Experiencia del comercio internacional de electricidad en América

EXPERIENCIA DEL COMERCIO INTERNACIONAL DE ELECTRICIDAD EN AMÉRICA DEL SUR

Noviembre de 2007

Trabajo elaborado en el marco del proyecto PDT“Acuerdos y normativa para el comercio internacional de

electricidad de Uruguay”Área de oportunidad ENERGÍA

DEPARTAMENTO DE ECONOMÍAFACULTAD DE CIENCIAS EMPRESARIALESUNIVERSIDAD CATÓLICA DEL URUGUAY

Este informe forma parte de las actividades correspondientes al Hito 1 del proyecto “Acuerdos y normativa para el comercio internacional de electricidad de Uruguay”, financiado por el PDT.

El informe fue redactado por el Ing. Mario Ibarburu (responsable científico del proyecto) y la Ec. Ximena García de Soria (investigadora). María Fernanda Cuitiño realizó tareas de asistente de investigación.

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INDICE

1 RESUMEN Y CONCLUSIONES .................................................................................. 5 1.1 Aspectos políticos e institucionales del comercio de electricidad en la región ....... 5 1.2 Proyectos que originan las interconexiones ............................................................. 7 1.3 Tipos de transacciones realizadas ............................................................................ 8

1.3.1 Contratos con garantía de suministro ............................................................... 8 1.3.2 Comercio en el marco de proyectos binacionales hidráulicos .......................... 8 1.3.3 Comercio no firme o de oportunidad ................................................................ 9 1.3.4 Transacciones por las redes de terceros países ............................................... 10 1.3.5 El problema de los países pequeños compradores .......................................... 11

1.4 Empresas participantes en las transacciones como vendedoras ............................ 11 1.4.1 Contratos firmes ............................................................................................. 11 1.4.2 Comercio spot o de oportunidad ..................................................................... 11

1.5 Magnitud actual y grado de aprovechamiento de las interconexiones en América del Sur .......................................................................................................................... 11 1.6 Perspectivas de evolución inmediata ..................................................................... 13

2 EXPERIENCIAS DE INTERCONEXIÓN Y COMERCIO INTERNACIONAL DE ELECTRICIDAD DE LOS DEMÁS PAÍSES DE LA REGIÓN .................................. 14

2.1 Argentina-Brasil .................................................................................................... 14 2.1.1 Instalaciones de interconexión ........................................................................ 14 2.1.2 Transacciones de energía que permitieron el desarrollo del proyecto ............ 14 2.1.3 Normas bajo las que se desarrolló el proyecto ............................................... 15 2.1.4 Evolución posterior del comercio .................................................................. 16

2.2 Argentina – Chile ................................................................................................... 19 2.2.1 Instalaciones de interconexión ........................................................................ 19 2.2.2 Transacciones de energía que permitieron el desarrollo del proyecto ............ 19 2.2.3 Normas bajo las que se desarrolló el proyecto ............................................... 19 2.2.4 Evolución posterior del comercio .................................................................. 19

2.3 Argentina-Paraguay ............................................................................................... 20 2.3.1 Central binacional e interconexión en Yacyretá ............................................. 20 2.3.2 Clorinda-Guarambaré ..................................................................................... 26 2.3.3 Carlos Antonio López - El Dorado ................................................................. 27

2.4 Brasil-Paraguay ..................................................................................................... 29 2.4.1 Central binacional de Itaipú ............................................................................ 29

2.5 Brasil-Venezuela ................................................................................................... 33 2.5.1 Instalaciones de interconexión ........................................................................ 33 2.5.2 Transacciones de energía que permitieron el desarrollo del proyecto ............ 33 2.5.3 Normas bajo las que se desarrolló el proyecto ............................................... 34 2.5.4 Evolución posterior del comercio .................................................................. 34

2.6 Colombia-Ecuador ................................................................................................. 35 2.6.1 Interconexión en 230 kV ................................................................................ 35 2.6.2 Interconexión en 138 kV ............................................................................... 39

2.7 Colombia-Venezuela ............................................................................................. 40 2.7.1 Interconexión Cuestecitas-Cuatricentenario ................................................... 40 2.7.2 Interconexión San Mateo – Corozo ................................................................ 42 2.7.3 Interconexión Tibú – La Fría .......................................................................... 43

2.8 Ecuador-Perú ......................................................................................................... 44 2.8.1 Instalaciones de interconexión ........................................................................ 44 2.8.2 Transacciones de energía que permitieron el desarrollo del proyecto ............ 44

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2.8.3 Marco normativo ............................................................................................ 44 2.8.4 Evolución del comercio .................................................................................. 45

3 ANEXOS ...................................................................................................................... 46 3.1 Anexo I - Decisión 536 de la Comunidad Andina de Naciones ............................ 46 3.2 Anexo II - Datos estadísticos de interconexiones en América del Sur .................. 53 3.3 Anexo III – Reparto de rentas de congestión entre un sistema grande y uno pequeño ........................................................................................................................ 56

3.3.1 Interconexión relativamente pequeña frente a la demanda del país importador ................................................................................................................................. 56 3.3.1 Interconexión relativamente grande frente a la demanda del país comprador ................................................................................................................................. 57

4 BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................... 59

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1 RESUMEN Y CONCLUSIONES1

1.1 Aspectos políticos e institucionales del comercio de electricidad en la región

En América del Sur, los proyectos de interconexión y las formas de comercio internacional de energía eléctrica, han resultado de acuerdos bilaterales entre países, destinados a resolver problemas específicos del propio sector eléctrico.

A diferencia de lo que ocurre en la Unión Europea, en nuestra región la normativa del comercio internacional de electricidad y la construcción de interconexiones no se ha desarrollado dentro de un marco único y bajo la supervisión de instituciones supranacionales comunes a todos los países. En Europa, la integración económica ha precedido a la integración de los mercados energéticos y la ha motivado. Una serie de instituciones, autoridades y principios generales destinadas a asegurar un mercado único para todos los bienes y servicios, se han tratado de aplicar al sector energía y a la electricidad como un caso particular.

Por esta razón, en América del Sur las soluciones institucionales y el tipo de transacciones adoptadas por cada par de países que han llegado a interconectarse, resultaron de la negociación bilateral. No existe por lo tanto una autoridad administrativa o unos tribunales de jerarquía superior a los que apelar.

En cierta medida esto ha conducido a dificultades en el proceso. Por ejemplo, en situaciones de controversia, no es posible resolver las disputas mediante la intervención de una autoridad supranacional. Por otro lado, puede conjeturarse que en algunos aspectos los acuerdos bilaterales ha permitido un avance rápido de proyectos de interconexión, mediante soluciones negociadas de manera pragmática, sin necesidad de ceñirse a principios generales.

El intento más reciente y relevante en la región de fijar principios generales multilaterales para el comercio internacional y el desarrollo de proyectos de interconexión ha sido la Resolución 536 de diciembre de 2002, de la Comunidad Andina de Naciones (CAN). La Resolución da un marco general dentro del cual desarrollar nuevos proyectos y realizar transacciones por las interconexiones existentes, al establecer principios de no discriminación de precios, libre acceso a las redes, libre contratación entre empresas de los países, y ejecución obligatoria de las transacciones que se determinan por las reglas del despacho.

1 La elaboración de este documento forma parte de la Actividad 2 del Proyecto, definida en el mismo como “Análisis de la experiencia en los países de América del Sur, en materia de comercio internacional, considerando los principales proyectos de interconexión existentes, para conocer la forma de los acuerdos y la normativa aplicados al comercio y al desarrollo de interconexiones”. El estudio de la experiencia de Uruguay en su comercio internacional con los países vecinos es objeto de una actividad específica del Proyecto, la Actividad 5, por lo que no se incluye en este documento, y corresponde al Hito 2 de este Proyecto. No obstante se incluyen en este comentario general ejemplos referidos a los intercambios de Uruguay que son de interés para facilitar la comprensión del panorama general.

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No obstante, esos principios son extremadamente generales, ya que no proporcionan reglas explícitas que conduzcan inequívocamente a un reparto de los beneficios del comercio entre los países de la CAN. Los precios efectivos de las transacciones spot entre países, (que son la cuestión económica y estratégica fundamental en la negociación) resultan de los precios spot en ambos extremos de los enlaces y del reparto de las rentas de congestión en la interconexión, para el que no se fijan criterios exhaustivos. En el ámbito de aplicación de esa resolución han existido controversias de Ecuador con Colombia y Perú. No existen o no se ha recurrido a autoridades superiores para la resolución de las mismas.

Las interconexiones en la región sur de América del Sur, es decir los países del Mercosur (Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay) y Chile, han seguido el camino del tratamiento caso por caso de cada proyecto de interconexión mediante acuerdos bilaterales entre los países involucrados. Existe un “Memorandum de Entendimiento relativo a los intercambios eléctricos e integración eléctrica en el MERCOSUR” de la década del 90, que establece principios de simetría, no discriminación y libertad en la realización de contratos entre las empresas. No obstante el comercio ha estado supeditado siempre a la realidad de las situaciones nacionales. En las situaciones de crisis energética experimentadas por Brasil en 2001, por Argentina en 2004 y por Uruguay en los últimos años, los países vendedores han priorizado el aseguramiento del abastecimiento propio, la negociación bilateral de las autoridades de los países, y relegado el comercio libremente pactado entre empresas por consideraciones de interés puramente económico de las partes.

En la Unión Europea, al existir un espacio económico y un régimen jurídico común, uno de los problemas centrales del comercio es asegurar la igualdad en el tratamiento de todas las empresas y consumidores potencialmente participantes del comercio internacional, compradoras y vendedoras. El reparto de los beneficios del comercio entre los países cuyos agentes participan, surge como un subproducto de esas normas que garantizan los derechos de empresas.

En América del Sur, el comercio internacional de electricidad resulta de acuerdos bilaterales entre los países, por lo que un punto central en la negociación al definir las reglas para las transacciones, es el reparto entre los países de los beneficios del comercio. La participación de las empresas de cada país en el comercio internacional y los derechos que obtienen en el mismo, resultan de los acuerdos bilaterales y por lo general están en gran medida supeditados a la estrategia de negociación de las autoridades de cada país en la búsqueda de beneficios para el mismo en su conjunto.

El desarrollo de nuevos proyectos de interconexión es tal vez el punto central en las preocupaciones en nuestra región, a diferencia del énfasis puesto en la UE respecto al establecimiento de un mercado competitivo único en base a las interconexiones existentes.

Todo lo anterior hace que el comercio internacional de energía asuma muchas veces en la región características de asunto estratégico para los países involucrados. Más específicamente:

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• Las características del comercio, tales como precios, cantidades y modalidades son frecuentemente negociadas entre los gobiernos de los países, aún cuando muchas veces los participantes en el comercio sean empresas privadas.

• Los resultados de esa negociación pueden tener importancia central para alguno de los países involucrados, sea porque la magnitud de las diferencias económicas que son objeto de controversia es enorme (como en el caso de la relación de Paraguay con Argentina y Brasil por las centrales binacionales de Yacyretá e Itaipú), o bien porque está afectada la continuidad del suministro (como en el caso de las renegociaciones de contratos de venta de electricidad y gas de Argentina a sus países vecinos Brasil, Chile y Uruguay).

• Las condiciones del comercio son variables en el tiempo, frecuentemente como resultado de los cambios en la situación energética del país vendedor, más allá de lo pactado en los acuerdos comerciales iniciales. Los acuerdos son renegociados cada vez que cambia la situación energética. Los gobiernos de los países esperan renegociar a su favor las condiciones que consideran inadecuadas (por ejemplo, Ecuador busca renegociar el reparto de los beneficios del comercio con Colombia y Perú, al realizar contratos de suministro que le permitan acceder a los precios internos de sus vecinos).

1.2 Proyectos que originan las interconexiones

El trabajo de CIER (2004) “Interconexiones Eléctricas Regionales de Sudamérica”, da una visión resumida del tema, cuyas líneas principales se sintetizan a continuación. Las experiencias de interconexión desarrolladas hasta el presente en América del Sur se caracterizan por la variedad de propósitos, formas de desarrollo de los proyectos y soluciones comerciales y regulatorias.

Según la principal motivación económica de cada proyecto, surgen tres tipos de proyectos de interconexión en la región:

• Las interconexiones Argentina-Uruguay, Argentina-Paraguay y Brasil-Paraguay se realizaron con motivo de la construcción de centrales hidroeléctricas binacionales. Se trata de proyectos que entraron en servicio en los años 80 y que fueron realizados por empresas estatales. La retribución de los costos y el financiamiento de las obras se obtuvieron a partir de la remuneración de la energía generada por las centrales.

• Las interconexiones Argentina-Brasil, Brasil-Venezuela y Argentina-Chile se realizaron en los últimos años para permitir la venta de potencia firme de un país a otro, como las interconexiones. En estos proyectos los contratos firmes aseguran a la empresa vendedora el flujo de ingresos para cubrir los costos de la capacidad de generación y de las instalaciones de transmisión necesarias y obtener el financiamiento de las obras.

• Las interconexiones Colombia-Venezuela (Cuestecitas-Cuatricentenario), Colombia-Ecuador y Brasil-Uruguay se realizaron con el propósito de realizar intercambios de oportunidad (comercio internacional spot) en los dos sentidos, aprovechando la diferencia de costos marginales entre los dos sistemas

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interconectados, sin que esto excluya la posibilidad de contratos. En proyectos como éstos, la ejecución de la interconexión requiere la planificación conjunta de las autoridades energéticas de los países involucrados, y un régimen regulatorio que asigne entre los agentes beneficiados (que en general son un gran número en ambos sistemas) los cargos tarifarios para cubrir los costos del proyecto.

1.3 Tipos de transacciones realizadas

1.3.1 Contratos con garantía de suministro

El comercio internacional en contratos en América del Sur ha tomado generalmente la forma de contratos de suministro físico de energía, por oposición a los contratos financieros. En estos contratos de suministro firme, por definición, el vendedor contrae una obligación de suministro que debe respaldar con potencia instalada.

Los contratos financieros requieren la existencia de un único mercado que abarque a los países interconectados, y que las dos partes acuerden pagos de acuerdo a los precios spot del mercado en un punto acordado por las partes. Típicamente en un contrato financiero forward el vendedor paga al comprador si el precio spot del mercado es mayor que el precio del contrato, y a la inversa si el precio spot es menor, sin que exista suministro bilateral del bien, en este caso la energía. El contrato forward hace que las partes paguen y reciban respectivamente un precio fijo por una cantidad de energía. El riesgo de desabastecimiento y el suministro físico no son relevantes en el contrato financiero.

Por el contrario en la región los contratos internacionales implican el suministro garantizado de energía, en alguna de las dos modalidades siguientes:

• Un generador de un país abastece en forma permanente e incondicional una demanda o una zona del país vecino, lo que podría denominarse contrato de suministro o de abastecimiento firme de energía (caso de la exportación de Argentina a Chile por Termoandes, y la exportación de Venezuela a Brasil realizada por Edelca).

• El generador vendedor concede al comprador la opción de solicitar una cantidad de energía a ser suministrada a través de la interconexión (caso de los contratos de exportación de Argentina a Brasil y a Uruguay), lo que podría denominarse contrato de potencia firme con opción a la energía.

1.3.2 Comercio en el marco de proyectos binacionales hidráulicos En este caso, uno de los países deja de tomar una parte de la capacidad o energía de su cuota en una central binacional y el excedente es tomado por el otro país, en el marco de los tratados firmados para la construcción de la central. Esto ocurre en la actualidad con la energía de Yacyretá en el comercio entre Argentina y Paraguay, y ocurrió en los primeros años de funcionamiento de la hidroeléctrica binacional de Salto Grande, entre Argentina y Uruguay, mientras se pagaban los préstamos por su construcción mediante una tarifa por la energía generada. El precio de la energía a pagar a la entidad binacional se convierte en el precio de un comercio de oportunidad entre los países.

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1.3.3 Comercio no firme o de oportunidad

En las transacciones no firmes de oportunidad o spot entre los países de la región, se han empleado o se han propuesto mecanismos muy diversos para determinar los precios en el comercio y como resultado el reparto de los beneficios del comercio. En lo que sigue se describen resumidamente estos mecanismos.

1.3.3.1 Precios de nodo y rentas de congestión

Este es el mecanismo propuesto por la Resolución 536 de la CAN, antes mencionada. Como se muestra en el Anexo III se trata de una forma de fijar los precios que hace que los beneficios del comercio para cada país no queden determinados explícitamente, y que el reparto dependa de la magnitud de la interconexión. Las dificultades entre Ecuador y sus países vecinos para determinar las reglas del comercio internacional resultan de este fenómeno.

En este mecanismo, el país exportador presenta al importador una curva de oferta de excedentes valorando cada bloque de energía por su costo variable de producción (en principio el mismo empleado para el despacho local), incluso otros cargos y peajes de transmisión si corresponden. Como resultado del despacho óptimo de estos recursos se generan precios spot luego del comercio internacional, en ambos extremos de la interconexión. En caso de que se produzca congestión por el vínculo internacional, los precios en ambos extremos difieren y se generan las llamadas rentas de congestión, cuyo reparto entre los dos países y dentro de cada uno de ellos entre los participantes del mercado, pasa a ser el punto esencial a resolver.

Este mecanismo es uno de los denominados como “subastas implícitas” en la literatura teórica sobre comercio internacional de electricidad, y en particular “market coupling”.

1.3.3.2 Reparto igualitario de beneficios

En este mecanismo las dos partes hacen una estimación explícita de los beneficios conjuntos incrementales del comercio y fijan un precio de transacción por la energía que conduzca a un reparto igualitario de los beneficios para las dos partes involucradas. Así en un ejemplo simplificado, si en el país vendedor se debe generar incrementalmente a un costo de 30 US$/MWh para exportar, y la energía exportada sustituye generación de costo 70 US$/MWh en el país importador, el precio que permite repartir por igual los beneficios es la semisuma de 30 y 70, es decir 50 US$/MWh. Este ha sido uno de los mecanismos que ha adoptado el comercio spot entre Argentina y Uruguay, el de la modalidad sustitución.

1.3.3.3 Venta al costo más un margen de ganancia

En este tipo de mecanismos, el precio se determina a partir del costo medio o del costo incremental de exportación de la parte vendedora, más un margen de ganancia, donde la definición de costo puede incluir una rentabilidad razonable sobre la capacidad de generación empleada por el vendedor durante el período en el que se produce la venta.

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Variantes de este mecanismo se han empleado en las modalidades potencia y emergencia en el comercio entre Argentina y Uruguay, en las ventas por contratos interrumpibles de Brasil hacia Argentina y Uruguay y en las ventas pactadas inicialmente de Venezuela a Colombia por la interconexión Cuestecitas-Cuatricentenario.

1.3.3.4 Venta y despacho al precio declarado

En este mecanismo el país vendedor o una empresa del país vendedor oferta libremente un precio al despacho del país comprador y en caso de ser aceptada la oferta, la misma es remunerada a dicho precio.

Es el caso de las ofertas por exportaciones a Argentina previstas en la Resolución 21/97, en la que las empresas de los países vecinos debían ofertar precios con validez durante una programación estacional semestral.

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

En este caso un bloque de energía es ofertado por un país al otro a un precio, pero en caso de resultar despachado con dicho precio, es remunerado al precio spot del país comprador. Es el régimen de importación previsto en el marco regulatorio de Uruguay, en el caso de “integración spot” entre el país interconectado y Uruguay, que no se ha aplicado en la práctica.

1.3.4 Transacciones por las redes de terceros países

Hasta el presente en América del Sur las transacciones han sido casi en su totalidad bilaterales, ya que la energía va de un país a otro, sin pasar por un tercero, y no se ha presentado hasta muy recientemente el caso de considerar conjuntamente las transacciones entre tres países en un único mercado multilateral. Esto es un resultado esperable dado que con la excepción de Argentina, Brasil y Uruguay por una parte y Venezuela, Colombia y Ecuador por otra, no existe otro conjunto de tres países interconectados. Más aún, estos últimos tres países tienen vínculos muy débiles que no permite el tránsito de energía de Venezuela a Ecuador y viceversa.

En cambio, Argentina, Brasil y Uruguay están comenzando a realizar comercio multilateral en el sentido de que las redes de uno de los países permiten el comercio de los otros dos. Así, desde 2004 ha existido la compra de energía generada en Brasil por parte de Uruguay, empleando redes argentinas para el transporte desde la interconexión de Garabí (entre Argentina y Brasil) y la de Salto Grande (entre Argentina y Uruguay).2

En 2007, Uruguay ha comprado pequeñas cantidades de energía a Brasil, y revendido la misma a Argentina, lo que en la práctica equivale a un transporte de energía.3

Han existido situaciones en las que un país ha utilizado la red de otro, para abastecer de manera indirecta sus propias demandas. La más relevante es la de Argentina,

2 Como consta en Borchardt, A. (2006), “Experiencia en Interconexión en el Sistema Eléctrico Uruguayo - SIMER – CIER”, página 12, Cartagena octubre 2006.3 Esto se observa por ejemplo en los partes operativos del Despacho Nacional de Cargas en www.dncu.gub.uy parte post operativo del 22/7/2007, página 11.

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http://www.dncu.gub.uy/

alimentando la provincia de Formosa a partir de 2003, empleando energía propia y atravesando la interconexión por Yacyretá hacia Paraguay y la interconexión Clorinda-Guarambaré de vuelta hacia Argentina).

Una experiencia reciente de instauración de comercio internacional multilateral es la del Mercado Eléctrico Regional de América Central. Es de interés analizar esta experiencia en etapas posteriores de este proyecto.

1.3.5 El problema de los países pequeños compradores

La observación del comercio de Ecuador con Colombia y de Uruguay con Argentina y Brasil, da lugar a un problema de carácter general, que se estudiará más adelante en este proyecto: la situación de un país pequeño comerciando con uno de mayor tamaño. Será de interés práctico al elegir las estrategias de negociación de Uruguay, conocer cuáles son las modalidades de comercio que favorecen más al país menor.

1.4 Empresas participantes en las transacciones como vendedoras

1.4.1 Contratos firmes

En la realización de contratos firmes, siempre son empresas, privadas o estatales las que adquieren el compromiso contractual de venta.

1.4.2 Comercio spot o de oportunidad

En la realización de comercio spot o de oportunidad existen dos situaciones en la región respecto a qué generadores actúan como vendedoras en la exportación:

• El despacho del país vendedor determina qué centrales y empresas son excedentarias para el abastecimiento de la demanda y las presenta al despacho del país comprador, de acuerdo a criterios establecidos por las autoridades de ambos países. Este es el caso de las transacciones entre Ecuador y Colombia y del comercio actual de Uruguay con Argentina.

• Las empresas del país vendedor son libres para determinar los precios y las cantidades que ofertan, y el despacho del país vendedor se limita a declararlos o no excedentarios para que puedan ofertar. Es el caso del régimen de exportación argentino según la resolución 21/97 de 1997, no aplicado en su integridad en la actualidad.

1.5 Magnitud actual y grado de aprovechamiento de las interconexiones en América del Sur

En la tabla siguiente se presentan los valores de comercio internacional, importación y exportación de energía, en relación con la magnitud de la generación, para cada uno de los países de América del Sur integrantes de CIER, en el año 2005.

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Se observa que Uruguay es el país para el que el comercio internacional en ambos sentidos tiene la mayor importancia relativa, con la excepción de las exportaciones para Paraguay, cuya magnitud es enorme debido a las dos centrales binacionales con Brasil y Argentina.

Magnitud del comercio internacional de cada país respecto a su generación - Año 2005(Fuente: Síntesis Estadística de CIER)

Energía generada G (GWh)

Importaciones I (GWh)

I/G Exportaciones E (GWh)

E/G

Argentina 106523 7777 7,3% 3514 3,3%Bolivia 4908 0 0,0% 0 0,0%Brasil 405100 38593 9,5% 1300 0,3%Chile 52479 2152 4,1% 0 0,0%Colombia 50430 38 0,1% 1758 3,5%Ecuador 13404 1765 13,2% 16 0,1%Paraguay 51047 0 0,0% 43973 86,1%Perú 25510 0 0,0% 7 0,0%Uruguay 7566 1585 20,9% 826 10,9%Venezuela 110370 0 0,0% 516 0,5%

En la tabla siguiente se presenta la magnitud de los flujos sumados en ambos sentidos, por las interconexiones existentes, la capacidad de las mismas, y el porcentaje de utilización, para el año 2005. Si en todo momento, una interconexión está cargada al máximo, en cualquiera de los dos sentidos, el porcentaje sería 100%.

Se observa que sólo las interconexiones Colombia-Venezuela y Ecuador-Perú estuvieron prácticamente ociosas ya que tuvieron un % de utilización menor al 1%.

Las interconexiones Argentina-Brasil y Argentina-Uruguay mostraron porcentajes de utilización entre el 5 y el 10%. En el caso de Argentina-Uruguay esta cifra podría sugerir un desaprovechamiento de la capacidad, pero si se compara la magnitud de ese comercio con la demanda de Uruguay se tiene que el comercio es del orden de 20% de la demanda de Uruguay, porcentaje muy relevante. Las demás interconexiones tienen factores de utilización superiores al 30%. Es interesante observar que las interconexiones Brasil-Uruguay y Ecuador-Colombia, dedicadas a transacciones spot exclusivamente, tienen factores de utilización elevados, del 47% y 81% respectivamente.

Porcentaje de aprovechamiento de los vínculos de interconexión en 2005(Fuente: Estimación sobre datos de la Síntesis Estadística de CIER)

Flujos de energía en ambos sentidos (GWh)

Capacidad (MW)

% de utilización

Tipo

Argentina - Brasil 1077 2000 6,1% comercio spotArgentina - Paraguay 6411 910 80,4% central binacionalArgentina - Uruguay 1651 2000 9,4% central binacionalBrasil - Paraguay 37562 6300 68,1% central binacionalBrasil - Uruguay 291 70 47,4% comercio spotBrasil - Venezuela 494 200 28,2% suministro firme

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Colombia - Ecuador 1774 250 81,0% comercio spotColombia - Venezuela 22 336 0,7% comercio spotChile - Argentina 2152 643 38,2% suministro firmeEcuador - Perú 7,44 100 0,8% comercio spot

1.6 Perspectivas de evolución inmediata

En la actualidad los únicos proyectos de interconexión que se encuentran en fase de desarrollo son la interconexión en 500 kV entre Uruguay y Brasil (de 500 MW de capacidad) cuya entrada en servicio se prevé para el año 2010 aproximadamente, y la construcción una segunda línea de interconexión, de 250 MW de capacidad y doble circuito en 230 kV, entre Ecuador y Colombia que podría entrar en servicio en el año 2007.

Respecto a los aspectos institucionales, no están teniendo lugar negociaciones con el fin de crear un marco multilateral para el comercio internacional de energía, por lo que es previsible que las mejoras en el aprovechamiento de las interconexiones existentes y el desarrollo de otras nuevas, siga teniendo lugar en el marco de las negociaciones bilaterales, por la evolución de las modalidades actuales de comercio.

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2 EXPERIENCIAS DE INTERCONEXIÓN Y COMERCIO INTERNACIONAL DE ELECTRICIDAD DE LOS DEMÁS PAÍSES DE LA REGIÓN 4

2.1 Argentina-Brasil

2.1.1 Instalaciones de interconexión

La interconexión consiste en dos líneas de 500 kV entre Garabí e Itá en territorio de Brasil y en 60 Hz y una convertidora de frecuencia 50/60 Hz de capacidad total 2200 MW (en cuatro módulos de 550 MW) en Garabí, cuya barra de 50 Hz está conectada a la estación Rincón de Santa María en Argentina. Las instalaciones son de propiedad de una filial de Endesa España.

El monto de inversión total fue del orden de 700 MUS$, de los cuales aproximadamente el 55% correspondió a la estación convertidora de frecuencia. El proyecto se construyó en dos fases. La Fase 1, incluyendo una de las líneas de 500 kV y dos módulos de 550 MW de convertidora comenzó a construirse en mayo de 1998 y entró en servicio en junio de 2000. La Fase 2 se comenzó a construir en junio de 2000 y entró en servicio en mayo de 2002.

2.1.2 Transacciones de energía que permitieron el desarrollo del proyecto

El proyecto de interconexión fue realizado con el propósito de exportar potencia firme en contratos desde Argentina a Brasil, dando la opción al comprador en Brasil de convocar la energía asociada a dicha potencia. El comercializador intermediario en Argentina, el comprador intermediario en Brasil, y las empresas transportistas en ambos países fueron filiales de Endesa España. Por lo tanto, la rentabilización de las instalaciones de interconexión resultaba de los ingresos proporcionados por la venta de los contratos en Brasil, a través de transacciones internas entre empresas del grupo Endesa que remuneraban los costos de dichas empresas transportistas.

En el período en que fue concebido el proyecto, Argentina era vista por sus propias autoridades, por la empresas del sector y por la mayor parte de los expertos, como un exportador de energía en la región. Esta situación se fundaba en la existencia de un suministro de gas abundante y a precios bajos, del orden de 2 US$/MBTU, puesto en Buenos Aires.

La privatización del sector gasífero de Argentina, dejó en manos de un conjunto de empresas privadas (Repsol-YPF, Pluspetrol, Total, Pan American, etc.) las reservas de gas del país. La exportación de gas natural a Chile, Brasil y Uruguay fue vista como un medio de obtener más rápidamente beneficios a partir de esas reservas, dado que los precios de gas en el mercado interno se encontraban regulados.

4 Las descripciones de los proyectos de interconexión y de las modalidades de comercio proceden principalmente de CIER (2004): “Interconexiones Eléctricas Regionales de Sudamérica – Marco legal y Comercial, Resultados y Lecciones Aprendidas” Diciembre de 2004. Secretaría Ejecutiva de CIER, Montevideo, Uruguay.

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La exportación de energía eléctrica resultaba una forma de exportación indirecta del recurso primario gas natural, y de aprovechar un excedente de potencia instalada resultante del proceso de inversión en generación que siguió a la privatización. En el período 1995-1999 se construyó una capacidad importante en ciclos combinados empleando gas natural. Esta tecnología, dados los bajos precios del gas, y los costos unitarios de inversión reducidos (del orden de 500-600 US$/kW instalado) permitía generar energía de base con costos medios del orden de 30 US$/MWh.

Por otro lado, en Brasil, el proceso de reforma regulatoria y privatización parcial del sector eléctrico, aún no se había consolidado en ese mismo período. La generación hidráulica continuaba como hasta el presente, en manos de filiales del holding estatal Eletrobrás. El marco regulatorio de Brasil atribuía a los contratos bilaterales entre distribuidoras concesionarias y nuevos generadores, el papel de motor en la expansión del sistema. Brasil no disponía de gas natural local en cantidades significativas, por lo que la expansión del abastecimiento debía basarse en centrales hidráulicas, en la importación de gas natural o de energía eléctrica. En este contexto, y ante las dudas sobre la posibilidad de expandir la generación hidráulica con rapidez suficiente, las autoridades de Brasil vieron con interés la importación de electricidad desde Argentina.

Así, la primera fase del proyecto de interconexión se originó en una licitación realizada por Furnas y Eletrosul, filiales de Eletrobrás, para adquirir 1000 MW de potencia firme con opción a la compra de energía, ganada por filiales del grupo Endesa España La segunda fase del proyecto resultó de contratos pactados entre esas mismas empresas y otros compradores en Brasil.

Como resultado, se creó una estructura de contratos por los que CIEN (comercializadora de Endesa en Brasil), adquiría 1600 MW de potencia firme a CEMSA (comercializadora de Endesa en Argentina) y 500 MW a Central Costanera (también del grupo Endesa), para vender 2000 MW a un conjunto de empresas en Brasil, entre las cuales las principales eran Tractebel, Furnas, Copel y Cerj.

Todos esos contratos permitían al comprador la opción de compra de energía hasta la potencia firme contratada, es decir que no constituían un suministro permanente obligatorio. La idea de estos contratos era que fueran convocados en la medida en que el costo marginal y el precio spot en Brasil fuesen mayores que el costo marginal en Argentina.

2.1.3 Normas bajo las que se desarrolló el proyecto

La normativa bajo la que se desarrolló el proyecto en Argentina fue la de la Resolución 21/97 de la Secretaría de Energía, del año 1997.

Hasta 1997 el marco regulatorio de Argentina había prestado poca atención al comercio internacional de electricidad, y las transacciones con Uruguay se habían realizado mediante un acuerdo bilateral entre los países. Por esta razón la exportación desde Argentina a Brasil requirió la elaboración en Argentina de normas más precisas sobre el comercio internacional, contenidas en el Anexo 30 a los Procedimientos de Cammesa (compañía administradora del mercado eléctrico argentino) que fueron puestas en vigor por la Resolución 21/97 de la Secretaría de Energía de Argentina.

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Por la Resolución 21/97 los contratos de exportación desde Argentina contaban con el respaldo de la totalidad del sistema de generación argentino, es decir que el vendedor en el contrato estaba habilitado a comprar en el mercado spot para exportar. Las centrales comprometidas en el contrato de exportación aportaban la garantía de existencia de potencia firme, pero no la energía exportada, la que resultaba de la optimización del despacho del sistema argentino, incluso la demanda de exportación. Para los contratos de importación se preveía el requisito de disponibilidad de potencia firme del país vendedor, puesta a disposición del contrato.

Para el comercio spot, la Resolución 21/97 preveía que los generadores de los países vecinos que desearan vender a Argentina realizaran declaraciones de los precios a los que estaban dispuestos a vender, con validez durante una programación estacional de seis meses, y sujetas a cláusulas de indexación. Se preveía que en la operación real, los generadores que hubiesen realizado ofertas de precios, pudiesen ofertar excedentes a los precios previamente declarados, en la medida en que dichos excedentes estuviesen disponibles.

La resolución 21/97 estableció también los procedimientos formales por los cuales una empresa interesada en la construcción de una interconexión internacional podía solicitar una concesión de servicio público de transporte internacional.

2.1.4 Evolución posterior del comercio

La crisis del sector gas en Argentina que se hizo evidente en marzo-abril de 2004, ocasionó una reducción de los excedentes de capacidad de generación, y paulatinamente una escasez de capacidad incluso para abastecer la demanda interna, que se ha hecho notoria en el invierno de 2007.

Esta situación ocasionó una quiebra de los contratos de exportación, cuya descripción, desde el punto de vista de la ANEEL, agencia reguladora del sector en Brasil, se resume a continuación.5

En 2005 la sequía en el sur de Brasil condujo a las autoridades del sector eléctrico a poner a prueba la real disponibilidad de la comercializadora CIEN de potencia firme procedente de Argentina. Como resultado de esas pruebas, el Ministério de Minas e Energia de Brasil, por la Portaria MME nº 153, del 30/3/2005, estableció la reducción de la garantía física de la importación por la estación convertidora de Garabi, de 2000 MW a 400,71 MW, es decir que determinó la imposibilidad de cumplimiento de los contratos de CIER con sus clientes en los términos pactados inicialmente.

Ambos países negociaron buscando resolver la situación creada y el 9 de diciembre de 2005, se suscribió entre el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios de la República Argentina y el Ministerio de Minas y Energía de la República Federativa del Brasil, el "Acuerdo de entendimiento entre la Republica Federativa del Brasil y la Republica Argentina en materia energética para el periodo transitorio" en el marco de la Comisión Mixta Bilateral Permanente Brasil-Argentina en Materia Energética, creada el 5 de julio de 2002. El Acuerdo definió un período transitorio hasta el 31 de diciembre de 2008, a partir del cual se restablecerían las condiciones normales 5 La información puede ser encontrada enhttp://www.aneel.gov.br/cedoc/aren2007264.pdf

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http://www.aneel.gov.br/cedoc/aren2007264.pdf

de abastecimiento. Las partes “acordaron realizar las acciones posibles para brindar a los agentes y/o participantes de ambos mercados que celebraron oportunamente obligaciones contractuales opciones para introducir adecuaciones en sus compromisos y la flexibilización transitoria que sea posible de instrumentar de normas regulatorias aplicables, hasta el final del período transitorio”. En este marco, en el MEM argentino se flexibilizaron algunos requisitos tales como permitir el intercambio de unidades de respaldo de la exportación,

No obstante en 2006 el ONS, operador del sistema de Brasil, determinó “el no atendimiento de las cantidades programadas de disponibilidad y de despacho de generación, demostrando la incapacidad de cumplimiento de los valores de garantía física”, por lo que ANEEL redujo a cero la garantía física de la importación por Garabí, haciendo inviable cualquier contrato de importación por la misma.

CIEN presentó recursos contra los actos administrativos anteriores, que no fueron atendidos.6

Por otro lado y también como resultado de las dificultades del sistema eléctrico Argentino, tuvieron lugar exportaciones desde Brasil a Argentina de energía interrumpible, pero con una modalidad distinta a la prevista para las importaciones spot en la Resolución 21/97 de Argentina. La importación surgió como una necesidad para Argentina a raíz de las crisis en el abastecimiento de gas que se hizo evidente en abril de 2004. Estas modalidades resultaron también del Acuerdo de diciembre de 2005.

Como resultado de la negociación entre las autoridades de los dos países, la compra de energía interrumpible fue realizada por Argentina mediante un régimen de licitaciones en las que Cammesa eligió un comercializador en Brasil, que adquiriese los excedentes del sistema eléctrico de Brasil para venderlos a Cammesa. La adjudicación tenía lugar al comercializador que demandase el menor margen de ganancia por encima de los costos de adquisición de excedentes en Brasil. En junio de 2004, la empresa Tractebel se adjudicó el primero de esos contratos interrumpibles, por un plazo de 90 días. El margen que solicitó fue de 10.39 US$/MWh para los excedentes térmicos y 9.39 para los hidráulicos. Este margen debía cubrir los costos de uso de la red en Brasil, los peajes por la red de interconexión propiedad de CIEN, impuestos y otros costos. En setiembre de 2004 la empresa de generación federal CHESF se adjudicó el segundo de esos contratos.

Las negociaciones entre los dos países establecieron también en 2005 un régimen de swap de electricidad por gas, bajo la forma de intercambios de energía interrumpibles entre ambos países, por el que en los períodos de octubre a mayo Argentina enviaría gas

6 Es de interés incluir alguno de los argumentos de la resolución de ANEEL citada: “Na prática, porém, desde a primeira redução da garantia física da “interconexão Garabi”, em março de 2005, o governo brasileiro já fez diversas tratativas com o governo argentino para restabelecimento do lastro para os contratos, no que não foi bem sucedido. FURNAS e TRACTEBEL convergiram na afirmação de que a exportação de energia elétrica da Argentina para o Brasil não teria sido afetada se tivessem sido adotadas – pela CIEN e/ou seus fornecedores – medidas preventivas com vistas ao cumprimento dos contratos, quer pela celebração do contrato de fornecimento de gás natural, pela compra de óleo combustível para driblar a escassez de gás natural ou por medidas de efeitos equivalentes. Asseveraram que a CIEN e seus fornecedores tinham condições de antever e contornar o problema que se vislumbrava acontecer.”

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natural a Brasil, a ser empleado para cubrir un contrato de exportación de gas a una central térmica localizada en Uruguayana, (cuyo cumplimiento había visto dificultado por la escasez de gas en Argentina), en tanto que, en el período junio - agosto subsiguiente Brasil devolvería una cantidad equivalente de energía eléctrica. El subsiguiente incremento de las dificultades en el abastecimiento de gas de Argentina, impidió la continuación de ese régimen de intercambio.

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2.2 Argentina – Chile


La interconexión consiste en una línea de 345 kV entre la localidad de Güemes en la provincia de Salta en Argentina, en la que se encuentra la central de generación Termoandes S.A. y el Sistema Norte Grande de Chile, uno de los dos sistemas interconectados principales de ese país. En su extremo en Argentina, esa red no está vinculada con el sistema interconectado de ese país, por lo que no se trata de una interconexión entre los sistemas de los dos países sino de un proyecto que conecta la central Termoandes al sistema chileno. La central inicialmente consistió en una turbina a gas en ciclo abierto de 200 MW, pero el proyecto se expandió hasta disponer de un ciclo combinado de 600 MW.

En 2002, las autoridades argentinas otorgaron al proyecto autorización para la conexión al sistema argentino de parte de la potencia de la central, pero recién en 2007 se prevé que la misma tenga lugar.


El proyecto se construyó con el fin de que la generadora Termoandes S.A, abasteciera a Chilgener S.A empresa generadora chilena, que a su vez comercializa energía entre grandes consumidores del sector minero en el Sistema Norte Grande. Ambas empresas, lo mismo que la empresa transportista propietaria directa de la transmisión internacional eran filiales del grupo estadounidense AES. Por lo tanto, la rentabilización de las instalaciones de interconexión resultaba de los ingresos proporcionados por la venta de los contratos en Chile, a través de transacciones internas entre empresas del grupo AES que remuneraban los costos de la empresa transportista.


El contrato de exportación desde Argentina hacia Chile y la concesión de servicio público de transporte internacional se realizaron en el marco de la Resolución 21/97.


El suministro a Chile se ha visto afectado por las restricciones en el mercado de gas en Argentina. En la actualidad se están realizando las obras de conexión de la central a la red de transmisión de Argentina, para destinar una parte de la potencia al mercado interno argentino.

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2.3 Argentina-Paraguay Estos dos países tienen tres interconexiones:• En la central binacional de Yacyretá en 500 kV• Clorinda-Guarambaré en 220 kV• Carlos Antonio López-El Dorado, en 132 kV

2.3.1 Central binacional e interconexión en Yacyretá

La interconexión por Yacyretá se construyó como resultado de la construcción de la central hidroeléctrica binacional del mismo nombre. Los acuerdos para la determinación del precio de la energía generada por la central (que es puesta a disposición de los dos países), y para la cesión de esa energía de uno a otro país, configuran un régimen de comercio internacional de energía.

2.3.1.1 Características técnicas de la central binacional e instalaciones de interconexión

En 1973 Argentina y Paraguay firmaron el Tratado de Yacyretá, por el que ambos países se comprometieron a ejecutar las obras de aprovechamiento hidroeléctrico en la isla de ese nombre, para lo que se creó un Ente Binacional Yacyretá, con la capacidad jurídica y responsabilidad técnica para ejecutar la obra.

En 1979 Argentina, Brasil y Paraguay firmaron un acuerdo tripartito, por el cual se determinaron los niveles del río Paraná y las variaciones de los mismos que resultan admisibles para permitir el aprovechamiento conjunto de los proyectos binacionales Brasil-Paraguay y Argentina-Paraguay que aparecen en forma sucesiva en el curso del río y son por lo tanto interdependientes en cuanto al salto aprovechado en cada uno de ellos.

El proceso de construcción se inició en 1983 y la entrada en servicio de las turbinas comenzó en 1994 y culminó en 1998. No obstante, por la falta de fondos no se completaron las acciones de relocalización de poblaciones y mitigación de impactos en las áreas ribereñas que estaban previstas en el proyecto inicial, por lo que la central comenzó a operar con el embalse a cota 76 m sobre el nivel del mar, en lugar de a cota 83 m, como prevé dicho proyecto. Esto ocasiona reducción del salto aprovechable y por lo tanto una pérdida de potencia en las turbinas (1800 MW en lugar de 3100) y una reducción proporcional en la energía generable.

En 2005 se completó un conjunto de obras que permitieron pasar a operar en cota 78 m, y en la actualidad ambos países han acordado la realización de las obras adicionales para completar el proyecto en forma definitiva.

La central Yacyretá se conecta al sistema de transmisión de 500 kV de Argentina en la estación Rincón de Santa María, a través de tres líneas de 500 kV. A su vez, desde Rincón parten dos líneas con trazados distintos que llevan la energía de Yacyretá y de la hidroeléctrica Salto Grande hasta Buenos Aires. Se encuentra en construcción una tercera línea.

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La central se vincula a su vez al sistema eléctrico de Paraguay por una línea de 500 kV hasta Ayolas, desde donde parten dos líneas de 220 kV hacia San Patricio (donde se conectan con el sistema que llega a Asunción), y otra línea de 220 kV hacia Villalbín.

Desde su entrada en servicio, la mayor parte de la energía (del orden del 99%) fue destinada a Argentina.

2.3.1.2 Tarifa y financiamiento de las obras. Controversias surgidas

Los aspectos básicos de la comercialización de la energía de Yacyretá y del financiamiento de las obras están definidos en el Tratado y en su Anexo C, y en la Nota Reversal de 9 de enero de 2002, firmada por los cancilleres de ambos países.

Tratado

El Tratado establece que la energía producida por el aprovechamiento hidroeléctrico será dividida en partes iguales entre el Paraguay y Argentina, siendo reconocido a cada país el derecho de adquisición de la energía que no sea utilizada por el otro para su propio consumo.

La siguiente descripción se toma del “Plan Estratégico del Sector Energético de la República del Paraguay (2004-2020)”.

“Los gobiernos paraguayos y argentino se comprometen a adquirir, conjunta o separadamente, en la forma que acordaren, la totalidad de la potencia instalada.

El tratado establece que la adquisición de los servicios de electricidad de Yacyretá será realizada por la ANDE y por AyE7, las cuales también podrán hacerlo por intermedio de las empresas o entidades paraguayas o argentinas que indiquen.

El Anexo C contiene las bases financieras y las de prestación de los servicios de electricidad de Yacyretá.

En cuanto a las condiciones de suministro:• La división en partes iguales de la energía será efectuada por medio de la

división de la potencia instalada en la central eléctrica.• Cada entidad, en el ejercicio de su derecho a la utilización de la potencia

instalada, contratará……, por períodos de ocho años, fracciones de la potencia instalada en la central eléctrica, en función de un cronograma de utilización que abarcará ese lapso e indicará, para cada año, la potencia a ser utilizada.

• Cada una de las entidades entregará ……… el cronograma mencionado más arriba, dos años antes de la fecha prevista para la entrada en operación comercial de la primera unidad generadora de la central eléctrica y dos

7 Luego de la privatización de los activos de la empresa estatal Agua y Energía Eléctrica (AyE), la comercialización de la energía en Argentina pasó a ser realizada por la empresa estatal de ese país Emprendimientos Energéticos Binacionales S.A. (EBISA)

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años antes del término del primero y de los subsiguientes contratos de ocho años.

• Cada entidad tiene el derecho de utilizar la energía que puede ser producida por la potencia por ella contratada hasta el límite que será establecido, para cada lapso de operación, por Yacyretá. Queda entendido que cada entidad podrá utilizar dicha potencia por ella contratada, durante el tiempo que le conviniere, dentro de cada lapso de operación, desde que la energía por ella utilizada, en todo ese lapso, no exceda el límite arriba mencionado.

• Cuando una entidad decida no utilizar parte de la potencia contratada o parte de la energía correspondiente a la misma, dentro del límite fijado, podrá autorizar a Yacyretá a ceder a las otras entidades la parte que así se vuelve disponible, tanto de potencia como de energía, en el lapso de operación. La facturación a las entidades, en esta circunstancia, será hecha en función de la potencia y energía efectivamente utilizada por cada una.

• La energía producida por Yacyretá será entregada a las entidades en el sistema de barras de la central eléctrica, en las condiciones establecidas en los contratos de compraventa.

En cuanto al costo del servicio de electricidad, se establecen los siguientes componentes:• El monto necesario para el pago, a las partes que constituyen Yacyretá,

(ANDE y A. y E.) de utilidades del doce por ciento anual sobre su participación en el capital integrado.

• El monto necesario para el pago de las cargas financieras de los préstamos recibidos.

• El monto necesario para el pago de la amortización de los préstamos recibidos.

• El monto necesario para el pago de la compensación total en razón del territorio inundado a las Altas Partes Contratantes (gobiernos de Paraguay y Argentina), en proporción de las superficies de los respectivos territorios inundados y de acuerdo con el capítulo IV del Anexo C del Tratado.

• El monto necesario al pago, a la ANDE y a la A. y E., en partes iguales, a título de resarcimiento de la totalidad de sus gastos propios relacionadas con Yacyretá, calculadas en el equivalente US$ 166 por GWh.

• El monto necesario para cubrir los gastos de explotación.• El monto del saldo, positivo o negativo, de la cuenta de explotación del

ejercicio anterior.• El monto necesario, cargado a la energía vendida a las entidades del país

cuya Alta Parte Contratante adquiera energía cedida por la otra Alta Parte Contratante en concepto de compensación por cesión de energía, equivalente a US$ 2.998 por GWh.

El Anexo C también establece que el ingreso anual, derivado de los contratos de prestación de los servicios de electricidad deberá ser igual, cada año, al costo del servicio calculado según lo expuesto. Dicho costo se distribuye en forma proporcional a las potencias contratadas por las entidades abastecidas.

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El Anexo C del Tratado establece una fórmula de ajuste para el mantenimiento del valor constante en cuanto a su poder adquisitivo de las compensaciones, resarcimientos, utilidades y del capital.”

Nota Reversal de 9 de enero de 1992

Nuevamente, la descripción se toma textualmente del “Plan Estratégico del Sector Energético de la República del Paraguay (2004-2020)”.

“Posteriormente se emitió la Nota Reversal de 9 de Enero de 1992 sobre la tarifa y financiamiento. El Congreso Nacional de la República del Paraguay rechazó la incorporación de esta Nota al Derecho Positivo del país (sólo en lo concerniente a tarifa y financiamiento) mientras que el Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto de la República de Argentina ratificó su validez conforme a la Convención de Viena de 1969.(nota 5)

Dicha Nota realizó modificaciones para adecuar las variables financieras y económicas debido a la dificultad en el cumplimiento de los objetivos fijados en el Tratado respecto de la tarifa y financiamiento. Se realizó mediante la priorización de los pagos que aseguraban la capacidad del emprendimiento, la fijación de una tarifa que aseguraba la cancelación de todos los pasivos en el plazo establecido y la disminución de los pasivos a través del no devengamiento de intereses que aseguraba la obtención de los resultados económicos esperados.

En cuanto a la tarifa, se estableció en US$ 30 por MWh, a valores de Diciembre de 1991 y actualizable por la fórmula de ajuste del Tratado, desde el inicio en la generación y hasta el 2048. A 31 de Diciembre de 2002 la tarifa era de US$ 29,9 por MWh.

En cuanto a los pagos, se determinó el orden de prioridad como sigue:• Gastos operativos.• Deuda con proveedores y contratistas.• Deuda con entidades financieras, multilaterales y comerciales, excluida la

deuda ya contraída con el Tesoro Argentino.• Compensaciones a los Gobiernos en el momento que corresponda hacerlas

efectivas.• Deuda contraída con el Tesoro Argentino.

Nota 5: La ANDE registra las facturaciones por compra de energía a una tarifa de 22,63 US$/MWh, existiendo por tanto una diferencia con la tarifa establecida en la Nota Reversal del 9 de Enero de 1992 (30 $/MWh), debido a que ésta fue rechazada por el Parlamento Nacional, pero aprobada en el lado argentino. El monto resultante de dicha diferencia se halla registrado en una Cuenta de Orden, hasta tanto sea definida la tarifa a ser pagada efectivamente por la compra de energía.EBY sin embargo, establece y registra contablemente toda la energía generada, de acuerdo a lo establecido en la mencionada Nota Reversal. Tal discrepancia motivó, a partir del año 1997, el intercambio de sucesivas notas para la

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definición del tema, no pudiéndose llegar a ningún acuerdo por lo que hasta la fecha la ANDE sigue registrando la compra de energía de Yacyretá a una tarifa de 22,63 US$/MWh.”

Precio de la energía suministrada

“En base a la Nota Reversal del 9 de Enero de 1992, el precio promedio de la energía suministrada por Yacyretá a las entidades compradoras paraguaya y argentina fue de 29,88 US$/MWh, considerando que la energía suministrada fue 12.335,3 GWh y la facturación de US$ 368,6 millones.”

Compensación por cesión de energía

“En el capítulo V del Anexo C se indica que el país que adquiera la energía cedida por el otro, de conformidad con el Artículo XIII del Tratado, le pagará al cedente una compensación. Además, el artículo 6 del capítulo III del Anexo C establece que deberá adicionarse a la entidad del país que adquiere la energía cedida el monto necesario para el pago de la compensación.

La EBY adoptó el criterio de no contabilizar ningún concepto en razón de esta compensación por considerar que el devengamiento corresponde a las Altas Partes Contratantes no siendo un costo para ella.

La Nota Reversal del 9 de Enero de 1992 define una tarifa fija para la venta de energía y no hace referencia a esa compensación. De acuerdo con lo dispuesto en el Tratado y en virtud de que la Nota Reversal no modifica el costo del servicio de electricidad, en los anticipos que la EBY gira a la República del Paraguay, ésta incluye a la compensación por cesión de energía dentro de su monto y la Entidad lo descuenta de su deuda con el Gobierno Argentino, no considerándose un cargo a los resultados de sus operaciones.El importe asciende, a 31 de Diciembre de 2002 a US$ 264 millones.”

Deuda contraída por el Ente Binacional Yacyretá con el Gobierno Argentino

Para cubrir el desbalance entre los costos de construcción y operación de la central y el monto de los ingresos por venta de energía a ambas partes, la entidad binacional debió recurrir a distintas fuentes de financiamiento, la principal de las cuales el propio Gobierno Argentino. Como resultado de esos desbalances y de los mecanismos de reajuste de la deuda, a mayo de 2007 el monto de la misma ascendía a más de 11500 millones de dólares.

Diversas opiniones en Paraguay objetan esta situación, fundándose en razones de equidad y de naturaleza jurídica. Se cuestiona la actuación de los representantes paraguayos que firmaron la Nota Reversal de enero de 1992, a la vez que la legalidad de la vigencia de la misma, una vez que fue rechazada por el Congreso de Paraguay.

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A título ilustrativo de una de las posiciones radicalmente contrarias al acuerdo, se presenta parte de una nota de uno de los principales diarios de Asunción, Abc Color 8:

“La deuda de la EBY, de 11.579 millones de dólares, crece desde 1992 a razón del 8% anual y que en los próximos 20 años podría transformarse en 45.000 millones de dólares, lo que pondría en serio riesgo la soberanía paraguaya sobre la binacional.

La realidad es muy distinta. Desde 1992, la deuda de la EBY es totalmente ilegal, porque se basa en los cálculos de la tarifa y el financiamiento establecido en la Nota Reversal Nº 92, que fue rechazada por el Congreso paraguayo en junio de 1995. Por tanto, la deuda no puede crecer al 8% anual ni al 1%, dado que no está reconocida por nuestro país. Luego hacer proyecciones de una obligación inexistente e ilegal no tiene sentido.”

Los dos países han realizado negociaciones para lograr un acuerdo respecto a la deuda de EBY con el Gobierno argentino, por el que se ha llegado a una quita a la misma, en tanto que el saldo sería pagado con energía procedente de la central, a ser entregada a Argentina. En lo que sigue se presenta un resumen de lo acordado extraído de la página web de la Cámara de Diputados de Paraguay 9.

“El 24 de abril pasado, más de 100 personas participaron de la Audiencia Pública convocada por la Comisión Especial de Seguimiento de la Terminación de las Obras de Yacyreta. Fue en la sala de sesiones del Congreso Nacional.

En esta oportunidad se discutió ampliamente sobre el preacuerdo a nivel técnico para la reestructuración de la deuda que la Entidad Binacional Yacyreta (EBY) mantiene con el Tesoro argentino.

La justificación básica del acuerdo es el hecho de que la deuda de la EBY, de 11.579 millones de dólares, crece desde 1992 a razón del 8% anual y que en los próximos 20 años podría transformarse en 45.000 millones de dólares. Esto colocaría en serio riesgo la soberanía paraguaya sobre la binacional.

Sin embargo, existen sectores dentro de la sociedad que están disconformes con los términos establecidos en el acuerdo, que necesariamente debe tener la aprobación del Congreso. Es por ello que a la Comisión Especial, le resulta más que interesante la opinión de diferentes sectores de la sociedad.

Estos son algunos de los puntos más resaltantes del Acuerdo, sobre los que debatieron los asistentes al encuentro:

• La deuda total de la Entidad Binacional Yacyretá con el Tesoro argentino baja de 10.885 millones de dólares a 4.688 millones de dólares, lo que equivale a una reducción del 54%.

8 http://www.abc.com.py/especiales/despojo/articulos.php?pid=2956269 http://www.diputados.gov.py/?pagina=sietedias&id=68

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http://www.diputados.gov.py/?pagina=sietedias&id=68

http://www.abc.com.py/especiales/despojo/articulos.php?pid=295626

• El monto final de la deuda consolidada de la EBY queda en 6.218 millones de dólares que, convertidos en término de energía equivalente asciende a 350.700 gigavatio hora.

• Ese volumen total es lo que se le cederá a la Argentina como pago durante 42 años.

• Se abandona la aplicación de la Nota Reversal de 1992 que fuera rechazada por el Parlamento de Paraguay y se vuelve a la aplicación del anexo ‘C' del tratado binacional.

• No se condiciona la firma del acta de entendimiento a la realización de ninguna obra, ni a la renuncia de los legítimos derechos que el Paraguay tiene en el emprendimiento como socio condómino.”

2.3.1.3 Resumen

Como resultado del Tratado de Yacyretá y de la Nota Reversal de enero de 1992 quedó establecido un régimen de comercio de energía, y un régimen de financiamiento para las obras.

El precio de la energía de la central se ha mantenido en el orden de 30 US$/MWh como resultado de la Nota Reversal de 1992. Este precio se aplica también de hecho a las cesiones de energía de Paraguay a Argentina. No obstante Paraguay no reconoce formalmente hasta el presente este precio por haber rechazado el Parlamento paraguayo la Nota Reversal en su conjunto.

El régimen de precios y de financiamiento de EBY ha generado una deuda de la entidad con el gobierno argentino que supera los 11500 MUS$. Ambos gobiernos están negociando un acuerdo que reduzca la deuda y permita que la entidad la pague con energía generada por la central.

2.3.2 Clorinda-Guarambaré

2.3.2.1 Instalaciones de interconexión

Se trata de una línea de 44 km en 220 kV, y con capacidad de 80 MW, operativa desde 1994, entre Clorinda en la provincia de Formosa en Argentina y Guarambaré en Paraguay, que atraviesa el límite binacional en el río Paraguay. En territorio de Paraguay la tensión se reduce a 132 kV para interconectarse al resto del sistema de ese país.

2.3.2.2 Transacciones de energía que permitieron el desarrollo del proyecto

En 1989 la empresa estatal de energía argentina Agua y Energía (AyE), cuyos activos se privatizaron en 1992, firmó con ANDE acuerdos para la construcción de la interconexión, cuyo propósito fue el suministro de energía paraguaya a la provincia argentina de Formosa.

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La modalidad de propiedad y construcción de la interconexión resultó del Acta de Acuerdo de 1989:

• Cada una de las empresas es propietaria de las instalaciones construidas en el respectivo país.

• El cruce del río Paraguay pertenece en condominio a ambas partes, las que participaron en los costos en partes iguales, si bien la obra fue construida por AyE.

• Para agilizar la concreción del proyecto, AyE suministró a ANDE los materiales para las obras en Paraguay, cuyo costo fue resarcido mediante un descuento del 20% en la factura por suministro de energía de ANDE a AyE.

El convenio entre las empresas dio lugar a la construcción de un segundo cruce, que no se encuentra operativo, entre Encarnación y Posadas. La Nota Técnica Nº 3 de 1989 estableció las condiciones del suministro, punto de medición, precios y cláusulas de reajuste de precios.

2.3.2.3 Normas bajo las que se desarrolló el proyecto

La realización de la transacción no requirió modificaciones al marco regulatorio de los dos países, ni la elaboración de normas específicas más allá del acuerdo entre las empresas y de un acuerdo marco entre los dos países, firmado en 1988.

2.3.2.4 Evolución posterior del comercio

Desde la entrada en servicio la interconexión ha servido para llevar energía desde Paraguay a Formosa, distinguiéndose tres etapas:• Hasta julio de 2000 estuvieron en vigencia las condiciones comerciales iniciales

para la energía. A partir de 1998, AyE es liquidada y sustituida en las transacciones con Paraguay por Emprendimientos Energéticos Binacionales S.A. (EBISA), empresa estatal argentina que comercializa la energía de las interconexiones por las centrales binacionales con Paraguay y Uruguay.

• En agosto de 2000, tuvo lugar una variación de los precios de venta de la energía paraguaya, que pasaron a vincularse al precio del mercado spot de Argentina.

• A partir de agosto de 2003, la energía suministrada a Formosa pasó a tomarse del sistema interconectado argentino, a través de la interconexión por Yacyretá, recurriéndose a la modalidad de “energía de paso”, prevista en el acuerdo inicial. Paraguay ya no suministra la energía, y cobra un servicio de peaje, con un valor de 0.5 US$/MWh.

2.3.3 Carlos Antonio López - El Dorado


Se trata de una línea de 35 km en 132 kV, con una capacidad máxima de 34 MW, que se extiende entre la central hidroeléctrica de Acaray (Carlos Antonio López) en Argentina y las proximidades de Posadas, en la provincia de Misiones. La interconexión entró en servicio en 1971.


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Las instalaciones de interconexión se construyeron para que tuviese lugar la venta de energía de la empresa estatal paraguaya ANDE a la empresa provincial de energía de la provincia de Misiones EMSA. En la fecha de construcción del proyecto, Misiones no se encontraba interconectada al sistema eléctrico argentino, lo que ocurrió recién en 1996, por lo que la transacción permitió a Misiones sustituir energía de origen térmico de mayor costo.

Cada una de las empresas se encargó de la construcción del tramo de línea en su país. Por esta razón no aparecen transacciones explícitas por un servicio de transmisión.

Para la realización de esa exportación se firmó un convenio entre las dos empresas, con una duración de diez años, que ha sido prorrogado automáticamente desde entonces. El convenio establece precios separados para la energía y la potencia. La potencia máxima acordada en la exportación fue de 23 MW.


La realización de la transacción no requirió modificaciones al marco regulatorio de los dos países, ni la elaboración de normas específicas más allá del acuerdo entre las empresas.


En 1996 la provincia de Misiones se interconectó mediante una línea de 132 kV al sistema interconectado argentino, lo que anuló prácticamente el flujo de importaciones desde Paraguay. A partir de junio de 2000, y como consecuencia del aumento de la demanda de la provincia, se vuelve a importar energía, y desde esa fecha el factor de utilización de la interconexión (con base en la potencia de 34 MW) ha sido del orden del 50%.

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2.4 Brasil-Paraguay

2.4.1 Central binacional de Itaipú

La interconexión por Itaipú se construyó como resultado de la construcción de la central hidroeléctrica binacional del mismo nombre. Al igual que en el caso de Yacyretá los acuerdos para la determinación del precio de la energía generada por la central (que es puesta a disposición de los dos países), y para la cesión de esa energía de uno a otro país, configuran un régimen de comercio internacional de Energía.

2.4.1.1 Características técnicas de la central binacional e instalaciones de interconexión

En lo que sigue se reproducen datos de la página web de la central que describen el proyecto.

“La Central Hidroeléctrica de Itaipú, la mayor del mundo en producción de energía, es una empresa binacional desarrollada por el Brasil y por el Paraguay en el Río Paraná. La potencia instalada final de la central es de 14.000 MW (megawatts), con 20 unidades generadoras de 700 MW cada una.

Las 18 unidades generadoras de la Itaipú entraron en operación, conforme al cronograma, al ritmo de dos a tres por año, a partir desde mayo de 1984. La 19ª y la 20ª entraron en operación en 4 de septiembre de 2006 y en 7 de marzo de 2007, respectivamente.

En el 2006, la Itaipú produjo 92.689,9 GWh, esta fue la segunda mayor producción de la historia de la Central.”

La Central de Itaipú es resultado de intensas negociaciones entre los dos países, que ganaron impulso en la década del 60. El 22 de junio de 1966, los ministros de Relaciones Exteriores del Paraguay, Raúl Sapena Pastor, y del Brasil, Juracy de Magalhães, firmaron el “Acta de Yguazú”, una declaración conjunta que manifestaba la disposición para estudiar el aprovechamiento de los recursos hidráulicos pertenecientes en condominio a los dos países, en el trecho del Río Paraná “desde e inclusive el Salto del Guairá o Salto de Sete Quedas hasta la desembocadura del Río Yguazú”. En febrero del año siguiente, fue creada la Comisión Mixta Brasil - Paraguay para la implementación del “Acta de Yguazú ”, en la parte relativa al estudio sobre el aprovechamiento del Río Paraná.

En 1970, el consorcio formado por las empresas IECO (de los EE.UU.) y ELC (de Italia) ganó la licitación internacional para la realización de los estudios de viabilidad y para la elaboración del proyecto de la obra. El inicio de los trabajos se dio en febrero de 1971. El 26 de abril de 1973, Paraguay y Brasil firmaron el tratado de Itaipú, instrumento legal para el aprovechamiento hidroeléctrico de los recursos hidráulicos del Río Paraná pertenecientes en condominios a los dos países. En mayo de 1974, fue creada la Entidad

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Binacional Itaipú, para gerenciar la construcción de la Central Hidroeléctrica. El inicio efectivo de las obras ocurrió en enero del año siguiente.

El 5 de mayo de 1984, entró en operación la primera unidad generadora de la Itaipú. Las 18 unidades generadoras fueron instaladas al ritmo de dos a tres por año. La 18ª entró en la fase de producción comercial de energía el día 9 de abril de 1991.”

La mitad de los generadores opera en frecuencia 50 Hz (la de Paraguay) y la otra mitad en 60 Hz (la de Brasil).

Las instalaciones de transmisión que vinculan la central a ambos sistemas interconectados se describen como sigue.10

En total salen de la central ocho líneas de transmisión en 500 kV:

• Cuatro de ellas de unos 8 km de longitud, y operando en 60 Hz, transportan la energía generada por los generadores a 60 Hz a la Subestación de la margen izquierda, en Brasil, que es propiedad de la empresa estatal FURNAS, filial de Eletrobras. Allí esa energía es elevada a 750 kV/60 Hz y enviada a los centros de consumo de Brasil a través de tres líneas de alterna.

• Las otras cuatro de unos 2 km de longitud, y operando en 50 Hz, transportan la energía generada por los generadores a 50 Hz a la margen derecha, en Paraguay. Dos de esas líneas pasan por la Subestación de la margen derecha, y siguen hacia una convertidora de frecuencia 50/60 Hz en Brasil. Las otras dos pasan nuevamente a territorio de Brasil y hacia esa convertidora. La convertidora transforma la energía recibida en 50 Hz desde Paraguay en corriente continua +/- 600 kV, que es transportada a los centros de consumo de Brasil por dos líneas de continua.

La energía de Itaipú que se destina a Paraguay sale mediante cuatro líneas de 220 kV/ 50 Hz de la Subestación de la margen derecha, dos hacia la central hidroeléctrica de Acaray y dos hacia Asunción.

2.4.1.2 Tarifa y financiamiento de las obras. Controversias surgidas.

Los datos a continuación se toman del citado Plan Estratégico del Sector Energético de la República del Paraguay (2004-2013).

El Tratado de Itaipú establece una entidad binacional, denominada Itaipú, cuyo estatuto se incluyó en el Anexo A del tratado.

El Anexo C del Tratado de Itaipú establece los principios para la comercialización de la energía de la central binacional. El Anexo C establece que la energía producida será dividida en partes iguales, y que cada país tiene el derecho de adquirir la energía que no sea utilizada por el otro. Los gobiernos se comprometen a adquirir en conjunto la totalidad de la potencia. La energía es adquirida por ANDE y Eletrobrás o las instituciones que ellas designen. En Brasil las entidades que toman la potencia son Furnas y Eletrosul, filiales de Eletrobras.

10 Plan Estratégico del Sector Energético de la República del Paraguay (2004-2013), Anexo 6 – Itaipú Binacional.

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Cada una de esas empresas ha contratado con Itaipú una fracción de la potencia instalada, por un período de 20 años, de acuerdo a un cronograma de utilización de dicha potencia. Cada empresa tiene el derecho de utilizar la energía generada por la potencia instalada que ha contratado previamente. Cuando una entidad decide no utilizar esa energía puede ceder la misma a las otras. La potencia de la central está contratada en un 6.6% para ANDE, un 18% para Eletrosul y un 75.4% para Furnas.

El anexo C establece que el costo del servicio de electricidad que Itaipú facturará a las partes que toman energía resulta la suma de:• El monto necesario para el pago a ANDE y Eletrobrás de utilidades del 12% sobre

el capital integrado (350 MUS$ a partir de 2001).• El monto necesario para el pago de las cargas financieras de la entidad binacional y

la amortización de los préstamos.• El monto necesario para el pago de los royalties a ambos gobiernos, igual a 650

US$/GWh generado, con un mínimo de 18 MUS$ anuales, la mitad para cada gobierno.

• El monto para pagar a ANDE y Eletrobras en partes iguales, las cargas de administración, calculadas como 50 US$/GWh generado.

• El monto de los gastos efectivos de explotación de la central.• El monto necesario para la compensación a una de las partes contratantes por la

energía cedida a la otra, equivalente a 300 US$/GWh.

El Anexo C establece que cada año, el ingreso anual por contratos de prestación de servicios de electricidad a las partes, debe ser igual al costo total calculado como se indicó antes.

El precio promedio de la energía generada por la central y recibida por cada país, depende de la cantidad de energía generada por la potencia instalada, dado que existen cargos fijos. En los últimos diez años ha variado entre 25 y 30 US$/MWh.

El costo de la obra de Itaipú ascendió aproximadamente a 20000 MUS$ y fue financiado inicialmente con el aporte de capital de ANDE y Eletrobras, relativamente pequeño, por préstamos de entidades de Brasil y por préstamos externos. Al cabo de más de 20 años de funcionamiento, la deuda de la entidad binacional Itaipú es del orden de 21000 MUS$, la mayor parte de la misma con Eletrobras. Este endeudamiento era visto por una parte la opinión pública de Paraguay como injusto e indebido11, particularmente como resultado del reajuste del valor de la deuda. El mismo tenía lugar según un índice de precios de Estados Unidos, que se adicionaba a los intereses del 7.5% anual. La deuda de Itaipú con Eletrobrás ascendía en mayo de 2007 a US$ 19.600 millones.

11 Obsérvese por ejemplo la siguiente nota de la prensa paraguaya: El presidente paraguayo Duarte Frutos reiteró a Lula -en un memorando- la necesidad de suprimir las cláusulas de reajuste del valor de los saldos deudores, establecidos en los contratos entre la binacional Itaipú y Eletrobrás."Este planteamiento ya fue expuesto en octubre del 2003, durante la primera visita que oficialmente realizara a su país, y desde entonces hemos venido expresando nuestro interés en que las mismas puedan suprimirse", le recordó Nicanor. "Un tema de tanta importancia exige una pronta resolución", remarcó en su presentación. El Ejecutivo paraguayo sostiene que "la aplicación del factor de ajuste sobre el saldo deudor previsto en el contrato de financiamiento con Eletrobrás generará hasta el 2023 aproximadamente 16.000 millones de dólares de sobrecosto". (Abc, 21/7/2006)

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En mayo de 2007, el Senado de Brasil completó la aprobación de una modificación en el cálculo de los saldos deudores de Itaipú con Eletrobras. Esto satisface sólo una de las demandas de Paraguay respecto a la binacional.12

Paraguay insiste entre otros puntos, en la posibilidad de disponer libremente de los saldos de energía correspondiente a la potencia contratada, no empleados por Paraguay, para ser ofertados a terceros países.

12 Obsérvese por ejemplo la información del diario Abc de Asunción del 25/5/2007. “La eliminación del factor de ajuste de la deuda de Itaipú será aprobada esta semana por el Senado brasileño, anunció ayer el presidente Nicanor Duarte Frutos. Dijo, además, que esto representará una reducción de 12.000 millones de dólares. Duarte Frutos evitó hablar de la renegociación del Tratado. Según datos extraoficiales, con la eliminación de la doble indexación más el aumento de las compensaciones, el Gobierno paraguayo se comprometió con los brasileños a no reclamar el tema del Tratado”. (Abc, 25/5/2007)

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2.5 Brasil-Venezuela


El proyecto consta de una línea de 230 kV de 421 km de longitud, entre la estación Las Claritas de 400/230 kV en Venezuela y la ciudad de Boa Vista, capital del estado brasileño de Roraima, que limita con Venezuela y con Guyana. Ambos países tienen 60 Hz de frecuencia por lo que no se requiere conversión de frecuencia.

El proyecto fue diseñado con el propósito de abastecer con energía venezolana la ciudad de Boa Vista.

La energía procede del conjunto de centrales hidroeléctricas venezolanas situadas en la cuenca del Caroní, desde donde es enviada a Las Claritas, punto de inicio de la línea 230 kV de interconexión, a través de una línea de 400 kV de 198 km, Macagua-Callao II-Las Claritas.


La extensión del sistema eléctrico interconectado de Venezuela hacia la región sudoeste de ese país, estado de Bolívar, a partir de las centrales del Caroní, era parte de un proyecto de desarrollo de Venezuela, destinado entre otros fines a la explotación minera en esa zona.

En 1994 los presidentes de ambos países firmaron un Convenio de Cooperación que incluía el estudio de un proyecto de interconexión eléctrica, para cuya realización los dos países designaron respectivamente a las empresas estatales Edelca (Venezuela) y Eletronorte (Brasil).

En una etapa inicial del desarrollo del proyecto se evaluó la posibilidad de abastecer también la ciudad brasileña de Manaus, situada más de 600 km al sur de Boa Vista. Si bien esta ampliación del proyecto resultaba técnicamente factible, la parte brasileña desistió de la misma.

Boa Vista contaba en la época de desarrollo del proyecto con 460 GWh de demanda con un crecimiento del 9% anual, y se abastecía con turbinas a gas y motores por 84 MW, quemando combustible diesel. El suministro desde Venezuela fue la alternativa de menor costo respecto al abastecimiento a partir del sistema interconectado de Eletronorte, que distaba 1600 km de la ciudad, y a la generación autónoma.

En noviembre de 1996 Edelca y Eletronorte acordaron la realización del proyecto de suministro a Boa Vista. En enero de 1997 se firmó un Memorándum de Entendimiento y finalmente en abril del mismo año se firmó el Contrato de Suministro de Energía Eléctrica entre las dos empresas.

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El contrato habilita un suministro firme de potencia por hasta 200 MW. Hasta noviembre de cada año, Eletronorte debe informar los valores mensuales de potencia y energía para el año siguiente. El contrato tiene una vigencia de 20 años, y establece un cargo por la energía suministrada que se actualiza anualmente con el índice de precios al consumo de Estados Unidos (CPI).

Cada empresa construyó las redes en el respectivo país, pero el contrato establece un pago de 20 cuotas fijas semestrales que Eletronorte debe efectuar para resarcir a Edelca por el costo de construcción del sistema de interconexión en Venezuela.

Cada empresa es responsable de la operación de las redes en su país. El contrato establece además un cargo por operación y mantenimiento de las redes de interconexión en Venezuela, que Eletronorte abona a Edelca, y que se actualiza también por el CPI de Estados Unidos.


El proyecto se desarrolló en el marco de un Convenio de Cooperación entre ambos países, mediante instrumentos bilaterales entre las empresas, y no requirió normas específicas en los marcos regulatorios de ambos países.


Desde la puesta en servicio del proyecto en el año 2001 se han realizado las transacciones sin cambios en el contrato.

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2.6 Colombia-Ecuador

2.6.1 Interconexión en 230 kV


La interconexión en 230 kV entre ambos países consiste actualmente en una línea de transmisión de doble circuito, de 213 km de longitud, con capacidad de trasmisión de 250 MW aproximadamente, entre Pomasqui en Ecuador (en las proximidades de Quito) y Jamondino en Colombia (en las proximidades de Pasto). La línea interconecta los respectivos sistemas de 230 kV y 60 Hz de ambos países.

Se encuentra en construcción una segunda línea de interconexión, también de doble circuito en 230 kV, entre Pomasqui y Jamondino. Para aprovechar la capacidad adicional de interconexión de esta línea, de otros 250 MW, que duplicará la capacidad de interconexión, llevándola a 500 MW, es necesaria la construcción de obras en el sistema colombiano, agregando una línea también en 230 kV doble circuito entre Jamondino y Betania (más al noreste en territorio colombiano), de alrededor de 350 km. Se espera la entrada en servicio de esta segunda interconexión de 230 kV en el correr de 2007.


El sistema eléctrico de Ecuador tiene en término medio costos marginales de generación superiores a los de Colombia. Durante el período de estiaje en Ecuador, que se extiende de octubre a marzo, el sistema requiere el uso de centrales térmicas que emplean derivados del petróleo. Los costos marginales muestran entonces gran estacionalidad, volatilidad y máximos muy elevados, alcanzándose frecuentemente valores superiores a 100 US$/MWh.

El sistema eléctrico de Colombia emplea gas natural y carbón para la generación térmica, que complementan la generación hidroeléctrica predominante. Como resultado, los precios en la bolsa (mercado eléctrico colombiano) son menores y más estables. En el período de desarrollo de la interconexión actual en 230 kV, el sistema colombiano poseía también reservas de capacidad excedentarias. Esta situación de abundancia relativa de energía eléctrica de menor costo en Colombia, era visualizada como estable en el tiempo, en la medida en que los plazos para la ampliación de la capacidad de generación hidráulica e incorporación del gas natural a la generación en Ecuador son prolongados.

Como resultado, la interconexión en 230 kV tuvo como fundamento económico la posibilidad de exportaciones desde Colombia a Ecuador.

Dos hechos posibilitaron que se viabilizase la interconexión sin necesidad de la realización de un contrato de largo plazo:• La certeza de que estas transacciones tendrían lugar en el mercado spot dadas las

necesidades de importación de Ecuador y la abundancia relativa de energía en Colombia.

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• La disposición de las autoridades del sector eléctrico de ambos países a incluir las redes de interconexión requeridas en cada país, entre los activos de uso, o activos de beneficio general, a ser remunerados por el conjunto de la demanda del respectivo país. Tanto en Ecuador como en Colombia, las redes de uso general son pagadas por los consumidores a través de cargos estampillados por la potencia máxima (Ecuador) y por la energía (Colombia). Los generadores no participan en el pago de los costos de esa red. Esta decisión eliminó la necesidad de determinar un pequeño número de beneficiarios dispuestos a cubrir voluntariamente los costos de la interconexión, por ejemplo mediante la realización de un contrato.


Los países de la Comunidad Andina de Naciones (Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela) se dieron en 2002 un marco jurídico multilateral para el comercio internacional de electricidad y la ejecución de interconexiones, mediante la Decisión 536 de la CAN, de diciembre de dicho año.

La Decisión 536 establece algunos principios muy generales sobre el comercio internacional que se resumen a continuación:

• Los Países Miembros no mantendrán discriminaciones de precios ni de otro tipo entre agentes internos y externos

• Los Países Miembros garantizarán el libre acceso a las líneas de interconexión internacional.

• El uso físico de las interconexiones será consecuencia del despacho económico coordinado de los mercados, e independiente de los contratos comerciales de compraventa de electricidad.

• Los Países Miembros asegurarán condiciones competitivas en el mercado de electricidad, evitando prácticas discriminatorias y abusos de posición dominante.

• Los Países Miembros permitirán la libre contratación entre los agentes del mercado de electricidad de los Países, respetando los contratos suscritos, sin establecer restricciones al cumplimiento de los mismos, adicionales a las estipuladas en los contratos para los mercados nacionales.

• Los Países Miembros permitirán las transacciones internacionales de electricidad, de corto plazo.

• Los precios de la electricidad en ambos extremos de los enlaces intracomunitarios deberán servir para valorar las transacciones internacionales de electricidad, de corto plazo, producto de los flujos físicos determinados por los despachos económicos coordinados.

• Los Países Miembros promoverán la participación de la inversión privada en el desarrollo de la infraestructura de transporte de electricidad para las interconexiones internacionales.

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• Las rentas que se originen como resultado de la congestión de un enlace internacional no serán asignadas a los propietarios del mismo.

• Los Países Miembros no concederán ningún tipo de subsidio a las exportaciones ni importaciones de electricidad ni impondrán aranceles ni restricciones a las importaciones o exportaciones de electricidad.

• La importación y la exportación de electricidad estarán sujetas a los mismos cargos propios del sector eléctrico, que se aplican a la generación y demandas locales.

Dentro de ese marco, los países introdujeron reglamentaciones adicionales en el marco regulatorio de cada país, que permitieron desde el comienzo de la operación de la interconexión la realización del comercio spot de energía, mediante las llamadas Transacciones Internacionales de Electricidad de corto plazo (TIE). Las transacciones de largo plazo mediante contratos no se han implementado hasta el momento (julio de 2007).

La operativa del comercio spot mediante las TIEs puede resumirse como sigue:

• El país candidato a actuar como importador establece un precio de oferta de importación, el mayor precio al cual está dispuesto a importar, mientras que el país candidato a exportar establece un precio de oferta de exportación, en el que se incluye el costo marginal de la energía exportable, más los cargos que en el mercado exportador corresponden a la demanda. Si el precio de oferta de exportación es menor al de importación se decide la realización de la transacción

• En la liquidación económica de la transacción se consideran el precio de mercado ex post del país importador y el precio de oferta ex post (considerando en ambos casos la operación y los costos o precios marginales realmente operados). El país importador paga el máximo entre ambos.

• Si luego de la transacción aparece una diferencia entre el precio de mercado del país importador y el precio de oferta (ambos ex post), se genera una renta de congestión, es decir que el país importador paga más que la remuneración en el mercado exportador de la energía exportada.

• Ambos países acordaron que las rentas de congestión se repartiesen en proporción a la demanda abastecida por el país exportador, suma de la demanda local del país exportador más la energía exportada.


Desde 2003 han tenido lugar sólo transacciones spot, que como resultaba previsible tuvieron en su casi totalidad el carácter de exportaciones desde Colombia a Ecuador. Esto permitió al sistema de Ecuador aliviar situaciones complejas de abastecimiento durante las temporadas de estiaje.

No obstante, como resultado del mecanismo de reparto de las rentas de congestión, se produjo un reparto de los beneficios del comercio que ha sido considerado injusto por autoridades de Ecuador.13 13 Por ejemplo: declaraciones a agencia EFE del Viceministro de Electrificación del Ministerio de Energía y Minas de Ecuador, Hernán Sánchez., recogidas por El Diario de Manabí, 9 de setiembre de 2005.

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En efecto, el criterio determinado en acuerdos previos bilaterales respecto al reparto de las rentas de congestión, fue el siguiente. Las rentas de congestión se atribuirían entre los países en proporción a la demanda total abastecida por el país exportador, suma de la demanda local del país exportador más la energía exportada al país importador. Así el país exportador recibe una proporción de las rentas igual al cociente entre demanda del país exportador y demanda total abastecida por el país exportador y el país importador recibe una proporción igual al cociente entre la energía exportada al país importador y demanda total abastecida por el país exportador.

En la situación de exportación desde Colombia hacia Ecuador, la casi totalidad de las rentas de congestión se atribuyen a la demanda colombiana, ya que la potencia demandada en Colombia es del orden de 6000 MW en promedio, en tanto que la exportación máxima a Ecuador es de 250 MW. Con esas cifras, el destino de las rentas de congestión cuando está exportando Colombia, es en 96% para Colombia. Esto resulta de la proporción (0.96 = 6000/6250). Cuando la exportación es menor a la capacidad máxima, ese porcentaje es aún mayor.

Con ese reparto de las rentas de congestión, si la potencia exportada por Colombia a Ecuador es una fracción reducida respecto a la demanda de Ecuador, lo que de hecho ocurre, los beneficios del comercio internacional cuando Colombia exporta van en su mayor parte a este país. En el Anexo I se ilustra analíticamente este punto.

El mecanismo de reparto de las rentas de congestión ha resultado entonces el punto crítico de la operatoria de esta interconexión. Según el CENACE14, operador del sistema

http://www.eldiario.com.ec/noticias-manabi-ecuador/9345:Ecuador desea renegociar su acuerdo de interconexión eléctrica con Colombia, que considera "inequitativo", dijo hoy a Efe el viceministro de Electrificación del Ministerio de Energía y Minas de Ecuador, Hernán Sánchez. Según Sánchez, que participó en el I Foro de Integración Energética Regional (FIER) que concluyó hoy en la capital mexicana, el acuerdo de interconexión eléctrica suscrito por ambos países arrojó en los últimos tres años "excedentes" por cerca de 200 millones de dólares. De estos excedentes, producto de "las ventajas de la interconexión y las transferencias de energía", un "97,3 por ciento ha ido para Colombia", aseveró el viceministro ecuatoriano. Ecuador importa desde 2003, 250 megavatios de Colombia y tiene un acuerdo para otros 250 por sus necesidades. El país andino busca que el reparto de esos 200 millones de dólares de rendimientos se haga "a la mitad", y que el beneficiado sea el "cliente final", por medio de una reducción de las tarifas."No puede haber una integración si no empezamos a hablar de unos proyectos de interconexión que sean equitativos para los países", sostuvo.14 TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD – TIE BENEFICIOS Y EXPERIENCIAS, Presentación del CENACE, Medellín, diciembre de 2004 para el Grupo de estudios de interconexión del Mercado Andino.http://www2.isa.com.co/Mcdo_Andino/Mcdo.Andino/Grupo_Desarrollo/Estudios-Ecuador-Colombia-Peru_Med_dic04.pdf“La repartición de las rentas de congestión tiene que ser acordada y suscrita antes del inicio de las transacciones de electricidad, según algún criterio conveniente para las partes, y que por principio económico debería considerar la proporción de la inversión realizada por cada país.Las transacciones internacionales de electricidad deberían efectuarse mayoritariamente mediante contratos sobre la energía que fluye por las interconexiones, de tal manera que permitan reflejar y obtener el mayor beneficio de los precios del mercado más eficiente. El mercado spot solamente debería utilizarse para ajustes de contratos y desvíos no previstos. La asignación de las rentas de congestión, que se obtienen del mercado spot, es facultad exclusiva de cada país, pero no deben constituirse en barrera para instaurar el mercado de contratos de largo plazo. La asignación de las rentas de congestión a la demanda, ha dificultando el desarrollo del mercado de contratos de largo plazo.”

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http://www2.isa.com.co/Mcdo_Andino/Mcdo.Andino/Grupo_Desarrollo/Estudios-Ecuador-Colombia-Peru_Med_dic04.pdf


http://www.eldiario.com.ec/noticias-manabi-ecuador/9345

eléctrico de Ecuador, “La asignación de las rentas de congestión a la demanda, ha dificultando el desarrollo del mercado de contratos de largo plazo.”

En caso de realizarse contratos libremente pactados entre generadores colombianos y los distribuidores de Ecuador, o un agente que los represente en su conjunto, si se supone un carácter absolutamente competitivo del mercado de generación de Colombia, los precios de venta tenderían a ser semejantes a los precios del mercado de contratos colombiano, con lo que la mayor parte de los beneficios del comercio corresponderían a Ecuador.

2.6.2 Interconexión en 138 kV

Las instalaciones de interconexión consisten en una línea de 138 kV entre Tulcán (Ecuador) e Ipiales (Colombia), con capacidad de 35 MW y 17 km de longitud que entró en operación en 1998.

El 30 de julio de 1996, los Gobiernos de Ecuador y Colombia suscribieron un Convenio para la ejecución del proyecto de interconexión de 138 kV entre Ipiales y Tulcán. Interconexión Eléctrica S.S. (ISA) de Colombia e INECEL de Ecuador recibieron instrucciones de desarrollar actividades, con perspectivas de poner en servicio en el año de 1998.

En mayo de 1997, se llevó a cabo en la “III Reunión del Comité Técnico de Interconexión Eléctrica” de la Comisión de Vecindad e Integración Colombo-Ecuatoriana, con el fin de que se pudieran estudiar las posibilidades de armonización de la normatividad entre los dos países en materia eléctrica, con particular referencia a la operación de la línea de interconexión a 138 kV entre Ipiales y Tulcán.

A partir de la entrada en servicio de la interconexión en 230 kV, la interconexión en 138 kV opera en forma radial para abastecer a Ecuador.

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2.7 Colombia-Venezuela

2.7.1 Interconexión Cuestecitas-Cuatricentenario


Las instalaciones de interconexión consisten en una línea de 230 kV de circuito simple en 60 Hz, de longitud 150 km, de los cuales 45 km en territorio de Colombia y 105 km en Venezuela. La línea une las estaciones de transmisión Cuestecitas en el departamento de Guajira en Colombia, y Cuatricentenario, ubicada en el estado Zulia en Venezuela. La capacidad de la interconexión es del orden de 150-200 MW.

Las inversiones fueron realizadas por ISA para el tramo colombiano y Edelca para el tramo venezolano, y las inversiones fueron respectivamente de 12.9 y 13.2 MUS$. A partir del año 1993, en que entró en servicio la interconexión, ISA y posteriormente ISAGEN pagaron a Edelca por las obras realizadas por esta empresa en el tramo venezolano, completándose la amortización en el año 2002. Cada parte se encargó de la operación y mantenimiento del tramo en su respectivo país.


En la concepción del proyecto se previeron principalmente transferencias de energía desde Venezuela a Colombia. La zona de Colombia en la que se conecta la línea de interconexión es el extremo de un sistema radial que alimenta la Costa Atlántica de ese país. La interconexión permitía una mejora de confiabilidad de las zonas interconectadas en ambos países, en especial en el lado colombiano.

El Contrato de Interconexión suscrito por EDELCA e ISA previó tres tipos de “transacciones de referencia”:• Energía y potencia de Corto Plazo, por el que una parte solicita a la otra un

suministro por un período de contratación mínimo de cinco meses, debiendo presentar ese requerimiento con tres meses de anticipación a la entrega. Es decir que se trata de contratos de mediano plazo.

• Energía de Economía, cuyo fin es la optimización en el muy corto plazo de la operación conjunta de los sistemas, sin restricciones de plazo.

• Energía Inadvertida, que se refiere a los apartamientos, en principio pequeños, entre las cantidades pactadas y la efectivamente intercambiada, por razones técnicas.

A partir de 1995, con motivo de la reforma regulatoria en Colombia, y la separación de actividades de generación y comercialización por una parte y de transmisión por otra, se creó por escisión de parte de los activos de ISA la empresa ISAGEN. ISAGEN mantuvo los derechos contractuales para la comercialización de energía, mientras que ISA continuó operando y manteniendo el tramo colombiano de la interconexión.


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La interconexión está fuera del esquema de las TIE planteado por la Resolución 536 de la CAN, porque se desarrolló en época muy anterior a la misma y no ha habido un acuerdo para incluirla en dicho marco.

En febrero de 1989 los presidentes de ambos países firmaron un acuerdo para la realización de acciones de integración energética, complementado en marzo de 1989 por la llamada “Declaración de Ureña”, en que se acordó dar preferencia a los proyectos de interconexión binacional, especialmente atendiendo los problemas de abastecimiento de las zonas fronterizas.

EDELCA e ISA (y posteriormente ISAGEN en sustitución de ISA), adquirieron en cada país los derechos de explotación exclusiva de la comercialización de energía por la interconexión por un período de 25 años, hasta el año 2017.

El contrato de interconexión no experimentó cambios sustanciales con motivo del cambio regulatorio en Colombia. ISAGEN recibió en Colombia el derecho de representar en la bolsa de energía la interconexión, ofertándola diariamente por un precio al que se está dispuesto a vender la energía al mercado.

Los contratos firmados son descritos como sigue por una autoridad de ISAGEN, en una presentación de 1997 ante la CREG, el regulador de Colombia (con motivo de los peajes a cobrar por la energía importada desde Venezuela)15:

“Mediante acuerdos ministeriales entre Colombia y Venezuela, en diciembre de 1989, se convino que la tarifa de compra de energía de Colombia tendría dos componentes: i) Una componente fija basada en la inversión a ser realizada por la parte venezolana, de US$ 10.69 millones, a precios de junio de 1989, a ser amortizados en 10 años a la tasa del 12% anual, y ii) una componente variable de US$37.5/MWh si la energía generada por ENELVEN era con fuel oil y de US$ 75.0/Mwh si era generada con gas oil.

En diciembre de 1995, por decisión de la Junta Directiva de ISAGEN, las partes firmaron un contrato de energía firme, en el cual EDELCA se comprometió, a partir de enero de 1996, con una disponibilidad de capacidad de 50MW durante 16 horas diarias, para un período de 5 meses, La tarifa del contrato de energía firme fue de US$ 40/MWh cuando se hace importación de energía y si ISAGEN no importaba la energía, pagaba una disponibilidad a razón de US$ 20/MWh.”


La interconexión operó desde su entrada en servicio casi exclusivamente en situaciones de contingencias operativas severas o de racionamiento energético, en las que su empleo evita racionamientos. A título ilustrativo, en el período 1992-2003 el factor de utilización de la capacidad de interconexión en cualquiera de los dos sentidos, tomando 150 MW como capacidad máxima, fue de solamente del 4.2%. 15 En la página web de la CREG, Correspondencia cursada en relación con el trámite:Solicitante: ISAGEN S.A. E.S.P.; Fecha: 96/10/31 y 96/12/12; Radicación: 4338 - 96/11/05 y 4822 - 96/12/18; Tema: Solicita la revisión de los cargos por uso de la red aplicables a las interconexiones internacionales.; Respuesta: Ofic. MMECREG - 019; 97/01/10 http://www.superservicios.gov.co/basedoc/documentos/63a2a2bfeb25fc69c0f9838f263ab3c6/cto_creg_0970019_1997.html

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http://www.superservicios.gov.co/basedoc/documentos/63a2a2bfeb25fc69c0f9838f263ab3c6/cto_creg_0970019_1997.html

http://www.superservicios.gov.co/basedoc/documentos/63a2a2bfeb25fc69c0f9838f263ab3c6/cto_creg_0970019_1997.html

La nota de ISAGEN citada en referencia al pie de la página anterior, plantea las dificultades que experimentaba esa empresa ante el sistema de peajes de Colombia, que podrían resumirse como sigue. Con el fin de determinar el pago de peajes que debía efectuar ISAGEN por la interconexión, cuando la misma aportaba energía al sistema colombiano, se la consideraba como una generación, por lo que pagaba un cargo mensual por la potencia máxima inyectada al sistema en el mes. Esto constituía un sobrecosto muy considerable que era visto por ISAGEN como un costo variable de la energía inyectada, en lugar de tratarse de un costo fijo de interconexión a la red. De esta manera, el costo de la energía presentado a la bolsa de Colombia se incrementaba y el despacho de la energía venezolana se hacía aún menos frecuente.

En el año 200416, la energía procedente de Venezuela era ofertada en el mercado colombiano como generación de seguridad, por lo que no afectaba el precio de la bolsa, sino que se cargaba en el costo de las restricciones operativas, que es pagado por el conjunto de las demandas.

Adicionalmente, EDELCA participa en el servicio de regulación de frecuencia en el mercado colombiano, en las situaciones en las que la Costa Atlántica de ese país queda aislada del resto del sistema interconectado colombiano.

Desde el punto de vista del operador técnico y administrador comercial del sistema colombiano, XM, empresa del Grupo ISA, la situación del comercio por la interconexión entre ambos países en 2006 se resumía como sigue.

“No se presentaron exportaciones hacia Venezuela en el año 2006 y se importaron desde este país por emergencias del sistema, cerca de 27 GWh durante todo el año 2006 (en el año 2005 Venezuela exportó a Colombia cerca de 21 GWh). Venezuela no tiene un esquema de mercado definido para el intercambio de energía con Colombia lo que posiblemente no ha permitido el aumento de intercambios con este país pese a disponerse de capacidad de líneas de interconexión entre ambos países.”17

Esto hace suponer que la determinación de los peajes, entre otros problemas regulatorios, probablemente junto a las dificultades técnicas de una interconexión débil entre los dos sistemas han inhibido el comercio de energía, excepto en situaciones de contingencia severa de alguna de las redes.

2.7.2 Interconexión San Mateo – Corozo

Se trata de una línea en 230 kV con una capacidad de intercambio del orden de 100 MW, entre las estaciones San Mateo (Colombia) y El Corozo (Venezuela)

En 2006 esta interconexión no tuvo ningún intercambio.

En años anteriores se había empleado en la alimentación radial de cargas en Venezuela desde Colombia, ya que las dos interconexiones en 230 kV no pueden operar cerradas en sus dos extremos por problemas eléctricos.

16 De acuerdo a CIER (2004) “Interconexiones Eléctricas Regionales de Sudamérica”.17 Informe de operación del sistema y administración del mercado. Año 2006. XM. En la web: http://sv06.xm.com.co/gmem/Servicios_Informacion/Publicaciones/InformesEmpresariales2006/operativo.pdf

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http://sv06.xm.com.co/gmem/Servicios_Informacion/Publicaciones/InformesEmpresariales2006/operativo.pdf

Valen respecto a la situación actual de los intercambios las consideraciones de XM citadas en el punto anterior.

2.7.3 Interconexión Tibú – La Fría

Se trata de una interconexión en 115 kV de importancia puramente local.

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2.8 Ecuador-Perú


Las instalaciones de interconexión consisten en la actualidad en una línea de 230 kV en 60 Hz, con una capacidad de diseño de 100 MW aproximadamente. Desde el punto de vista eléctrico se trata de un vínculo relativamente débil, por lo que la operación interconectada en ambos extremos puede presentar dificultades desde el punto de vista eléctrico, por lo que está prevista su operación en forma radial, alimentando cargas de Ecuador desde Perú con una magnitud de alrededor de 85 MW. Para permitir la operación interconectada se haría necesario instalar una subestación back to back, que separe eléctricamente ambos sistemas.

Las instalaciones en territorio de Perú fueron ejecutadas por Red de Energía del Perú, la empresa que asumió la concesión de la transmisión en Perú luego de la privatización de las empresas estatales. Esta inversión formaba parte del compromiso asumido por esa empresa al adquirir la concesión. Las inversiones en Ecuador estuvieron a cargo de la empresa estatal Transelectric, que tiene el monopolio de la transmisión en ese país. El monto total de la inversión fue del orden de 15 MUS$, que se repartió entre ambos países en partes aproximadamente iguales.

La entrada en operación de las instalaciones tuvo lugar en setiembre de 2005.


El sistema eléctrico de Perú experimenta desde comienzos de la década actual una situación de abundancia en la capacidad de generación, que contrasta con la situación de Ecuador. Este país sufre en cada período de estiaje dificultades de abastecimiento y costos elevados, por el empleo de centrales térmicas que queman derivados del petróleo.

En este contexto ambos países encontraron razonable el desarrollo de la interconexión. En el caso de Perú, la inversión en la misma se contaba como se dijo, entre las inversiones obligatorias asociadas a la privatización de la transmisión. En Ecuador, las inversiones realizadas por Transelectric son cubiertas por los peajes de transmisión pagados por las demandas, al ser incluídas estas inversiones en el plan de obras de trasmisión de beneficio general. Como resultado, no fue necesaria la existencia de contratos de suministro que aseguraran a algún agente vendedor o comprador de energía los beneficios suficientes para pagar la interconexión.

2.8.3 Marco normativo

Los proyectos de interconexión entre Ecuador y Perú se enmarcan en la resolución 536 de la CAN, que se describió en el punto sobre la interconexión entre Colombia y Ecuador.

La Resolución 536 tiene un grado de generalidad tal, que no quedan determinados los precios y beneficios de ambos países en las modalidades spot (las llamadas TIEs) y de contratos.

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El procedimiento para la fijación de los precios del comercio spot y la posibilidad de realización de contratos han sido objeto de negociación desde el año 2005, cuando la interconexión entró en servicio, sin que se haya logrado un acuerdo18.

A su vez, los países cuentan normas aplicables al comercio internacional, pero las mismas resultan irrelevantes por el momento ante la falta de un acuerdo sobre los precios del comercio spot y la forma de realizar contratos.

2.8.4 Evolución del comercio

Desde la entrada en servicio, sólo han tenido lugar exportaciones de magnitud insignificante desde Perú a Ecuador, en el año 2005, que alcanzaron 7.44 GWh (es decir un factor de carga sobre la base de 85 MW, del orden del 1% en dicho año). Estas transacciones tuvieron lugar entre el 20 y el 26 de mayo de 2005, con motivo de una contingencia en la red de transmisión de Ecuador, que motivó la pérdida del suministro a la provincia de El Oro, fronteriza con Perú, la que debió ser alimentada desde este país a través de la interconexión. Los retiros efectuados se valorizaron “con los Costos Marginales de Corto Plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del Perú más los cargos fijos, costos adicionales y tributos aplicables de acuerdo a la normatividad peruana”19

No se han registrado transacciones desde entonces.

Uno de los puntos centrales de la posición de Ecuador frente a las interconexiones internacionales, parece ser la apertura del mercado competitivo de generadores de Perú y Colombia, seguramente bajo la idea de que las ofertas competitivas tenderían a un precio muy poco por encima de los respectivos precios del mercado interno de esos países. Esta posición es resumida por el CENACE de Ecuador: “Es necesario exigir el cumplimiento de la Decisión CAN 536 con el fin de permitir la libre contratación de energía entre los agentes de Ecuador, Colombia y Perú.” 20

18 Tómese por ejemplo las declaraciones de Gerente General de Red de Energía del Perú Carlos Naranjo a BNamericas, tomada de http://www.rep.com.pe/xadm/Descargas/Entbn.doc“BNamericas: ¿Cómo se definirá el pago (de la energía vendida a Ecuador)? Naranjo: Ecuador pagará la tarifa normal de Perú. Entiendo que para este caso es de US$80/MWh. BNamericas: ¿Es un precio más alto del que esperaban negociar las autoridades ecuatorianas? Naranjo: Yo diría que sí.”

19 Tomado de “INTERCONEXIONES INTERNACIONALES EN LA REGIÓN ANDINA: EXPERIENCIAS, SITUACIÓN ACTUAL Y PERSPECTIVAS” – CENACE – Ecuador, que se encuentra en la página web del CENACE, operador del sistema de Ecuador.

20 PROBLEMÁTICA DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANOSOLUCIONES DE CORTO, MEDIANO Y LARGO PLAZOS – CENACE – Mayo de 2005, que se encuentra en la página web del CENACE.

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http://www.rep.com.pe/xadm/Descargas/Entbn.doc

3 ANEXOS

3.1 Anexo I - Decisión 536 de la Comunidad Andina de Naciones

Marco General para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad

LA COMISION DE LA COMUNIDAD ANDINA, EN REUNION AMPLIADA CON LOS MINISTROS DE ENERGIA,

VISTOS: Los artículos 3, 22, 50, 51 y 54 del Acuerdo de Cartagena, los artículos 1 y 38 del Tratado de Creación del Tribunal de Justicia de la Comunidad Andina, el Reglamento de la Comisión de la Comunidad Andina contenido en la Decisión 471 y la Propuesta 78/Rev. 3 de la Secretaría General de la Comunidad Andina,

CONSIDERANDO: Que el Acuerdo de Cartagena dispone que la integración física será uno de los mecanismos para alcanzar los objetivos de la Comunidad Andina;

Que la interconexión de los sistemas eléctricos de los Países Miembros y los intercambios comerciales intracomunitarios de electricidad pueden brindar importantes beneficios a los Países Miembros en términos económicos, sociales y ambientales y pueden conducir a la utilización óptima de sus recursos energéticos y a la seguridad y confiabilidad en el suministro eléctrico;

Que, para la operación de interconexiones intracomunitarias y el desarrollo de transacciones comerciales de electricidad entre los Países Miembros, se han identificado aspectos legales y regulatorios que deben ser armonizados;

Que es deseable que la operación de interconexiones intracomunitarias y el desarrollo de transacciones comerciales de electricidad entre los Países Miembros, conduzca al desarrollo de sistemas regionales interconectados y al futuro funcionamiento de un mercado integrado de energía entre los Países Miembros de la Comunidad Andina;

Que las reglas y condiciones operativas y comerciales para los intercambios de electricidad entre los Países Miembros y para el funcionamiento de un mercado integrado de energía deben basarse en criterios de no discriminación en el tratamiento entre los respectivos Países, sin perjuicio de la autonomía en el establecimiento de políticas internas de regulación y operación de los sistemas eléctricos nacionales;

Que resulta conveniente disponer de un marco jurídico comunitario para la armonización de los aspectos legales y los marcos regulatorios de los Países Miembros, que facilite las interconexiones y los intercambios de electricidad;

Que luego de varias reuniones previas, el 22 de septiembre de 2001 en Cartagena de Indias, Colombia, los Ministros de Energía y Minas de Colombia, Ecuador y Perú, en presencia del Director de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas de Venezuela, suscribieron un Acuerdo para la Interconexión Regional de los Sistemas Eléctricos y el Intercambio Internacional de Energía Eléctrica, encargándose a los Organismos

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Reguladores de esos Países, la preparación de los principios para la armonización de marcos normativos;

Que en cumplimiento del mandato establecido en el Acuerdo Interministerial de Cartagena, los especialistas de los Organismos Reguladores de Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela prepararon el documento titulado “Propuesta de Armonización de Marcos Normativos - noviembre de 2001”, en el que se identificaron principios para armonizar los marcos normativos de los países suscriptores del Acuerdo;

Que las autoridades y delegados de los Organismos Reguladores de Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela, se reunieron en Quito, Ecuador, el 13 y 14 de diciembre de 2001, y posteriormente en Caracas, Venezuela, el 17 y 18 de enero de 2002, acordando principios normativos necesarios para armonizar los marcos legales y regulatorios;

Que los Ministros de Energía y Minas de Colombia, Ecuador y Perú, el día 19 de abril de 2002, en la ciudad de Quito, suscribieron el Acuerdo Complementario al de Interconexión Regional de los Sistemas Eléctricos y el Intercambio Internacional de Energía Eléctrica, donde se acordaron principios generales para la integración eléctrica entre los países suscriptores; y

Que en el Acta de Santa Cruz de la Sierra, Bolivia, adoptada el día 30 de enero de 2002, el Consejo Presidencial Andino destacó la creciente importancia estratégica de la temática energética en el Hemisferio y de su interés para vigorizar la integración subregional andina, latinoamericana y hemisférica;

DECIDE:

Adoptar el siguiente

Marco General para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad

Capítulo IReglas fundamentales

Artículo 1.- La interconexión subregional de los sistemas eléctricos y el intercambio intracomunitario de electricidad entre los Países Miembros de la Comunidad Andina se hará conforme a las siguientes reglas:

1. Los Países Miembros no mantendrán discriminaciones de precios entre sus mercados nacionales y los mercados externos, ni discriminarán de cualquier otra manera en el tratamiento que concedan a los agentes internos y externos en cada País, tanto para la demanda como para la oferta de electricidad.

2. Los Países Miembros garantizarán el libre acceso a las líneas de interconexión internacional.

3. El uso físico de las interconexiones será consecuencia del despacho económico coordinado de los mercados, el cual será independiente de los contratos comerciales de compraventa de electricidad.

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4. Los contratos que se celebren para la compraventa intracomunitaria de electricidad serán únicamente de carácter comercial. Ningún contrato de compraventa podrá influir en el despacho económico de los sistemas.

5. La remuneración de la actividad del transporte de electricidad en los enlaces internacionales tendrá en cuenta que la aplicación del principio de libre acceso a los enlaces elimina la vinculación entre el flujo físico y los contratos de compraventa internacional de electricidad.

6. Los Países Miembros asegurarán condiciones competitivas en el mercado de electricidad, con precios y tarifas que reflejen costos económicos eficientes, evitando prácticas discriminatorias y abusos de posición dominante.

7. Los Países Miembros permitirán la libre contratación entre los agentes del mercado de electricidad de los Países, respetando los contratos suscritos de conformidad con la legislación y marcos regulatorios vigentes en cada País, sin establecer restricciones al cumplimiento de los mismos, adicionales a las estipuladas en los contratos para los mercados nacionales.

8. Los Países Miembros permitirán las transacciones internacionales de electricidad, de corto plazo.

9. Los Países Miembros promoverán la participación de la inversión privada en el desarrollo de la infraestructura de transporte de electricidad para las interconexiones internacionales.

10. Las rentas que se originen como resultado de la congestión de un enlace internacional no serán asignadas a los propietarios del mismo.

11. Los Países Miembros no concederán ningún tipo de subsidio a las exportaciones ni importaciones de electricidad; tampoco impondrán aranceles ni restricciones específicas a las importaciones o exportaciones intracomunitarias de electricidad.

12. Los precios de la electricidad en ambos extremos de los enlaces intracomunitarios deberán servir para valorar las transacciones internacionales de electricidad, de corto plazo, producto de los flujos físicos determinados por los despachos económicos coordinados.

Capítulo IIAgentes participantes en las transacciones internacionales

Artículo 2.- Las autorizaciones, licencias, permisos o concesiones para la actuación en el mercado de electricidad o para la realización de transacciones comerciales internacionales no podrán ser negados cuando el interesado haya cumplido los requisitos señalados en la normativa de cada País para sus propios agentes.

Artículo 3.- Un agente debidamente autorizado y habilitado para comercializar internacionalmente electricidad en un País Miembro podrá realizar este tipo de actividades en cualquiera de los demás Países Miembros.

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Artículo 4.- Los entes normativos y entes reguladores de los Países Miembros intercambiarán periódicamente información sobre la propiedad y la participación accionaria de los agentes en sus respectivos mercados.

Capítulo IIITratamiento de restricciones e inflexibilidades

Artículo 5.- Las restricciones e inflexibilidades operativas asociadas con las transacciones de importación y exportación serán tratadas en las mismas condiciones para agentes internos y externos.

Capítulo IVCargos adicionales en las transacciones

Artículo 6.- La importación y la exportación de electricidad estarán sujetas a los mismos cargos propios del sector eléctrico, que se aplican a la generación y demandas locales.

Capítulo VDesarrollo de los enlaces internacionales

Artículo 7.- Los Países Miembros establecerán mecanismos para la remuneración de la actividad del transporte de electricidad en los enlaces internacionales.

Artículo 8.- Los Países Miembros garantizarán un acceso libre, oportuno y transparente a la información que los organismos y los agentes del mercado requieran para la planificación de construcción de enlaces internacionales, incluyendo datos acerca de los recursos, oferta y demanda.

Artículo 9.- En los procesos de planificación de la expansión de los sistemas nacionales de transmisión y los enlaces internacionales, cada País Miembro tomará en cuenta la información de los demás Países, buscando coordinar la planificación con una visión de integración regional.

Artículo 10.- Los Países Miembros coordinarán los procesos dirigidos a la construcción de enlaces. En el caso de que dichos enlaces sean considerados como activos de uso común, la coordinación será efectuada por los organismos encargados de la licitación para su realización.

Capítulo VIRemuneración de potencia en las transacciones internacionales

Artículo 11.- Los reguladores de los Países Miembros propondrán una metodología para el cálculo del cargo de capacidad.

Los contratos de compraventa no serán incluidos en los mecanismos de cálculo para la asignación y pago del cargo de capacidad.

Capítulo VIITransacciones internacionales de electricidad de corto plazo

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Artículo 12.- El despacho económico de cada País considerará la oferta y la demanda de los Países de la Subregión equivalentes en los nodos de frontera. Los flujos en los enlaces internacionales y, en consecuencia, las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo, se originarán en el despacho coordinado entre Países, de conformidad con las respectivas regulaciones.

Artículo 13.- Las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo no estarán condicionadas a la existencia de excedentes y únicamente estarán limitadas por la capacidad de los enlaces internacionales.

Artículo 14.- Los administradores de los mercados nacionales de los Países Miembros serán los entes encargados de liquidar de manera coordinada las transacciones internacionales de electricidad. Para este fin, de conformidad con las respectivas regulaciones, los administradores de los mercados nacionales de los Países Miembros liquidarán de manera coordinada los intercambios internacionales de energía, a través de la suscripción de acuerdos de administración de los mercados, liquidación de las transacciones e intercambio de información.

Artículo 15.- Los operadores de los sistemas eléctricos de los Países Miembros celebrarán acuerdos para la coordinación de la operación de los enlaces internacionales.

Artículo 16.- Los administradores de los mercados de los Países Miembros constituirán garantías que cubran el monto esperado de las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo. La metodología para el cálculo de dichas garantías será desarrollada en conjunto por los reguladores. Sólo podrán efectuarse transacciones internacionales de electricidad de corto plazo si existen tales garantías.

Artículo 17.- Las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo serán consideradas en la asignación y pago del cargo por capacidad en condiciones similares a los agentes internos de cada País. En tal sentido, la importación o exportación recibirá o pagará, respectivamente, el cargo por capacidad.

Artículo 18.- La definición de los precios de la electricidad en cada lado de la frontera deberá considerar todos los cargos propios del sector eléctrico existentes en cada sistema y expresarse en dólares de los Estados Unidos de América.

Capítulo VIIIArmonización de normativas nacionales

Artículo 19.- Los Países Miembros impulsarán los cambios en sus respectivas normativas nacionales que promuevan la armonización de sus marcos normativos en materia de operación de interconexiones eléctricas y de transacciones comerciales de electricidad.

Capítulo IXMecanismo de Seguimiento

Artículo 20.- Se crea el Comité Andino de Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad. El Comité estará encargado de promover las

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normas que sean necesarias para alcanzar los objetivos previstos en el presente Marco General, incluyendo Resoluciones de la Secretaría General o Convenios.

El Comité también hará seguimiento a los compromisos en materia de armonización de normativas nacionales.

El Comité estará conformado por los titulares de los organismos normativos y de los organismos reguladores nacionales de los servicios de electricidad en cada uno de los Países Miembros, o por sus respectivos representantes.

El Comité adoptará su Reglamento Interno, el mismo que establecerá los mecanismos para su organización y funcionamiento y regulará las modalidades de participación y consulta a otros actores, tales como los operadores de los sistemas, los administradores de los mercados de electricidad y los agentes en los mercados.

Capítulo XDisposiciones Finales

Artículo 21.- Las empresas que participen en contratos internacionales para la compraventa intracomunitaria de electricidad podrán utilizar el sistema arbitral previsto en el Tratado de Creación del Tribunal de Justicia de la Comunidad Andina, con el fin de que la Secretaría General o el Tribunal de Justicia diriman las controversias que se puedan suscitar respecto de la aplicación o interpretación de aspectos contenidos en los contratos que suscriban a tal efecto.

Artículo 22.- Los Países Miembros dictarán las normas que sean necesarias para alcanzar los objetivos previstos en el presente Marco General, incluso a través de Convenios, los mismos que formarán parte del ordenamiento jurídico de la Comunidad Andina.

Conforme a lo previsto en el ordenamiento comunitario andino, la Secretaría General publicará los textos de los Convenios en la Gaceta Oficial del Acuerdo de Cartagena.

Mediante Resolución de la Secretaría General, y a propuesta del Comité Andino de Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad, se desarrollará la terminología y las definiciones comunes a ser aplicadas para la correcta interpretación de las normas contenidas en el presente Marco General y de las que de él se deriven.

Artículo 23.- Nada de lo previsto en la presente Decisión impedirá que los Países Miembros suscriban acuerdos con otros países de la región para promover la interconexión de sistemas eléctricos y el intercambio internacional de energía.

Capítulo XIDisposición Transitoria

Artículo 24.- La presente Decisión no será aplicable a Bolivia, hasta que este País solicite su incorporación a la misma. Para la incorporación de Bolivia no se requerirá modificar la Decisión, sino que bastará con que ese País notifique formalmente su intención a la Comisión de la Comunidad Andina. La incorporación será publicada en la

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Gaceta Oficial del Acuerdo de Cartagena. Entre tanto, las obligaciones y beneficios que se derivan del presente Marco General no serán aplicables a Bolivia.

Lo previsto en el párrafo anterior no impedirá que las autoridades de Bolivia puedan participar en las reuniones del Comité Andino de Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad.

Dada en la ciudad de Lima, Perú, a los diecinueve días del mes de diciembre del año dos mil dos.

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3.2 Anexo II - Datos estadísticos de interconexiones en América del Sur

Fuente: Síntesis estadística de CIER Año 2006 (Datos 2005) http://www.cier.org.uy/d06-sie/2006/bnr.jpg

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http://www.cier.org.uy/d06-sie/2006/bnr.jpg

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3.3 Anexo III – Reparto de rentas de congestión entre un sistema grande y uno pequeño

La caracterización de sistema grande y pequeño está dada por la pendiente de la curva de costos marginales del conjunto de la generación de cada uno de los países, que es la curva de oferta de energía del sistema para la demanda interior y para la exportación, si despreciamos los otros cargos que se incluyen en la oferta de exportación.

Supongamos que los dos países realizan comercio spot y el criterio de fijación de precios es el de precios de nodo y reparto de las rentas de congestión, presentado en 1.3.3.1. Es decir que la energía es vendida en el mercado comprador al precio spot final luego del comercio en dicho mercado y es comprada al precio spot en el mercado vendedor. Si el precio del mercado comprador es mayor que el del mercado vendedor debido a que la capacidad de transporte queda saturada, entonces se generan las rentas de congestión. Las mismas son repartidas entre ambos países en la proporción de la demanda de cada uno que es abastecida por el país vendedor. En ese caso al vendedor le corresponde una proporción igual al cociente (demanda del país vendedor + exportación) dividido demanda del país vendedor.

En los gráficos siguientes se denomina:• PAin y PBin a los precios spot (iguales a los costos marginales) iniciales antes del

comercio, del país vendedor y del país comprador respectivamente• PAfi y PBfi a los precios spot (iguales a los costos marginales) después del

comercio, del país vendedor y del país comprador respectivamente.

3.3.1 Interconexión relativamente pequeña frente a la demanda del país importador

Consideremos primero la situación en la que la interconexión es relativamente pequeña, respecto a la demanda del país importador es decir que los costos marginales finales de los dos países, luego de la realización del comercio, difieren mucho. Como la interconexión es pequeña, si bien contribuye a reducir los costos marginales del país comprador, los deja muy por encima de los del país vendedor.

En la gráfica siguiente, Caso 1, se muestra un sistema pequeño (B), que compra a un sistema grande (A), a través de una interconexión relativamente pequeña.

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La exportación de energía hace que el precio de A suba marginalmente de PAin a PAfi, que son prácticamente idénticos y hace descender de manera significativa el precio de B de PBin a PBfi. Como la interconexión es pequeña la diferencia de costos marginales finales PBfi – PAfi es grande.

Los beneficios de ambos países como resultado del comercio, antes del reparto de las rentas de congestión, son el área punteada para el país B pequeño y un valor prácticamente nulo para al país A (en realidad es el área por debajo de PAfi y por encima de la curva de oferta de A barrida por la cantidad exportada. La renta de congestión es el área sombreada, es decir el área (PBfi–PAfi).E , donde E es la cantidad de potencia exportada.

Si las rentas de congestión se reparten por partes iguales, la suma de beneficios del país pequeño seria mayor que la del país grande.

Si las rentas de congestión se reparten en proporción a las demandas abastecidas por el país exportador, el país pequeño recibe una pequeña proporción de las rentas de congestión igual a E/(Demanda de A + E). Como resultado, si las rentas de congestión son mayores que el beneficio de B antes del reparto de rentas de congestión, el país grande A obtiene la mayor parte de los beneficios del comercio.

3.3.1 Interconexión relativamente grande frente a la demanda del país comprador

Si la interconexión es relativamente grande, los costos marginales finales de ambos países son prácticamente idénticos, ya que la única diferencia entre ellos obedece a pérdidas marginales en el flujo de uno a otro extremo de la línea de interconexión. Esto se observa en el gráfico del Caso 2 siguiente.

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Renta de congestión

PBin

Oferta BPBfi

PAfi ≈ PAin

Exportación de A hacia B = capacidad de interconexión

Demanda de A Demanda de B

Oferta A

Beneficio de B Renta de congestión

PBinPBin

Oferta BPBfiPBfi

PAfi ≈ PAin



Oferta A

Beneficio de B

Caso 1) - INTERCONEXIÓN PEQUEÑA

Ahora las rentas de congestión son prácticamente nulas, o nulas.

El beneficio del país pequeño por el comercio es muy grande, medido por el área punteada. El beneficio del país grande es pequeño ya que no hay rentas de congestión para repartir.

Como se ve, el reparto porcentual de los beneficios del comercio internacional entre los mismos países puede variar muchísimo según el tamaño de la interconexión, si se aplica la regla indicada de reparto de las rentas de congestión.

Si la interconexión es pequeña respecto a la demanda del país importador y las rentas de congestión pertenecen al país vendedor o se reparten en proporción a la demanda del país vendedor y la demanda de importación, el país comprador pequeño tiene beneficios reducidos, como se ve en el caso 1.

Si la interconexión es mayor y prácticamente integra los mercados, los beneficios van casi íntegramente al país menor (regla general del comercio internacional de cualquier bien), como se ve en el caso 2.

Ampliar la capacidad de interconexión reduce o elimina las rentas de congestión. Por lo tanto si los beneficios del país vendedor en el comercio spot proceden de las rentas de congestión, el país vendedor puede tener incentivos para limitar el aumento de la capacidad de interconexión.

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Caso 2 - INTERCONEXIÓN GRANDE

Renta de congestión

Beneficio de B

PBin

Oferta B PAfi ≈ PBfi PAin



Oferta A

4 BIBLIOGRAFÍA

CENACE (2004) “Transacciones internacionales de electricidad – TIE, beneficios y experiencias”, Presentación del CENACE, Medellín, diciembre de 2004 para el Grupo de estudios de interconexión del Mercado Andino.http://www2.isa.com.co/Mcdo_Andino/Mcdo.Andino/Grupo_Desarrollo/Estudios-Ecuador-Colombia-Peru_Med_dic04.pdf

CENACE (2005) “Interconexiones Internacionales en la Región Andina: Experiencias, Situación Actual y Perspectivas” – CENACE – Ecuador, que se encuentra en la página web del CENACE, operador del sistema de Ecuador.

CENACE (2005) “Problemática del sector eléctrico ecuatorianoSoluciones de corto, mediano y largo plazos” Mayo de 2005. Presentación que se encuentra en la página web del CENACE.

CIER (2004): “Interconexiones Eléctricas Regionales de Sudamérica – Marco legal y Comercial, Resultados y Lecciones Aprendidas” Diciembre de 2004. Secretaría Ejecutiva de CIER, Montevideo, Uruguay.

CIER (2006) Síntesis estadística de CIER Año 2006 (Datos 2005) http://www.cier.org.uy/d06-sie/2006/bnr.jpg

Comunidad Andina de Naciones. Decisión 536 de la Comunidad Andina de NacionesMarco General para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad.

XM (2007) Informe de operación del sistema y administración del mercado. Administrador del mercado eléctrico de Colombia. Año 2006. http://sv06.xm.com.co/gmem/Servicios_Informacion/Publicaciones/InformesEmpresariales2006/operativo.pdf

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http://www.cier.org.uy/d06-sie/2006/bnr.jpg



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Experiencia del comercio internacional de electricidad en América