Con medio siglo de atraso, los países del Pacífico de Sudamérica comienzan a prepararse en serio para crear un mercado eléctrico integrado.

Decir que Sudamérica vive en el pasado de Europa o EE.UU. con seguridad no escandalizará a nadie. Otra cosa es afirmar que vivimos en el pasado del Norte de África. Pero es cierto, porque –si de interconexión eléctrica se trata– nuestro subcontinente es una creatura de Frankenstein con párkinson: cada mercado opera como si los otros no existieran por la falta de una red eléctrica en común.

No es por falta de visión. Hace medio siglo, la necesidad de dar vida a un mercado eléctrico integrado estaba tan clara que, en 1965, comenzó a operar con ese fin la Comisión de Integración Energética Regional (CIER). Había sido fundada un año antes por los entusiastas Argentina, Brasil, Bolivia, Chile, Paraguay y Uruguay. Las convulsiones políticas, el nacionalismo de las muchas dictaduras y el cortoplacismo de siempre llevaron a que perdiera toda relevancia.

Sin embargo, los vientos están cambiando. Los líderes son los países de la Comunidad Andina (CAN) y Chile, quienes, hace años, trabajan en la Iniciativa del Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (Sinea), labor que se apresta a dar frutos. “Para lograr una integración de los países, los esfuerzos se han puesto en la discusión de los temas regulatorios, con el fin de encontrar un marco que permita crear un mercado eléctrico regional, y para ello se ha propuesto que este mercado comience a operar en forma gradual, entre Colombia, Ecuador y Perú”, dice Paula Estévez Weinstein, jefa de la Unidad Internacional del Ministerio de Energía de Chile, y agrega que “una vez acordado un marco regulatorio para la operación de un mercado regional, debiese interconectarse Chile y Bolivia”.

Pero una cosa es la visión de los gobiernos y otra, complementaria o alternativa, la de las empresas privadas. “Desde la experiencia de ISA (la colombiana Interconexión Eléctrica S.A.), es muy claro que la viabilidad de una integración regional no depende exclusivamente del desarrollo de la infraestructura”, dice Andrés Villegas, gerente Interconexión Eléctrica Colombia­Panamá (ICP). A eso se agrega el que “la definición de las reglas [normatividad armonizada] es fundamental para asegurar la sustentabilidad de las soluciones. En ese sentido, antes de realizar cualquier nueva inversión es fundamental contar con una regulación que viabilice los intercambios y permita comercializar la energía”.

Diversos estudios realizados sobre el tema –continúa– “han identificado tres temas prioritarios a desarrollar: las reglas para el funcionamiento del mercado de corto plazo, el tratamiento de las rentas de congestión, y la conceptualización del tránsito de energía entre países”.

En el caso del primero de esos países, justamente, en agosto pasado el ministro de Energía chileno, Máximo Pacheco, anunció que ya hay negociaciones en marcha entre los actores del mercado de Perú y Chile para establecer las normativas de peaje, la licitación y la adjudicación de una conexión de 60 kilómetros entre la chilena Arica y la peruana Tacna. Se trata de una línea de 220 Kv capaz de transportar (en cualquiera de los sentidos) 300 mW, la que debe estar lista en 2020. La expectativa es que todos los miembros del Sinea estén en la red en 2021. Mientras, queda mucho trabajo por hacer y decidir. Por ejemplo, cómo se operará el sistema. En el caso de la interconexión eléctrica de Centroamérica se creó un centro de despacho regional y un regulador regional. No fue fácil, porque los reguladores nacionales se resistieron a ceder prerrogativas. ¿Se creerán esas dos instituciones en el Sinea? “Es parte de los análisis que se están realizando a nivel de la comunidad andina”, responde Estévez. “Por lo tanto, hoy no se dispone de una respuesta sobre esta problemática. Efectivamente hay países que están interconectados y no disponen de organismos supranacionales, sino más bien de organismos coordinadores. Por lo anterior, no se ha decidido cuál será el modelo funcional del mercado eléctrico regional”.

Decidirse

La nueva arquitectura de interconexión, de todas formas, es el cuerpo. También debe definirse su “espíritu”. Una cosa es tener conexiones a usar, principalmente, para emergencias; y otra, que se constituya en un mercado vigoroso. Para los países pequeños, como Ecuador, Paraguay y Uruguay, la segunda opción es claramente pura ganancia. En el caso de los países de tamaño medio, las opciones no son obvias. Así es como lo ve César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Integrado Nacional de Perú: “El Perú tiene que tomar una posición: o decide ser un país exportador y se dedica a atraer inversión para tener la suficiente capacidad de generación para exportar, o decide ser un país importador que aprovecha los recursos de otros países más baratos, o decide ser un país totalmente autónomo. Se tiene que tomar un camino”.

Para el ejecutivo a cargo del organismo que opera el sistema peruano, “en la actualidad el Perú tiene una reserva suficiente como para exportar pequeñas cantidades. Hasta 200 mW sería factible”. A lo anterior se suma que, “técnicamente, los sistemas [con los países vecinos] se pueden interconectar. Es muy factible”.

No se trata solo de soñar. “Los dos proyectos grandes que hay ya estudiados para conectarse con otro país y que permitirían exportar –dice– son uno con Ecuador y otro con Chile. Ambos exportarían en principio 1.000 mW en una primera etapa”. Por supuesto, no es gratis: se necesitan inversores. “Teniendo en cuenta que se exportarían 1.000 mW por cada lado, la inversión que habría que hacer es como mínimo tener esos 1.000 mW adicionales. Si pensamos que fuese a base de centrales hidroeléctricas [que sería lo más caro como costo de inversión] estaríamos hablando de US$2,5 millones por cada mW; serían en total de unos US$4.000 millones con líneas de transmisión incluidas para poder concretar un proyecto de exportación”.

Para Anthony Laub, socio principal de Laub & Quijandría en Lima y especialista en temas energéticos, las inversiones necesarias podrían ser menores, simplemente porque ya están hechas. “Hoy tenemos 40% de reserva –explica– que no se está utilizando, que está en capacidad ociosa. Están ingresando más o menos 2.000 mW más, que son hidro y que van a seguir llevando la aguja hacia arriba, porque la demanda en el Perú no está creciendo a los ritmos que se esperaba. Entonces tienes una acumulación de oferta, que no encuentra un correlato en la demanda”. Para él la pregunta es “si ya llegué yo a cubrir el mercado local, que está en 6.000 mW, y lo cubro largamente porque tengo arriba de los 8.000 mW, ¿no hace mucho más sentido comenzar a pensar, dado que mi mercado es relativamente chico y tengo un potencial hidroeléctrico y térmico grande, por qué no aprovechar ese potencial y comenzar a pensar en expandir mercados?”

Meta 2020

Chile parece ser el cliente más obvio. La entrada de electricidad peruana sería pura ganancia para las grandes operaciones mineras de su desértica zona fronteriza con el Perú. De hecho el país ni siquiera tiene un sistema unificado: sus minas se encuentran aisladas de la red de la zona centro­sur (SIC) y operan en un sistema­isla, el SING. No por mucho tiempo más, claro: con casi dos décadas de atraso, ya comenzó a construirse la conexión intranacional. Esto último no irá en detrimento de una conexión con el Perú, ya que este último consume los antes citados 6.000 mW, mientras que Chile consume 16.000. Para los analistas peruanos, dado que la energía peruana es tres veces menor por lo menos, cuando el norte de la nación andina austral se conecte con el resto de Chile, los generadores peruanos podrían vender al resto de ese país.

Por su parte, Estévez ve distinto el tema del potencial de la interconexión. La realidad indica que en este momento “el consumo promedio del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) es de aproximadamente unos 2.300 mW y la capacidad instalada del sistema es de aproximadamente 4.800 mW”. Por ello, y considerando el gran potencial solar de la zona norte de Chile, hoy los precios de energía del SING son relativamente competitivos, si se considera que podría ingresar una gran cantidad de proyectos solares en los próximos años. Por lo anterior, el diferencial de precios entre el SEIN y SING no es tan alta”. Sin embargo –puntualiza– “el escenario de análisis cambia si se considera la cercana interconexión del SIC con el SING, porque bajo esa hipótesis los diferenciales de precios sí son importantes”.

Más al norte, Colombia se encuentra reforzando su red existente para poder potenciar la interconexión eléctrica con Ecuador. Ello porque en 2019 se espera la entrada en operación de una gran proyecto de generación (Ituango), “lo cual permitirá mejorar la oferta energética y disponer de los medios requeridos para realizar las transacciones de energía [bajo un esquema regulatorio que fue previamente armonizado, y que se desarrolla a través de un despacho coordinado]”, revela Villegas.

También revivió el proyecto de interconexión con Panamá. Acordado formalmente en 2003, recién a principios de 2012 se anunciaba que la línea de transmisión con capacidad de 400 mW estaría operativa en 2014. En agosto de ese mismo año se suspendía por falta de financiamiento. No aparecían por ninguna parte los US$450 millones necesarios para hacerla. Irónicamente justo en el momento en que la región era inundada por el flujo de capital debido a la hiperliquidez global. Solo en julio de 2014, el proyecto se relanzó; se estima que recién en 2019 estarán terminados sus 600 kilómetros.

¿Ventajas? Colombia podría vender electricidad a la dinámica economía de Panamá y abastecer a los países de Centroamérica cada vez más afectados por las sequías intermitentes. En especial cuando el petróleo vuelva a subir y muchas centrales térmicas se hagan menos rentables. Desde Panamá es posible unir el futuro sistema regional (o el de Sinea) al Sistema de Interconexión Eléctrica Centroamericana (Siepac), que une los sistemas eléctricos centroamericanos. Lo hace usando una línea de transmisión de 300 megavatios, de 1.790 kilómetros, el cual va desde el país del istmo a Guatemala, conformando un mercado eléctrico unificado.}

[[wysiwyg_imageupload:6215:]]

La experiencia centroamericana

¿Es mejor que lo que había antes o no? René Castro, exministro de Medioambiente, Energía y Minería de Costa Rica, y que fue protagonista del proceso, cree que la respuesta es positiva. Por un lado, aunque “los precios tienden a converger [los estudios decían que hacia 5 centavos de dólar por Kwh, eso no está pasando aún]”, lo que sucede “por el bajo volumen de negocios (entre 3% y 5% de la capacidad y tamaño del mercado), cada país intenta jalar para su saco. Sin embargo, en 2014 mi país exportó US$5 millones e importó US$50 millones; aunque es modesto, todos ganamos y la energía de Costa Rica fue menos onerosa”. Por el otro, una segunda ventaja “es que los fenómenos climáticos no nos impactan a todos por igual ni al mismo tiempo. Entonces la red reduce la vulnerabilidad de cada país respecto a cuando estábamos aislados”.

Esto último no es menor, agrega este ingeniero civil, especializado en Economía Ambiental en Harvard: “El cambio climático es una realidad y la estamos sufriendo todos.
En Costa Rica tenemos un promedio de 93% de renovables, pero si hay un año muy seco dependemos de plantas térmicas fósiles”. Para él la respuesta de pasarse a térmicas de carbón “es un espejismo de precios bajos a costa de alta contaminación local [lluvia ácida] y de un enorme impacto global: el carbón emite como dos veces más CO2 que el petróleo por kW/h generado”.

Si hablamos de estargos climáticos, Venezuela tiene el potencial de evitar muchos tragos amargos si se hace real la interconexión. De hecho, este mismo año los efectos de El
Niño que estamos viviendo prometen sequía en ese país para los próximos meses. La conexión con Colombia ya existe. “Se inauguró en 1994. En ese momento, Venezuela tenía una situación excedentaria y se empezó a vender a la zona oriental de Colombia”, recuerda, en Houston, Lelis González, constructión manager de la venezolana Vepica, multinacional de ingeniería de capitales privados especializada en la industria energética.

No mucho más tarde, en 1997, Venezuela y Brasil se interconectaron por Cúcuta, en el estado de Bolívar. Para él, el retraso de la interconexión regional roza el escándalo: “El
norte de África está interconectado hace mucho, 25­30 años. Sucede que andamos, pareciera, con tantos problemas que el de la interconexión termina siendo de prioridad bien baja”. Para este ingeniero eléctrico es posible unir a toda Sudamérica usando los centros de despacho ya existentes. “Cada uno de ellos va a seguir manejando su sistema, y hay que agregar un nivel de automatización de estas nuevas conexiones. No
es complicado”.

Villegas, de ISA, ve opciones: “Mercados totalmente integrados [como el nórdico] pueden optar por un solo operador regional –opina– pero esquemas en transición, como los que podríamos tener en la región, conducen a soluciones distintas”. Así, la figura adoptada entre Colombia y Ecuador es de despacho coordinado, lo cual significa que hay una coordinación diaria entre los operadores nacionales; un paso más adelante está el
Siepac, que además de los operadores nacionales cuenta con un operador regional (EOR), responsable de operar y planificar el Sistema Eléctrico Regional y administrar el Mercado Eléctrico Regional”.

Más allá de lo anterior, aunque la interconexión vía las naciones de la costa del Pacífico (sumando a Venezuela) y, luego, unir a ella a Bolivia, Paraguay y Argentina suena como posible, la ‘frutilla’ gigante del postre es Brasil. Por ahora posee  conexiones operativas con Paraguay, Argentina y Uruguay. Respecto de este último, Eletrobrás acaba de inaugurar una segunda línea (de 500 kv) y planea una tercera.

¿Y Brasil?

Dicho esto, ahora que la segunda economía más grande de Sudamérica entró en recesión y que provocó una caída del 5% de su demanda eléctrica, parecería que el abastecimiento de electricidad no debiera ser un problema, pero lo es. La crisis hídrica de 2014 que se extiende hasta hoy, por sequía, lleva al uso de centrales térmicas para evitar el racionamiento. Por ello “sería ventajoso si los excedentes de energía de los países vecinos fuesen comercializados por un valor inferior al de la generación de las termoeléctricas”, sintetiza Paulo Furquim, especialista del Insper en Sao Paulo.

Para el analista, la integración regional posibilitaría “explorar más intensamente las ventajas comparativas, con reducciones de costos. También sería muy importante la reducción del riesgo de apagones”. Aun así, Furquim es pesimista sobre un avance rápido: “Las inversiones necesarias van a requerir la coordinación política entre los países, lo que no es de esperar en el cuadro de crisis política por el que pasan algunos países de la región”.

De todas formas, pasos que están siendo dados por algunos gobiernos podrían hacer avanzar con rapidez la integración. Es lo que orienta el fuerte activismo de Chile. “La última semana de agosto, el ministro Pacheco y la presidenta Bachelet estuvieron en Paraguay para firmar un memorándum de entendimiento (MOU), para trabajar en una posible interconexión con Paraguay”, revela Estévez. “A partir de lo anterior, ambos
gobiernos decidieron crear una comisión bilateral, para que estudie los mecanismos que viabilicen la interconexión eléctrica entre Chile y Paraguay”. Hace algunos meses, las autoridades chilenas autorizaron a la empresa AES Gener a utilizar una línea de transmisión prexistente, que une Mejillones y la central Salta en Argentina, para exportar energía a ese país. A partir de este septiembre, el tendido estará listo para realizar los
intercambios de energía.

Esa conexión, sumada a la del Perú y una eventual con Bolivia, puede llevar a una sorpresa a largo plazo: que Chile se convierta en un exportador de energía fotovoltaica.

La base está en algo que Furquim aclara: “Es interesante notar que el riesgo climático de una sequía no está correlacionado con el de la producción de otras fuentes de energía eléctrica, como la solar. De esa forma, la integración reduce el riesgo global de la oferta de energía eléctrica en América del Sur”.

Al respecto, Estévez es optimista, pero con cautela. “Si el desarrollo del mercado solar sigue el crecimiento actual –dice– es posible que en el mediano y largo plazo se logre exportar energía a los demás países de la región”. Lo anterior debido a un cambio tecnológico incremental que se encuentra cerca de masificarse: “Hoy ya se cuenta con tecnología confiable para el almacenamiento de energía [baterías] y se espera que los
costos de este tipo de tecnología disminuyan, y hagan competitiva la producción de energía solar no solamente durante el día”.

Villegas lo ve lejano. “Más que permitir un gran potencial exportador, estas soluciones están previstas para satisfacer necesidades locales de potencia por periodos breves, o para apoyar necesidades de energía (como complemento a generación local) por periodos mayores. No obstante, al igual que con la integración, la pieza fundamental del engranaje vuelve a ser la regulación, y esta no se encuentra todavía en una etapa madura”.

Habrá que hacerlo. Robert C. Armstrong, director del MIT Energy Initiative (Mitei), recuerda que “en 2050 la demanda de energía casi se doblará” en el continente. Por ello “los 25 terawatts de generación disponible en el norte de Chile” pueden hacer una gran diferencia si pueden distribuirse por Sudamérica.

¿Lo lograremos o el 2065 nos encontrará sin mercado eléctrico regional? “EE.UU. tiene cuatro subsistemas eléctricos que están perfectamente conectados. El beneficio que trae la interconexión no tiene precio. Es algo que tiene que hacerse”, pone –nunca mejor dicho– claro sobre oscuro González, de Vepica. Solo falta unir los puntos.