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INTERCAMBIOS ENERGÉTICOS EN LA REGIÓN
El sector eléctrico satisfizo con eficiencia y rapidez inusuales requerimientos del mercado. En los primeros años del proceso transformador se resolvieron las amenazas a la satisfacción de la demanda de energía evidenciadas durante 1989. En 1995, un importante aumento de la disponibilidad permitió sortear los riesgos en el cubrimiento de la demanda de potencia pico y en 1996 hubo importantes mejoras en la calidad del servicio del sistema
Era previsible que una industria que cubrió con rapidez y eficacia las necesidades del mercado local, pasase a una etapa de expansión hacia mercados vecinos

En 1991 se plasmó el acuerdo entre Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay para la constitución del Mercado Común del Sur (MERCOSUR). Desde entonces, la integración económica en la Región, bajo la forma de una unión aduanera imperfecta, ha tomado un fuerte impulso con el crecimiento del comercio intra y extrazona las transformaciones encaradas en las economías de los Países Miembros y las inversiones realizadas por el capital privado. En este contexto la integración en el MERCOSUR se presenta como una oportunidad para la industria energética argentina.

En lo que se refiere a integración energética, los países del MERCOSUR exhiben una importante experiencia previa a través de la concreción de los grandes aprovechamientos hidroeléctricos binacionales como Salto Grande ( Argentina, Uruguay ) Itaipú ( Brasil y Paraguay ) y Yacyretá ( Argentina - Paraguay ) que totalizan una potencia de 17.590 MW localizada en la cuenca del Río de la Plata.

Argentina se perfila como país exportador neto de energía. En hidrocarburos, exporta petróleo a Brasil , y petróleo y gas a Chile. En energía eléctrica se realizan intercambios marginales con Uruguay, Brasil y Paraguay. Están en esta marcha proyectos de exportación por 1.000 MW a Brasil y 700 MW a Chile impulsados por generadores locales.

 La regulación Argentina en materia de importación y exportación de energía eléctrica, permite concretar, previa autorización de la secretaría de energía, intercambios firmes por contratos ( potencia y energía ) en el Mercado a termino del MEM e intercambios de oportunidad ( excedentes de energía ) en el Mercado Spot del MEM.

Mapa del Mercosur

                                

Intercambios Argentina - Brasil

Se plantean dos hipótesis de exportación a Brasil: 2.500 MW y 1.000 MW. Estas exportaciones se han simulado como demandas firmes.

Las condiciones de competencia y la apertura implementadas en el mercado eléctrico argentino permitieron mejorar la disponibilidad del parque térmico existente, así como el ingreso de nuevos proyectos en cantidad superior al crecimiento de la demanda, y se genera excedentes de potencia térmica.

Un factor clave, asociado al ingreso de nuevos grupos térmicos, es la disponibilidad y precio del gas natural, así como los costos y tiempos de instalación de los nuevos ciclos combinados.

Los excedentes de generación térmica en el mercado argentino presentan costos competitivos respecto a las alternativas de la región. Esta situación, y la necesidad del sistema Sur - Sudoeste - Centro - Oeste del Brasil de contar con respaldo para el abastecimiento de su demanda ante bajas hidraulicidades, favorece el posible intercambio entre los dos países. Así mismo, los excedentes de generación hidráulica de Brasil encuentran un mercado alternativo en la Argentina.

Por otra parte el marco regulatorio argentino en materia de importación y exportación de energía eléctrica permite concretar, previa autorización de la Secretaría de Energía, intercambios firmes por contratos(potencia y energía) en el Mercado Térmico de MEM e intercambios de oportunidad (excedentes de energía) en el Mercado Spot de MEM.

Las factibilidades antes citadas se ven limitadas por los costos de las interconexiones a realizar y los excedentes en la capacidad de transporte de los sistemas existentes.

La potencia posible de intercambiar considerando las limitaciones antes citada representa un porcentaje relativamente bajo de la demanda del sistema Sur - sudoeste - Centro - Oeste Brasileño.

La gran capacidad de almacenar energía en los embalses del sistema Brasileño frente a su demanda propia le permite desplazar energía hidráulica disponible de un período del año a otro, dependiendo de la hidraulicidad y de las políticas operativas que se adopten. Dentro de estas políticas se encuentran los probables intercambios internacionales, los que dadas las características antes señaladas serán de un sentido uniforme durante períodos relativamente largos (exportación de excedentes hidráulicas en años ricos e importación de energía en años pobres).

El sistema Brasileño presenta oscilaciones muy pronunciadas de sus costos marginales, asociadas a la reserva de agua en los embalses. Durante períodos muy largos el costo marginal es cero (condición de vertimiento), y en otros períodos, también extensos, cuando la reserva de los embalses se reduce significativamente y persisten las condiciones de sequía, el costo marginal se aproxima al costo de falla.

Ambas situaciones suelen producirse durante varios meses consecutivos e, incluso, podrían extenderse a varios años. Las mismas condiciones se presentarían para el intercambio.

En base a lo anterior, de los múltiples escenarios posibles de intercambio, se podrían identificar tres estados característicos: importación o exportación plena, o intercambio nulo, los cuales se describen a continuación.

  • BRASIL POBRE Y CON BAJAS RESERVAS HIDRAULICAS: En este estado, Brasil requiere importación plena del mercado argentino durante todo el año.

  • BRASIL CON BAJAS RESERVAS HIDRAULICAS: En este estado, Brasil requiere importación plena del mercado argentino en el período mayo - octubre.

  • BRASIL RICO: En este estado, Brasil tiene excedentes exportables principalmente en el período de verano.

Los intercambios de energía que resulten de la operación real, para una capacidad determinada de interconexión, dependerán de la posibilidad de ocurrencia de cada una de las situaciones señaladas y en las intermedias.

CAMMESA señala que sobre la base de información hidrológica disponible del sistema brasileño, se estima que la probabilidad de ocurrencia de los intercambios de uno u otro sentido seria el siguiente:

Exportación plena a Brasil:

  • Durante todo el año, 20%

  • Durante el invierno, 20%

Exportación plena a Argentina restringida por el transporte argentino:

  • Durante el verano, 20%

El 40% complementario comprendería al resto de las múltiples situaciones de intercambio posibles.

En principio, las mismas están planteadas como subsistemas aislados de lMEM vinculados a nuevas instalaciones de generación.

 

Interconexión Área Norte de Chile

La primera interconexión, prevé abastecer un área del norte de Chile (demanda asociada a proyectos mineros) desde la provincia de Salta (próxima a la localidad de Güemes), por medio de un sistema de transmisión de 345KV y la instalación de una nueva central del tipo ciclo combinado ubicada en las proximidades de la Subestación Güemes del S.A.D.I..

A continuación se resumen las principales variables de este proyecto:

Demanda Chile (Norte): 300MW abril 1999/ 600MW enero 2001

Factor de carga: 0.913

Potencia instalada térmica Nueva Güemes: 300MW en 1999/ 600MW en

Tensión del vínculo eléctrico: 345KV

Nº de ternas: 1

Longitud: 408KM (Salta- Sico 265KM; Sico-Atacama 143KM)

Compensación reactiva de las líneas: 70MVAR en Salta y 70MVAR en Atacama

La Resolución SEyP Nº145/97 ha otorgado la autorización para el ingreso de Termoandes SA como agente generador del MEM, en su carácter de titular de la central térmica Nueva Güemes, para exportar energía eléctrica a la República de Chile sin vincularse inicialmente al SADI.

La operación de este sistema aislado del SADI, no afecta a la calidad ni la seguridad del mismo.

Esta nueva generación y transporte permitirá abastecer parte de la demanda del Sistema interconectado Norte Grande de Chile. Dicho sistema presentaría un crecimiento para el quinquenio 1996-2000 de alrededor del 60%, lo que representa aproximadamente 350 MW medios.

Esta generación reemplazaría potencial nuevo equipamiento carbonero como medio de abastecimiento del área.

Operando en forma aislada del SADI, los eventuales inconvenientes estarían en el abastecimiento de la demanda comprometida, la cual quedaría a expensas de la disponibilidad de la línea y/o de la generación.

El beneficio de una posible integración con el SADI sería el respaldo que este sistema podría brindarle a una parte de la futura demanda, ante la pérdida eventual de generación (Nueva Güemes), además de permitir colocar en el SADI los eventuales excedentes de generación. Como toda integración, ésta permite optimizar los recursos existentes en ambos sistemas, minimizando costos y riesgo.

CAMMESA estima que el área NOA, con el sistema de transporte actual, podría soportar una carga adicional del orden del 100/150MW hasta la entrada en servicio de los nuevos generadores o ante un desenganche de los mismo, para lo cual deberían existir los elementos de transformación adecuados a tal fin.

Si operase en paralelo con el SADI, la potencia adicional incrementaría la inercia del área NOA, y consecuentemente disminuiría la capacidad de exportación del área por los límites combinados con otros corredores, básicamente con el del corredor Comahue-GBA.

La operación interconectada requeriría automatismos para proteger la integridad del sistema regional ante pérdidas de generación, demandas o líneas. Ampliando la capacidad de transporte entre Güemes y Bracho disminuirían los problemas planteados.

Interconexión Área Cuyo

Se trata de la alimentación a la explotación minera denominada El Pachón , ubicada en la provincia de San Juan cerca del limite con la República de Chile, así como una explotación similar del lado chileno, en Los Pelambres.

Se plantea un sistema de 220KV conectado por el lado argentino a una futura generación de ciclo combinado en la localidad de Cañada Honda y del lado chileno, a Los Pelambres. Eventualmente se construiría un vinculo similar desde allí, continuando hasta la actual estación Los Vilos.

A continuación se resumen las principales variables de este proyecto:

Demandas:

El Pachón (Argentina): 85M<W media / 100 MW máxima.

Los Pelambres (Chile): 80MW media / 100MW máxima.

Hacia Los Vilos(Chile): 60MW.

Potencia instalada Térmica en Cañada Honda: 300MW.

Sistema de transporte:

Tensión: 220KV.

Nº de ternas: 2 (doble circuito).

Longitud ternas: Cañada Honda-Pachón 250KM.

Pachón-Pelambres 20KM.

Pelambres-Los Vilos 150/160KM sin compensación reactiva de las líneas.

La operación de este sistema aislado del SADI, no afecta la calidad ni la seguridad del mismo.