Mientras las fronteras son construcciones sociales que cambian históricamente y que se despliegan en territorios amplios en los que existen asimetrías complementarias entre dos o más Estados, los límites son definiciones político-administrativas fijadas de común acuerdo entre las partes. Los países de la región concibieron tradicionalmente la idea de integración como la conexión entre distintos países mediante una infraestructura energética. Pero, los países deben preocuparse no sólo por cómo conectarse, sino también por cómo aprovechar de la mejor manera posible los recursos energéticos a su disposición.
Colombia, Ecuador, Perú, Chile y Bolivia están avanzando hacia una integración de sus redes eléctricas dentro de un programa de amparo del Banco Mundial. Cuatro de estos países trabajarán para identificar la infraestructura necesaria a fin de establecer un corredor de energía eléctrica al interior de los países y en zonas de frontera. El objetivo principal es lograr una interconexión regional para enfrentar eventos de hidrología crítica en los países, que reducen la oferta de electricidad.
La integración depende de muchos factores, incluyendo algún tipo de complementariedad, es decir, que en un momento un país pueda proveer al otro de energía cuando le falta, y el otro retribuirlo de la misma forma, como si es posible hacerlo con Ecuador, por los regímenes de lluvia que facilitan la generación hidroeléctrica. Al mismo tiempo, los proyectos de integración energética regional requieren largos procesos de negociación, y varias veces también algunas concesiones. Algunos ejemplos de integración como el de Canadá y Estados Unidos o la Unión Europea demuestran la complejidad de los procesos, ellos llevan muchas décadas trabajando en esa relación.
Un megaproyecto, que supone inversiones por 950,6 millones de dólares y unir físicamente desde San Marcos, al poniente de Colombia, hasta la estación Crucero, en Chuquicamata –pasando por Ecuador, Perú e incluso llegando a Tarija, en Bolivia-, implica recorrer 2.536 kilómetros de líneas (de los cuales hay 213 ya hechos y 2.323 kilómetros deben construirse de cero) y varios escollos. Los más importantes: la dificultad de los países de ponerse de acuerdo en las condiciones para comprar y vender la electricidad y la tentación de cortar la energía cuando surjan conflictos políticos. Otra prioridad es avanzar en la fase de armonización regulatoria, que ha resultado bastante compleja teniendo en cuenta la magnitud del proyecto de integración.
En la actualidad, existen algunos casos de interconexión entre algunos países de la región. Por ejemplo, Ecuador y Colombia disfrutan desde 2003 de una infraestructura que permite la compra y venta de electricidad en ambos sentidos, mientras que Perú y Ecuador tienen un sistema que debe ser mejorado para permitir este intercambio.
En un informe del Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), de 2010, detalla que si se interconecta la red eléctrica de Colombia con Chile (sólo al Sistema Interconectado del Norte Grande, SING) hacia 2014, los costos marginales descenderían a valores cercanos a los 60 dólares/MW, baja que se agudizaría si también se unen las líneas con Bolivia. Hoy, el costo margina en el Norte Grande bordea los 120 dólares. Se prevé que costos marginales en el SING de 80 dólares para los próximos 10 años, por lo que la reducción de precios sería del orden de 25%.
¿Por qué baja la electricidad? Porque Chile tiene la energía más cara de la región. En Colombia, el estudio considera un precio de 20 dólares por MW para 2014, siendo del orden de los 30 dólares en Ecuador y de cerca de 50 dólares en Bolivia. Además, el reporte señala que Perú, Colombia y, en menor medida Ecuador, ampliarán sustancialmente su parque generador, principalmente recurriendo a la hidroelectricidad. La capacidad instalada hoy en Colombia es de 13.500 MW y, hacia 2018, será de 18.800 MW. Y si hoy el 66% de la energía colombiana proviene de fuentes hidroeléctricas, hacia finales de la década será del 72%.
Un hecho que facilita la interconexión regional es que varias empresas tienen presencia en distintos países de la zona. Enersis, controlada por Endesa España, desarrolla su mayor inversión hidroeléctrica en Colombia: la central El Quimbo, de 400 MW y de un costos de 837 millones de dólares. El grupo Suez, dueña de E-CL, entre otras centrales en Chile, también tiene presencia en Perú y AES Gener está en Colombia.
¿Cuál es el beneficio de la integración energética regional? Según el estudio, unos 3.400 millones de dólares entre 2014 y 2022. Un tercio de ellos son por beneficios ambientales y otros 2.919 millones de dólares por beneficios comerciales. El Ministerio de Minas y Energía de Colombia propuso inversión en activos de interconexión internacional y ajustes que el sistema local requiera para viabilizar la exportación de energía, sean remuneradas por el mercado regional. Que se den las condiciones para que el precio del a energía en cada país en ningún momento afecte la competitividad de las empresas locales. De igual manera, el gobierno colombiano considera que deben existir incentivos que promuevan la instalación de nueva capacidad de generación de energía destinada a la exportación. Es por eso que una de sus propuestas fundamentales es que exista un modelo de remuneración de infraestructura de transmisión similar al de la interconexión que se tiene prevista con Panamá. También deberá existir una empresa multinacional que ejerza la función de administrador del sistema de intercambios comerciales de energía para el mercado. Esto podría darse a través de la firma de contratos con los agentes del mercado regional (generadores y compradores) respaldados por garantías bancarias.
Estas inversiones son distribuidas de la siguiente manera:
Línea Colombia-Ecuador: San Marcos (Col) - Jamondino- Pifo (Ec), de 551 kilómetros y 1.500 MW. Tendrá un costo de 211 millones de dólares.
Línea Ecuador-Perú: Yaguachi (Ec) – Trujillo (Per), de 638 kilómetros y 1.000 MW, costaría 174 millones de dólares.
Línea de transmisión que irá desde La Guajira hasta el Sur de Chile, alcanzaría los 7.500 kilómetros. Es de notar que el estudio de factibilidad final definirá la distribución de inversiones que tendrá que hacer cada país por las líneas compartidas.
Interconexión Perú-Chile
Durante esta década Perú podría iniciar una exportación no tradicional hacia Chile: vender electricidad. El gobierno de Alan García está trabajando en dar forma a un proyecto que permitiría abastecer de energía eléctrica al Norte Grande chileno, y que cuenta con el apoyo de Santiago. Ello, posibilitaría cumplir dos antiguos anhelos, uno en cada lado de la frontera binacional. Por una parte, las mineras instaladas en la zona norte podrían tener acceso a energía más barata y, a su vez, Perú avanzaría en su objetivo de convertirse en un exportador energético regional.
El proyecto aún se encuentra en una etapa preliminar. Lo concreto es que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) de Perú está impulsando llamar a una licitación para que se construya una central termoeléctrica cerca de la frontera con Chile, que implicaría la unión de los sistemas eléctricos de ambos países. La planta térmica que promueve el gobierno peruano –vía modelo de concesión- usaría gas natural proveniente de una zona cercana a los yacimientos de Camisea y tendría una capacidad para producir 1.500 MW. Parte de esa energía sería vendida a compañías que opera en el norte chileno, principalmente las mineras.
Para transportar el gas natural el proyecto requiere la construcción de un gasoducto de una longitud de 1.085 kilómetros y que involucra unos US$ 1.500 millones de inversión. El ducto partiría de la zona de Camisea, cruzaría las regiones de Cusco, Arequipa, Puno y Moquegua, hasta conectar con el puerto de Ilo. La obra ya tiene un interesado. Se trata del consorcio Kuntur Transportadora de Gas, que integran la constructora brasileña Odebrecht y Latin Power, uno de los fondos administrados por la gestora estadounidense Conduit Capital Partners, con sede en Nueva York. Kuntur está avanzando en los estudios y recientemente entregó al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) el Estudio de Riesgos del Gasoducto Andino del Sur. La central y el gasoducto tardarían unos tres años y medio en construirse. En Perú estiman que hacia 2016 podrían estar operando ambas instalaciones.[1]
En forma paralela y en una fase más avanzada hay otra opción que permitiría exportar electricidad a Chile. Se trata de la central hidroeléctrica Inambari, que será la más grande de Perú y cuyo objetivo es suministrar energía a Brasil. Tendrá una potencia instalada de 2.000 MW y supone una inversión de 4.000 millones de dólares, incluyendo la línea de transmisión de 357 kilómetros que deberá construirse para transportar electricidad a la frontera con Brasil. Se ubicará en la confluencia de los departamentos de Puno, Madre de Dios y Cusco. Su construcción podría comenzar a fines de este año o inicios de 2012 y demoraría de cuatro a cinco años. El proyecto está siendo impulsado por el consorcio Egasur, integrado por las empresas brasileñas OAS, Electrobras y Furnas. Actualmente está en etapa de factibilidad técnico-económica, para evaluar el impacto ambiental y social.
En el Norte Grande las mineras ven con buenos ojos estos proyectos, porque son las mayores consumidoras de electricidad de Chile: compran casi el 90% de lo que se genera en el Norte Grande y demandan cerca de un 32% de la electricidad total del país. Según Cochilco, entre 2001 y 2009 el consumo de electricidad de parte de las mineras creció un 44,5%. Si bien en el Sing no hay déficit de energía (de hecho, la capacidad instalada supera en más de 50% a la demanda), el problema es que es la más cara de América Latina (ver informe anterior), lo que impacta la competitividad de la industria minera frente a sus pares de la región. En enero, el costo marginal promedio en el Sing, valor al cual están indexados a gran parte de los contratos de los grandes clientes, superó los 100 dólares por MWh. En Perú, los precios promedio de los contratos a clientes libres bordean los 50 dólares por MWh
Según César Butrón, presidente del COES-Sinac (Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional), una interconexión eléctrica en estos momentos no sería factible para nada, porque en el sur de Perú todavía no hay capacidad de líneas de transmisión para llevar más energía a esa parte de a Chile, ni hay generación propia instalada en esta zona[2]
Chile ha estado hace ya tiempo analizando posibilidades de integración eléctrica con países vecinos, concretamente con Argentina, con la cual se puede considerar que tiene integración gasifera, al existir gasoductos binacionales. La opción lógica que se levanta es el denominado “swap” entre Argentina y Chile. No obstante, en la industria indican que la única interconexión eléctrica de importancia que hay entre Chile y Argentina está en el norte, específicamente en el SING, pero ahí no hay problema y no tiene como llevarlo al SIC.
Hace unas semanas, en medio de las preocupaciones por el abastecimiento eléctrico chileno, Paraguay aseguró que venderá energía eléctrica a Chile. La energía será trasladada desde Paraguay hasta la represa binacional Salto Grande, entre Argentina y Uruguay[3]. Con todo, en Paraguay incluso ya se habla de los valores que tendrá tal venta para Chile: 120 dólares por MWh. Se venderá directo a las operadoras de energía, aunque el problema de Chile es que necesitan de energía continua y, por el problema de la infraestructura, a veces no se puede realizar.
Para poner en contexto. A partir del 15 de agosto de 2008, primero Chile, y luego Uruguay, se interesaron en la posibilidad de importar electricidad paraguaya. Estos países del Cono Sur de América no pueden acceder a electricidad barata en la región y ven en Paraguay como la mejor fuente de abastecimiento. De hecho, el 85% de la electricidad que se exporta en la región tiene su origen en Paraguay[4].
Al mismo tiempo, la integración entre los sistemas eléctricos de Chile es una tarea pendiente y, conforme el país avanza, los requerimientos se van haciendo mayores. Precisamente el amplio crecimiento de la industria minera ha despertado el interés de los privados para ofrecer una alternativa a estos clientes. La idea de construir una línea de transmisión que una a ambos sistemas buscar abastecer los nuevos proyectos mineros de la zona los que demandarán entre 100 MW y 250 MW cada uno.
Pero en el sistema eléctrico, hay otros puntos críticos o de alto consumo como lo es Santiago, tiene cerca del 50% del SIC. De hecho, algunos analistas explican que cuando mejoran las condiciones económicas crece a tasas más altas la demanda eléctrica en la zona, lo que va a hacer que Santiago necesite reforzar su sistema. Otro punto que puede originar crisis dentro del SIC es la dependencia que existe sobre la hidroelectricidad. Un escenario ajustado es el que podría originarse este año en el SIC producto de la falta de agua en embalses, ya que un 40% de la generación es hidroeléctrica. Normalmente hay 12.000 MW de capacidad instalada, en circunstancias que ante un escenario de baja disponibilidad de agua esto puede bajar a 7.000 MW para una demanda de 6.400 MW, lo que provoca un escenario ajustado, por ello el gobierno dictó el decreto de racionamiento. El punto donde más se inyecta energía al SIC es en el nudo Charrúa, en la región del Biobío. Se encuentran importantes centrales hidroeléctricas y termoeléctricas que en su conjunto aportan en torno a los 2.500 MW, un poco más de la demanda del SING. Entre Ovalle y Copiapó no hay mucho desarrollo energético, por lo que existe la mayor cantidad de proyectos termoeléctricos pues se trata de generación más barata y que es propicia para desarrollar en la zona, debido a que es posible la construcción de puertos para los embarques de carbón.
[1] La Tercera, “Perú impulsa complejo eléctrico en la frontera con Chile para llevar energía al norte”, (27/2)
[2] La Segunda, “Integración eléctrica entre Chile y Perú sería inviable en el corto y mediano plazo”, (16/2)
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