados, coordina la operación de la red eléctrica y planifica la expansión de sus líneas de transmisión. El PJM es uno de los mercados eléctricos mayorista más exitosos.

4.3. Exportaciones e Importaciones en América Latina

Gráfico 10: Mayores Importadores en la Región


Gráfico 11: Mayores Exportadores en la Región


En América del Sur la principal forma de comercio internacional de electricidad en la actualidad es el comercio spot, realizado por los operadores de los sistemas eléctricos, en el marco de acuerdos bilaterales sobre precios, negociados entre las autoridades de los países. Se entiende por comercio spot al que tiene lugar en transacciones resueltas diariamente, cuando existe disponibilidad de excedentes del país vendedor, sin que haya un contrato de largo plazo ni obligación para el vendedor de contar con capacidad de generación para abastecer al comprador en forma sistemática.

Gráfico 12: Tarifas eléctricas en Latinoamérica del 2013 (ctv.US$/KWh)

Fuente: Boletín Estadístico Octubre 2013, OSINERGMIN

Las tarifas eléctricas peruanas se encuentren entre las más competitivas de la región.

V. INTEGRACIÓN ELECTRICA REGIONAL

Como una estrategia para hacer frente a la dependencia de los combustibles fósiles, garantizar el suministro a menor costo y obtener beneficios económicos del comercio de energía, muchos países de la Región han optado por interconectar sus sistemas eléctricos de potencia, mediante líneas de transmisión transfronterizas.

En la actualidad, se pueden distinguir 4 subregiones eléctricamente interconectadas en América Latina y el Caribe: la primera, formada por México interconectado con América Central a través de Guatemala y Belice y la interconexión interna de América Central; una segunda subregión, la constituyen los países del área Andina, Colombia, Venezuela, Ecuador y Perú; la tercera subregión está definida por la interconexión entre Argentina y Chile; y la cuarta por los países del Merco Sur: Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay. A estas 4 subregiones interconectadas, hay que agregar interconexión existente entre Venezuela y Brasil.

Gráfico 13: Interconexiones eléctricas en América del Sur

Fuente: Documento Técnico de Electricidad, OLADE 2012

América Latina ya posee un fuerte grado de integración eléctrica. Desde el año 1995 hasta hoy, las interconexiones han aumentado aproximadamente diez veces, pasando de 500 MW a 5 000 MW de capacidad instalada. De hecho, con la entrada en operación de la línea Guatemala-México en 2009, y con la construcción de la interconexión Panamá-Colombia prevista para el presente año, se tendrá un corredor electro energético que permitirá una vez se realicen los acuerdos comerciales y regulatorios apropiados, establecer de manera continua intercambios de energía entre los sistemas de los países desde México hasta Chile.

5.1. Interconexión Perú Ecuador

Existe una interconexión eléctrica entre Perú y Ecuador de 100 MW de capacidad de transporte pero no ha podido ser utilizada por problemas regulatorios y por limitaciones de los sistemas de transporte de ambos países.

Existe también una interconexión entre Colombia y Ecuador razón por la cual los estudios de operación deben tener en cuenta los tres sistemas.

Los estudios demuestran que hasta el 2014 el Perú exportaría energía hacia el Ecuador por valores que irían decreciendo en el tiempo debido a la entrada en operación en este último país de nuevas centrales hidroeléctricas a partir de 2015. A partir de ese año Ecuador se convertiría en un exportador neto hacia el Perú. Sin embargo, las inversiones y los refuerzos que tendrán que realizar ambos países no se conocen con precisión y no se puede concluir que el proyecto sea ventajoso desde el punto de vista financiero.

5.2. Interconexión Bolivia-Perú

La interconexión entre Bolivia y Perú se compone de una línea de 230 kV de 215 km. de longitud en HVDC, con capacidad de 125 MW de capacidad, con una subestación back to back con convertidores, debido a la diferencia de frecuencia entre ambos sistemas. El costo estimado del proyecto es de 65 millones de Dólares.

Para realizar los estudios operativos se enfrentaron dificultades en determinar el precio del gas que varían ampliamente entre Perú y Bolivia. “En el Perú los precios del gas varían de 2 a 91USD/MMBTU mientras que en Bolivia el precio considerado para realizar los estudios fue de 1 USD/MMBTU” (Cepal, 2004); sin embargo desde la re-nacionalización del sector hidrocarburos los precios del gas han experimentado un alza dramática. Lo común para ambos sistemas para realizar la simulación de la operación conjunta obligó a utilizar un proxy basado en la renta de congestión.

1 El actor incurre en error al considerar el precio del Gas

Natural en boca de pozo para Perú desde 2 a 9

USD/MMBTU. Siendo que para el generador eléctrico

en Perú el precio del GN en boca de pozo es de 1

USD/MMBTU, del lote 88

Los nuevos precios de venta del gas ponen en duda la viabilidad del proyecto, sin embargo es necesario acordar un precio común para realizar la simulación de la operación de sistema integrado, además acordar las reglas de exportación e importación.

5.3. Interconexión Bolivia-Chile

El proyecto de interconexión entre Chile y Bolivia surge con la construcción de la central geotérmica de Laguna Colorada en Bolivia. Dicha central está solo 150 km. de la sub- estación Rodomiro Tomic en el SING de Chile. Se propone construir una línea de 150 km. en 230 kV con una capacidad de 180 MW, a un costo de 30.5 millones de Dólares.

El SING en Chile lograría un ahorro en los costos de operación de 146 millones de Dólares por año mientras que los costos de operación incrementales en Bolivia alcanzarían los 80 millones de Dólares teniendo en cuenta un precio de gas en Bolivia para el precio internacional (5 USD/MMBTU). En este caso es menester realizar también una revisión completa del estudio ante la nueva realidad de los precios de exportación del gas en Bolivia que como se dijo alcanzaron en 2012 los 9.38 y 11.17 USD/MMBTU para los contratos con Brasil y Argentina respectivamente, un aumento que supera casi el 100% los valores EUA. A esto habría que agregar los problemas diplomáticos entre Bolivia y Chile por el diferendo de la salida al mar.

Los beneficios netos por costos operativos, apara el sistema agregado, es de 66 millones de Dólares por año, sin contar los beneficios ambientales por reducir la emisión de los GEI. En estas condiciones el proyecto resulta ampliamente atractivo para el sistema interconectado. No obstante si se considera el swap entre Paraguay y Chile de 200 MW por Argentina, visto anteriormente, los valores cambian desfavorablemente pero aun así ́siguen siendo muy ventajosos para el

proyecto de interconexión Bolivia-Chile. La nueva realidad hace necesaria una revisión exhaustiva del estudio.

5.4. Hidroeléctrica Inambari (Interconexión Perú́ -Brasil)

El proyecto hidroeléctrico de Inambari, con una capacidad instalada de 2,200 MW, se encuentra en la vertiente oriental de los Andes peruanos, a solo 260 km de la frontera con Brasil permitiría la exportación de electricidad al Brasil. La central de Inambari, una vez concluida, tendrá́ un embalse de capacidad de regulación multianual y está aguas arriba de las centrales brasileñas de Santo Antonio y Jirau de 3,500 MW cada, ambas en fase de construcción. Debido a restricciones ambientales estas dos centrales están siendo construidas para operar “a filo de agua” y la presa de Inambari, cuando sea concluida, permitiría regular los caudales de las dos centrales mencionadas en el lado brasileño de la cuenca, agregando 90 MW de potencia firme al sistema.

La central de Inambari por su gran tamaño, haría difícil que el consumo de mercado local del Perú absorbiera la totalidad de su producción creando en el periodo inicial de operación un excedente exportable al Brasil. El costo de producción, sin incluir los costos de la interconexión, se estima en 52 Dólares EUA/MWh y arrojaría un beneficio anual de 342 millones de Dólares EUA, en la hipótesis que toda la energía se exporte al Brasil, tomando como precio de referencia 77 Dólares/MWh, como el costo marginal promedio anual del sistema brasileño.

La posibilidad de construir una línea de 500 kV de 144 km de longitud desde el sitio de la central hasta la frontera con el Brasil hasta una subestación de HVDC back to back para asegurar la estabilidad del sistema y de allí se construiría otro tramo de 144 km, en territorio brasileño, hasta la subestación de Assis, que se encuentra a 3,180 km de la Red Básica.

Gráfico 14: Posibles Interconexiones del Perú

Fuente: Dr. Jaime E. Luyo

Gráfico 14: Ligazones eléctricas internacionales mayores (existentes y

proyectadas) entre Chile, Perú, Argentina, Paraguay, Uruguay y Brasil

Fuente: Fundamentos para la constitución de un mercado común de electricidad – CEPAL 2004

Gráfico 15: Ligazones eléctricas internacionales mayores (existentes y

proyectadas) entre Ecuador, Colombia, Venezuela, y Brasil

Fuente: Fundamentos para la constitución de un mercado común de electricidad – CEPAL 2004

VI. CONCLUSIONES

En vista de la situación actual de recursos del Perú, la exportación de energía eléctrica es un tema ampliamente complejo y restringido, es decir, dada la oferta de generación es compuesta básicamente por hidroeléctricas (51.9%) y un potencial aproximado de 70 000 MW, podría ser comparada y/o competitiva ante países como Bolivia y Chile (por tener menores índices de participación de fuentes hidroeléctricas), caso contrario sucede con Colombia (54%) y Brasil (71%).

De otro modo producir más energía para la exportación pondría en peligro las reservas de gas para el Perú, considerando que en la actualidad las reservas de Gas Natural ascienden a 18.31 TPC, y la producción (0.367 TPC) solo representa un consumo aproximado del orden de 2% de la reserva probada actual, y si consideramos el crecimiento anual promedio de la demanda de 9% (2004-2013) generaría que la actual reserva probada abastezca el mercado interno en los próximos 50 años.

Por tanto, un recurso que podría ser competitivo para la exportación, son las RER. Sin embargo esta situación requería mayores índices de inversión, si consideramos el

potencial Eólico de 22 000 MW y un capacidad de 80 MW instalados.

En definitiva, el Perú posee un potencial técnico de 95 000 MW aproximadamente, y exportar energía eléctrica implicaría desarrollar políticas de inversión sostenibles y sustentables a largo plazo, que satisfagan en primer plano la demanda interna.

Otro aspecto mucho más auspicioso en la tarifa eléctrica, debido a que nuestro país en los últimos años ha mantenido un índice aceptable en la región, en el 2013 asciende a 7.50 ctUS$/Kwh, cifra menor a países vecinos como Bolivia, Chile, Brasil, y Colombia. Por tanto, si tenemos en cuenta el precio de la electricidad, el Perú es altamente competitivo, superado solo países como Argentina, y Ecuador (fronterizos).

VII. BIBLIOGRAFÍA

CEPAL; Fundamentos para la Constitución de un Mercado Común de Electricidad, 2010.

CAN; Integración Eléctrica en la Comunidad Andina, 2001.

CAN; Decisión 356: Marco General para la Interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad, 2002.

OLADE; Matriz Energética en América Latina y el Caribe, Situación Actual y Perspectivas de la Energías Renovables, 2012.

LUYO, Jaime; Economía de la Energía 2014.

mercado regional de energia_vf

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