Tesis UTFSM - Intregracion de un mercado electrico en sudamerica.

1. 1
UNIVERSIDAD TECNICA FEDERICO SANTA MARIA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA
INTEGRACION DE UN MERCADO ELÉCTRICO
REGIONAL EN AMÉRICA DEL SUR
Tesis de grado presentada por
Oscar Toledo Maldonado
Nelson Villalobos Valenzuela
Como requisito parcial para optar al grado de
Magíster en Economía Energética
Profesor Guía
Dr. Ing. Alejandro Sáez Carreño
Profesor Correferente
MSc. Ing. Juan Carlos Araneda Tapia
Agosto 2010

2. 2
UNIVERSIDAD TÉCNICA FEDERICO SANTA MARÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA
MAGISTER EN ECONOMÍA ENERGETICA
TITULO DE LA TESIS:
INTEGRACION DE UN MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL EN AMÉRICA DEL
SUR
AUTOR:
Oscar Toledo Maldonado
Nelson Villalobos Valenzuela
TRABAJO DE TESIS, presentado en cumplimiento parcial de los requisitos para el
Grado de Magíster en Economía Energética del Departamento de Ingeniería
Mecánica de la Universidad Técnica Federico Santa María
Dr. Ing. Alejandro Sáez Carreño……………………………………………………………….
MSc. Ing. Juan Carlos Araneda Tapia ………………………………………………
Santiago, Chile Agosto de 2010

3. 3
Dedico esta tesis a mi familia.
Oscar Toledo Maldonado
Dedico este trabajo a mi Esposa Elena y a mis
3 hijas quienes me apoyaron en forma
constante para cumplir este importante logro.
Nelson Villalobos Valenzuela

4. 4
RESUMEN
En términos económicos América del Sur posee un importante potencial energético, con reservas de
hidrocarburos y un alto potencial de recursos hídricos para la generación de energía eléctrica. Sin
embargo las transacciones entre los mercados energéticos no han alcanzado todavía un nivel de
desarrollo significativo. El inicio de la apertura energética comenzó hace dos décadas con reducidos
suministros en zona de frontera, intercambios de oportunidad en electricidad, gasoductos con venta
firme de gas y centrales binacionales. A pesar de los avances, el proceso de integración sigue
pendiente, careciendo de mecanismos flexibles que permitan conciliar las distintas agendas
energéticas, políticas económicas y técnicas de los países involucrados en zonas de mutua influencia.
En la presente tesis de titulación se elaboró una propuesta de análisis y fundamentos para establecer
un mercado eléctrico regional en América del Sur evaluando las variables técnicas económicas, legales
y geopolíticas.
En primer lugar se desarrolló el marco teórico con una investigación bibliográfica y documental,
estudiando las diferentes etapas por las cuales ha pasado la integración energética, evaluando los
modelos de políticas económicas y sus resultados. Posteriormente en el contexto del estudió se revisó
los elementos a considerar para el comercio internacional de electricidad, analizando los diferentes
tipos de comercio y contratos que se pueden realizar en un mercado de transacciones de electricidad,
revisando las características de las interconexiones binacionales existentes en el MERCOSUR y la
CAN. En segundo lugar, basado en el concepto de los pilares de la integración, se identificó las Reglas,
los Recursos y las Redes realizando un análisis de riesgos a nivel cualitativo. Se desarrolló
posteriormente una metodología para determinar y evaluar una interconexión eléctrica internacional.
Se identificó una oportunidad para una interconexión entre Chile y Perú, el cual fue estudiado en un
análisis de caso, donde se cuantificaron los beneficios económicos de las transacciones de electricidad.
Dichos intercambios se estimaron al considerar la instalación de una línea de transmisión, optimizando
las características técnicas y los puntos de interconexión. Los resultados económicos permiten
visualizar que las interconexiones debieran desarrollarse como alternativas razonables en las
perspectivas del negocio energético regional.
Finalmente en base al análisis, antecedentes bibliográficos y estudios, se identificaron las barreras y
las medidas que permitirán en el mediano plazo, la integración de un mercado eléctrico regional en
América del Sur

5. 5
ABSTRACT
In economic terms, South America has a significant power potential, with reserves of hydrocarbons and
a high potential of water resources for power generation. However, the transactions between the energy
markets have not yet reached a significant level of development. The start of the opening energy began
two decades ago with reduced supplies in border areas, exchanges of opportunity in electricity, gas
pipelines and gas firm sale and power unit between countries. Despite progress, the process of
integration is on the agenda of the region, lack of flexible mechanisms to reconcile the different agendas
energy, economic and technical policies of the countries involved areas of mutual influence.
In this diploma thesis is elaborated a proposal for the analysis and rationale for establishing a regional
electricity market in South America to evaluate the technical variables of economic, legal and
geopolitical. .
First the theoretical framework was developed with a bibliographic and documentary, exploring the
different stages through which has passed the energy integration, evaluating the economic policy models
and outcomes. Later in the studied context, it was revised the items to consider for international trade in
electricity, analyzing different types of trade and contracts that can be performed in an electricity market
transactions, reviewing the characteristics of the existing bi-national interconnections in MERCOSUR
and CAN. Secondly, based on the concept of the pillars of integration, identified the Rules, Resources
and Networks by a risk analysis on a qualitative level. Subsequently developed a methodology to identify
and evaluate international electrical interconnection. .
We identified an opportunity for an interconnection between Chile and Peru, which was studied in a case
study, which quantified the economic benefits of electricity transactions. These exchanges were
estimated by considering the installation of a transmission line, optimizing the technical characteristics
and points of interconnection. The economic results can visualize the interconnections should be
developed reasonable alternatives in the prospects of regional energy business. .
Finally, based on the analysis, and bibliographic studies, we identified barriers and measures that will in
the medium term, the integration of a regional electricity market in South America.

6. 6
GLOSARIO
ALALC: Asociación Latinoamericana de Libre Comercio
ANEEL: Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Argentina)
ANDE: Administración Nacional de Electricidad (Paraguay)
CAF: Corporación Andina de Fomento
CAN: Comunidad Andina de Naciones
CANREL: Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad del CAN
CIER : Comité de Interconexiones Eléctricas Regionales
CDEC-SING: Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Eléctrico del Norte Grande
CEPAL: Centro de Estudios para América Latina
CNE: Comisión Nacional de Energía (Chile)
CENACE: Generadores y Distribuidores-Comercializadores (Colombia)
CIER: Comité de Integración Energética Regional
COES SINAC: Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (Perú)
GOPLAN: Grupo Técnico de los Organismos Planificadores de los Sectores Eléctricos del CAN
HVAC: Sistema de corriente alterna en alta tensión (del inglés High Voltaje Alternate Current)
HVDC: Sistema de corriente directa en alta tensión (del inglés High Voltaje Direct Current)
ISA: Empresa de servicios de administración, operación y transporte de energía eléctrica (Colombia)
MERCOSUR: Mercado de Comercio del Sur
OCDE: Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico
MAE: Mercado Mayorista de Energía (Argentina)
MEM: Mercado Eléctrico Mayorista (Argentina)
OLADE: Organización Latinoamericano de Energía
PIB: Producto Interno Bruto
SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (Perú)
SCADA: Sistema de control adquisición y datos variables eléctricas
URSEA: Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (Uruguay)

7. 7
INDICE
INTRODUCCION 1
CAPITULO I MARCO TEÓRICO
1.1 Antecedentes históricos de la Integración regional 4
1.2 Antecedentes históricos de la economía regional 6
1.3 Antecedentes técnicos para una integración eléctrica regional 8
1.4 Antecedentes de integración subregional 12
CAPÍTULO II ANTECEDENTES PARA LA INTEGRACION REGIONAL
2.1 Características a considerar para el comercio internacional de electricidad 14
2.2 Particularidades técnicas del comercio internacional de electricidad 18
2.3 Aspectos políticos e institucionales del comercio de electricidad 19
2.4 Proyectos que originan las interconexiones regionales 21
2.5 Tipos de comercio internacional de electricidad 22
2.6 Estado de la integración eléctrica regional 25
CAPÍTULO III ANALISIS DE RIESGOS DE LA INTEGRACION REGIONAL
3.1 Análisis de riesgos de la integración del MERCOSUR 27
3.2 Análisis de riesgos de la integración del CAN 37
3.3 Riesgo de las redes en la interconexión eléctrica en el CAN 44
3.4 Riesgo de las reglas en la interconexión eléctrica en el CAN 46
3.5 Análisis de riesgos de los recursos 51
3.6 Análisis del riesgo Geopolítico 59
CAPITULO IV METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE LA INTEGRACION
4.1 Introducción 62
4.2 Metodología 62
4.3 Fase I, motivación 63
4.4 Fase II, Prefactibilidad 64
4.5 Fase III, Factibilidad 68
4.6 Fase IV, Acuerdos 70

8. 8
CAPITULO V ANÁLISIS DE CASO INTERCONEXION CHILE-PERU
5.1 El escenario de estudio 73
5.2 Definición del proyecto de interconexión 77
5.3 Estimación de los costos marginales para la interconexión Chile-Perú 79
5.4 Estimación de los beneficios económicos de la interconexión Chile-Perú 85
5.5 Análisis de los beneficios de los intercambios de energía 91
5.6 Estimación de Inversión para la interconexión Chile-Perú 93
CAPITULO VI ANÁLISIS DEL PROBLEMA 102
CONCLUSIONES 115
8. ANEXOS
Anexo A:
Citas Bibliográficas
Anexo B:
Estimación de las pérdidas eléctricas para el análisis de caso.

9. 1
INTRODUCCION
En los últimos años la economía mundial ha mostrado una tendencia a la integración de mercados
buscando aprovechar las ventajas comparativas y competitivas que esta estrategia ofrece.
El sector eléctrico desempeña un importante papel en la dinámica económica de la gran mayoría de los
países y no es ajeno a este fenómeno y por esto su mercado muestra tendencias de integración
regional que apuntan a la conformación de mercados eléctricos comunes para varios países, por ello,
las empresas del sector eléctrico deben enfocar sus esfuerzos hacia este objetivo pues este es el
panorama del mercado en el mediano y largo plazo.
La conformación de un mercado interior de la energía desde sus orígenes ha perseguido dos objetivos
fundamentales: por un lado mejorar la competitividad de la industria comunitaria y por otro promover
mejoras en la calidad del suministro a los consumidores. Para lograr estos objetivos tan ambiciosos, se
busca avanzar en la consolidación de mercados energéticos competitivos y eficientes donde el precio
de la energía recoja los verdaderos costos de su suministro.
El intercambio de energía entre países modifica los flujos de potencia por las líneas de cada sistema
eléctrico en particular y su utilización. El costo asociado a las mismas debe ser reasignado entre los
distintos usuarios, independientemente de la regulación particular de los mercados mayoristas de cada
país participante del mercado regional, que podrá establecer un mayor o menor grado de competencia.
La Comunidad Europea entendió la necesidad de una política energética común, con la integración de
los mercados eléctricos de las naciones que la conforman, lo cual se consolidó en el Tratado de la
Unión Europea de 1992. Esta política se logró implementar en el decenio pasado y permitió cumplir los
objetivos de; Aumentar la seguridad de suministro; Disminuir los precios; Respetar el medio ambiente y
Fomentar el ahorro energético.
En el caso de América del Sur existen muchos recursos energéticos y reservas, que pueden ser
utilizados para suministrar en forma económica y segura los requerimientos de la región. Sin embargo
se deben eliminar las actuales barreras que impiden la integración efectiva de los mercados eléctricos,
lo cual requiere no tan solo el desarrollo de nuevos sistemas de transmisión para unir las diferentes
naciones, sino que también elaborar normas y regulaciones para la inversión pública-privada y la
definición de la operación del mercado común.
La Región de América del Sur es productora excedentaria de insumos energéticos y exportador neto,
sin embargo los recursos no se encuentran distribuidos de manera uniforme. Las reservas de
combustibles fósiles y renovables presentan en su conjunto un superávit, sin embargo pocos países

10. 2
tienen la capacidad para exportarlos, mientras que la mayoría de los países debe importar parte de su
consumo.
Actualmente existen varios acuerdos y proyectos de integración binacional de mercados eléctricos;
Brasil-Uruguay; Brasil-Paraguay; Brasil-Argentina; Colombia-Ecuador, los que representan progresos
innegables en materia de interconexiones sin embargo aun se está lejos de poder hablar de mercados
eléctricos regionales integrados, lo que supone una vinculación estructural entre los agentes privados y
públicos de mercado con el propósito de reducir costos y aumentar la confiabilidad de suministro,
careciendo la región de instrumentos vinculantes, ni una institucionalidad supranacional (como en el
caso de la comunidad económica europea) que trabajen en este sentido. En América del Sur la
formación de los precios de la energía eléctrica en el mercado spot es un resultado inmediato de la
operación óptima sujeta a restricciones de seguridad, mediante procedimiento regulado a partir de los
costos variables empleados en el despacho de cada país.
Un proceso de integración requiere de mecanismos flexibles al interior de los países que permitan
conciliar las distintas agendas energéticas, políticas, económicas y técnicas de los países involucrados
en zonas de mutua influencia, donde se debe considerar el clima político y económico que permita
promover la concurrencia de inversiones destinadas a la infraestructura energética comercial regional,
de manera que se pueda minimizar los riesgos no comerciales asociados a la inversión y reducir y/o
eliminar restricciones comerciales. Actualmente se observan en la Región, dos proyectos de desarrollo
diferentes. Uno basado en la economía de mercado y el otro en el Estado gestor. En el primer caso
están países como Chile, Colombia y Perú y en el segundo está claramente Venezuela y Bolivia.
Argentina, Brasil y Uruguay están en una situación intermedia. Por lo tanto, con la creciente necesidad
de generar mercados eléctricos integrados, sustentables para garantizar el crecimiento económico de
las naciones que conforman la región, surge la necesidad de preguntarse:
1) ¿Cuáles son los beneficios estimados en una integración de un mercado eléctrico regional?
2) ¿Cómo implementar un mercado eléctrico regional?
3) ¿Cuáles son las barreras y las medidas que permitirán en el mediano plazo la integración de un
mercado eléctrico regional en América del Sur?
El objetivo general planteado en respuesta a esas preguntas es desarrollar una propuesta de análisis y
fundamentos para la constitución de un mercado común de electricidad en América del Sur,
considerando las variables técnicas, económicas, legales y geopolíticas.
Los objetivos específicos son:
• Analizar la situación actual de la integración eléctrica en América del Sur.
• Realizar un análisis de riesgo de la integración regional.
• Proponer una metodología para evaluar la interconexión eléctrica regional
• Analizar a través de un estudio de caso, los beneficios de la integración eléctrica regional.

11. 3
• Analizar las actuales barreras y proponer medidas para retirar las barreras para la integración.
El trabajo está dividido en 5 capítulos. En el capítulo 1 se desarrolló el marco teórico, donde se realizó
una investigación bibliográfica a través de la búsqueda de publicaciones, revistas universitarias,
informes de organismos de investigación, documentos presentados en congresos, conferencias, para
recoger antecedentes de integración regional, la situación de la economía regional y antecedentes
técnicos de integración de mercados eléctricos.
El capítulo 2 se desarrolló los antecedentes generales para la integración de un mercado eléctrico
común, la propuesta de análisis de interconexión, la metodología para analizar los diferentes
escenarios de interconexión entre los distintos países de la región.
En el capítulo 3 se investigó cuales son los mayores riesgos para la integración. Se desarrolló un
análisis a partir del concepto de los 3 pilares fundamentales; las Reglas, las Redes y los Recursos para
la integración en el MERCOSUR y el CAN, investigando los aspectos legales, los aspectos de
infraestructura eléctrica y la disponibilidad de insumos energéticos, aspectos esenciales que influyen en
la toma de decisiones en los diferentes países de la región para definir una integración regional. Se
consideró los potenciales riesgos geopolíticos para la integración energética de Chile.
En el capítulo 4 se presenta una metodología para evaluar una interconexión eléctrica internacional. Se
analiza los diferentes aspectos relacionado a los estudios; Energético, Ambiental, Eléctrico, Normativo,
Operativo, Económico y Financiero y los acuerdos operativos y comerciales.
En el capítulo 5 se realizó un estudio de análisis de caso, estimando los posibles beneficios
económicos, suponiendo en el mediano plazo la realización de transacciones internacionales de
electricidad entre Chile y Perú. Dichos intercambios se estiman al considerar la instalación de una línea
de transmisión, optimizando las características técnicas, su ubicación geográfica y los puntos de
interconexión. Se proyectan los costos marginales de energía para la interconexión par un período de 7
años comprendido entre el 2015-2022 Los beneficios económicos desde el punto de vista de la oferta
de energía se calculan en base al margen operacional del sector eléctrico. Esto es la diferencia entre la
valorización (a costo marginal ) de las inyecciones de energía de las centrales del sistema eléctrico del
Perú que despachan energía desde subestación Montalvo hacia la subestación Crucero en Chile.
Finalmente se elaboran el análisis y las conclusiones donde se presentan y las actuales barreras y
proponer medidas para retirar las barreras para la integración regional, presentando las conclusiones
del informe.

12. 4
CAPITULO I
MARCO TEORICO
1.1 Antecedentes históricos de Integración regional
Bolognesi (1986) señala que el límite político, así como aparece en el trazado de los mapas, es la línea
de demarcación de juridicciones nacionales. Marca discontinuidades, más que continuidades y muchas
veces interrumpe áreas que de otro modo serian una unidad desde el punto de vista de la convivencia
humana. El límite político señala el ámbito territorial de centros de decisión soberanos que, como tal,
aplican sus propias políticas monetarias, crediticias y fiscales, influyen en la estructuración del espacio y
ponen barreras a la libre circulación de bienes y factores productivos. Sin embargo la proximidad y las
leyes económicas crean una zona de tránsito donde los habitantes obtienen ventajas de las políticas
aplicadas a ambos lados de la frontera.
Milet (2007) define la Integración regional como un concepto amplio, que no considera sólo nociones
económicas, sino también variables políticas, sociales y culturales. La integración regional en América
del Sur ha pasado por tres etapas, relacionadas con el sistema económico en boga, como también con
el pensamiento político. La primera, etapa voluntarista entre 1950 hasta mediados de los años 70,
donde se caracteriza por una realidad de pos guerra, con influencia de la CEPAL con su política de
promoción de la industrialización. Caracterizado por un marco de protección arancelaria y no
arancelaria. El rol fundamental del Estado en el impulso del desarrollo, tuvo doble asidero en la
integración. El desarrollo industrial requería cierta intervención a nivel micro y macroeconómico, e
incluso participación directa. Además, de paliar las desventajas de los países con menor desarrollo
relativo, que debían optar por la industria subregional frente a la posibilidad de importar a menor costo.
Otro elemento central de los procesos desarrollados durante este período es que buscaban avances
graduales pero progresivos hacia metas predeterminadas. Todos los acuerdos suscritos en este período
establecían compromisos rígidos, para lograr establecer un arancel común, en determinados número de
años. Estos finalmente no se cumplían o sólo parcialmente. .A pesar de estas deficiencias, durante los
60 el intercambio recíproco se constituyó en factor dinamizador del comercio exterior, además se creó
infraestructura común y algunas instituciones. En 1960, se originó la Asociación Latinoamericana de
Libre Comercio (ALALC), proceso que fracasó. Este fracaso generó el surgimiento de dos nuevas
iniciativas subregionales. En 1969, el Pacto Andino entre Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú, Venezuela y
Chile y el Tratado de la Cuenca del Plata entre Argentina, Brasil, Uruguay, Paraguay y Bolivia.
La segunda etapa revisionista (fines de los años 70-80s) donde se puso énfasis en la “integración
informal” y la “integración por proyectos”. Se ensayaron mecanismos de comercio compensado, de

13. 5
trueque y otras modalidades de corte más bien bilateral que multilateral. Esto se evidenció por ejemplo
en el Grupo Andino. Así el Protocolo de Quito de 1987: flexibilizó los compromisos andinos de liberalizar
el comercio y de adoptar el arancel externo común, postergando indefinidamente el compromiso original
de establecer una Unión Aduanera. En este marco es que en 1980 surge la ALADI, Asociación
Latinoamericana de Integración. Formada por Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Cuba (desde
1999), Ecuador, México, Paraguay, Perú, Uruguay y Venezuela. Principios generales: Pluralismo en
materia política y económica. Convergencia progresiva hacia la formación de un mercado común
latinoamericano. Flexibilidad y tratamiento diferencial en cuanto al nivel de desarrollo de los países. Y
una multiplicidad en concertación de instrumentos comerciales.
La tercera Etapa pragmática a partir de la década de 1990, con un marco de una gradual convergencia
económica y política de los países de la región. Se busca que la integración sea compatible con el
esfuerzo de mejorar la competitividad internacional, según la CEPAL la integración debe contribuir al
cumplimiento de “los objetivos específicos de fortalecer la inserción internacional, favorecer la
articulación productiva e inducir la interacción creativa entres los agentes públicos y privados”. Noción
del regionalismo abierto, dirigida al aumento de intercambio entre los miembros, el logro de un arancel
externo común bajo y la búsqueda de nuevos socios para América Latina. Procesos de apertura
comercial, con márgenes preferenciales cada vez menores favorecen una mayor multi-lateralización de
la integración. Idea de compromisos realistas y concretos, que reconozcan la existencia de los costos
de la integración y de sus obstáculos.
En el año 1969, Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador y Perú firmaron un acuerdo de integración y
cooperación regional denominado el Pacto Andino. Este agrupamiento después de una fase inicial de
resultados relativamente exitosos, pasó a enfrentar un largo período de estancamiento y retroceso. La
falta de coordinación de las políticas cambiarias y el no cumplimiento de las obligaciones y de plazos
pactados, sumado a los severos problemas de balanza de pagos ocasionados por la crisis de la deuda
a partir del decenio de 1980, desencadenó un proceso de desintegración entre los países de la región
según lo señalado por Hisrt (1997). Chile se retiró el año 1976. En el año 1997, se creó la Comunidad
Andina de Naciones (CAN) y en 2003 se establece un Plan de Integración de Desarrollo Social.
Posteriormente, en el año 2006 Chile ingresó en calidad de país miembro asociado de la Comunidad
Andina, con lo cual puede participar en los distintos órganos e instituciones del Sistema Andino
Integrado (SAI), entre los cuales se encuentra el Parlamento Andino, creado en el año 1979. Asimismo,
se estableció el derecho de nuestro país a participar con derecho a voz, tanto en las reuniones
ordinarias como extraordinarias de los órganos e instituciones políticas y técnicas del SAI.
El tratado de la Cuenca de la Plata firmado por Argentina, Bolivia, Brasil, Paraguay y Uruguay en el año
1969 estableció un tratado de integración regional, con el objetivo principal de promover el desarrollo

14. 6
armónico y la integración física de la cuenca de la Plata, en sus áreas de influencia directa y
ponderable. El tratado de la cuenca de la Plata pretendió identificar áreas de interés común y la
realización de estudios, programas y obras, así como lograr desarrollar los entendimientos operativos y
los instrumentos jurídicos necesarios que propendan, en el sistema hidrográfico de los ríos de Cuenca.
Desde su aprobación se ha establecidos acuerdos multinacionales entre sus países miembros,
desarrollándose grandes centrales hidroeléctricas; Itaipú 12.600 MW, Yacyretá 3.100 MW y Salto
Grande 1.800 MW con la consiguiente integración de mercados eléctricos regionales.
Por otro lado con miras a otorgar una proyección regional de integración, Argentina y Brasil acordaron
en marzo de 1991 la creación del MERCOSUR, con la incorporación de Paraguay y Uruguay.
Conducidos por un consejo formado por los ministros de Relaciones Exteriores y de Economía de los
cuatro países esta iniciativa prevé; a) la libre circulación de bienes, servicios y factores productivos entre
los cuatro países miembros. b) el establecimiento de un arancel externo común y la adopción de una
política comercial común en relación con terceros estados c) la coordinación de políticas
macroeconómicas y sectoriales entre los estados miembros; d) el compromisos de estos estados de
armonizar sus legislaciones en las áreas correspondientes. Giuliucci (2000) señala que Brasil vislumbró
en el MERCOSUR, la necesidad de establecer una estrategia progresiva de apertura del proceso
económico que debía estar necesariamente interrelacionada con la conducción de la política externa
brasileña, y que permitiera hacer viable la integración económica sub-regional y regional.
1.2 Antecedentes históricos de Ia economía regional.
Devlin.R y Moguillansky (2009) señalan que como región, América del Sur no ha obtenido
históricamente buenos resultados económicos. Desde la era colonial, ha tenido que contemplar que
sucesivos países la dejaran atrás en término de Producto Interno Bruto (PIB) per cápita; muchos de
ellos, cuya situación era de extrema pobreza, pasaron a ocupar los peldaños más altos en la escala de
ingresos mundiales. En la última mitad del siglo XX, el fortalecimiento y el mejoramiento de la calidad
de la inserción internacional de Estados Unidos, fue un pilar significativo para que los países de la
región pudieran participar con éxito en un proceso de cerrar brecha de ingresos con respecto a los
países ricos. En ese contexto el desarrollo de la exportación fue un instrumento importante para
estimular la inversión, la innovación y el crecimiento. El papel de la exportación se vio respaldado por
las tasas de crecimiento del comercio y el financiamiento internacional, que alcanzaron niveles sin
precedentes. Sin embargo, casi todos los países que lograron equipararse abordaron la cuestión de la
integración y el desarrollo de la exportación por vías diferentes
De acuerdo a lo indicado por Reyes. G (2001), durante la década de 1960, las economías de la región
tuvieron características propias de lo que en ese entonces se esperaba fueran las naciones en

15. 7
desarrollo. Las exportaciones primarias dominaban el comercio internacional y la concentración de la
dependencia productiva variaba, pero en general se mantuvo con índices altos. La industria contribuía
con alrededor de un 22% del (PBI) teniendo un rango que iba desde 11% en Bolivia hasta un 25% en
Brasil. Una característica muy importante de las economías de la región en los años sesenta fue el
desarrollo de la industria y la diversificación de las nuevas líneas de exportación. El notable aumento de
la producción industrial fue sostenido por el modelo de crecimiento basado en la sustitución de las
importaciones. En la mayor parte de los países de la región, estos años se caracterizaron por la caída
de los coeficientes de importación y por la reducida capacidad exporadora de bienes industriales. Cabe
señalar que las iniciativas de integración en la región que se iniciaron en los 60-70 no demostraron ser
una variable tan importante para la expansión económica como se esperaba.
Para 1982 casi todos los países de América del Sur habían sido afectados por la más profunda y
prolongada recesión económica de los últimos 50 años. Aunque las fuerza externas fueron
determinantes en el agravamiento de la crisis, otros factores no menos importantes actuaron, como por
ejemplo la inconsistencia en el manejo de las políticas económicas, especialmente en cuanto a la
adopción de medidas que favorecieran, sin previsión, altos niveles de endeudamiento externo, el
aumento del gasto interno y las políticas de estabilización de precios basadas en el manejo casi único
de las tasas de cambio. Para enfrentar este escenario, cuyo problema se agravaban debido al problema
de la deuda externa, las naciones de la región llevaron a cabo los procesos de ajustes. Los mismos se
iniciaron en 1982 y duraron, en una primera fase, hasta 1990. Entre las repercusiones se registró una
importante reducción en el PIB per capita y el consumo interno. El coeficiente de inversión en la región
cayó de manera constante, alcanzando sus mínimos niveles en 1987. A partir de este año este
indicador ha experimentado una lenta recuperación, hasta alcanzar un 22% del PIB para 1989. No
obstante este último nivel ha mejorado, encontrándose por debajo de las cifras que se tenían a
principios de los ochenta.
En la década de 1990 un factor económico significativo en términos del comercio internacional que
mostraron los países de la región, fue un uso más intenso de los recursos naturales en un marco en
donde las exportaciones aumentaron. La tasa de exportación se elevó de 11% del total del PIB en 1980
a 16% en 1990 y 19% en 1998. En general y no obstante su intensificación, la participación de los
productos primarios en las exportaciones ha mostrado una menor proporción con respecto a los bienes
industriales manufacturados, cuya participación se ha incrementado. La evidencia es que estos bienes
industriales se han basado en la transformación de materias primas del sector primario. A pesar de este
esfuerzo en el comercio internacional, es de señalar que la posición de América del Sur se mantiene
aún rezagada con respecto a los países asiáticos.
De acuerdo a datos estadísticos del Banco Mundial, si se analiza los países de la región en forma

16. 8
individual, se aprecia que desde 1960, salvo escasas excepciones, han sufrido retrasos en el camino
hacia la convergencia. Al comparar década por década el PIB per cápita como un porcentaje del PIB
per cápita promedio de los países ricos de la OCDE, se observa un desempeño deficiente de la región.
Gráfico 1.1 Países de la región: PIB per cápita como porcentaje del promedio de la OCDE
Fuente: Banco Mundial, Word Development Indicators, 2009
1.3 Antecedentes técnicos para una integración eléctrica regional
Husson (2004) señala que la integración eléctrica es un concepto con contenido técnico preciso, ya que
implica el despacho conjunto o al menos coordinado, de los recursos eléctricos. Sin embargo, no
siempre se respeta ese contenido, ya que se tiende a hablar de integración cuando esa situación no
está configurada. Por ejemplo, en el MERCOSUR, hay una coordinación de despachos entre Argentina
y Uruguay. Los demás intercambios eléctricos de la región responden más a una compraventa

17. 9
internacional de energía que a una verdadera integración. Si se analizan las interconexiones eléctricas
internacionales desde el punto de vista de su operación física puede distinguirse varios niveles de
coordinación entre los despachos, que se muestran en la tabla 1.1, donde también se registra el grado
de armonización requerido en las reglas de los sistemas a interconectar.
Tabla 1.1 Tipo de Interconexión eléctrico Internacional
Fuente: Husson.G (2004)
Armonizar reglas sólo en lo necesario para permitir un tipo dado de intercambio, es lo que se denomina
comúnmente, establecer simetrías mínimas. Si se atiende a la participación del insumo eléctrico en el
conjunto de la economía nacional, parece claro que la selección del nivel de integración no puede ser
una decisión tomada exclusivamente con una óptica sectorial. Conceptualmente, el nivel de integración
eléctrico se debe corresponder con el nivel general de integración de las economías nacionales, ya que
en otro caso pueden amenazarse o cederse ventajas relativas de carácter general a cambio de obtener
beneficios sectoriales, aspectos geopolíticos que serán tratados en el capítulo 3.
En relación con el análisis de las simetrías mínimas, este permite establecer que estas pueden
reducirse a tratar exclusivamente lo atinente a transacciones de energía, potencia, y peajes de
transmisión.
El tratamiento dado a la exportación o importación de energía eléctrica corresponde a una demanda o
una generación en frontera. Una exportación realizada en esos términos será equivalente a una
demanda en frontera en el sistema exportador y a una generación en frontera para el sistema
importador. En tal caso, por ejemplo, le corresponderán: En el mercado exportador: todos los cargos

18. 10
establecidos para las demandas; En el mercado importador: todas las remuneraciones y cargos
establecidos para las generaciones, inclusive cargos por capacidad y pagos por transporte y reservas.
Por su parte, las compras de energía asociadas al pago de capacidad o compras firmes se debieran
implementar mediante contratos de largo plazo, para garantizar el abastecimiento a la demanda y la
inversión a la oferta. Deberá tenerse presente que compras de energía sin pago de capacidad, no
promoverán la inversión en nueva generación destinada a la exportación en el sistema exportador.
Si un mercado importador no paga capacidad al exportador, entonces no correspondería remunerar en
este último, el costo marginal de la oferta correspondiente a demanda local más la exportación, ya que
se estaría afectando el equilibrio entre oferta y demanda, y se otorgaría renta a los generadores locales
aumentando el pago de los consumidores en el país exportador, sin beneficios para estos últimos, ya
que no sería promovida la expansión de la oferta local por ese tipo de exportación.
En este tipo de situaciones corresponderá distinguir entre precio interno y precio de exportación y
verificar que los intercambios entre sistemas tiendan a ser balanceados en el largo plazo. El gráfico 1.2
muestra el incremento del costo marginal del sistema eléctrico en función del nivel de potencia
despachada con los precios sancionados en ambos casos.
Gráfico 1.2 Precio de de energía para mercado interno y de exportación
Fuente: Husson.G (2004)
Debe entenderse que por detrás de la decisión de pagar capacidad en los intercambios internacionales
se encuentra el concepto de seguridad de abastecimiento. Si por motivos estratégicos se opta por el
autoabastecimiento, la capacidad instalada en cada país deberá dimensionarse para cubrir su
demanda, los intercambios serán sólo de oportunidad y no corresponderá el pago internacional por
capacidad. Si en cambio, se aceptan los riesgos y se le quita a la energía eléctrica el carácter

19. 11
estratégico, entonces se tratará de intercambios programados a largo plazo y corresponderá pago por
capacidad. En última instancia, la decisión de pagar o no capacidad en los intercambios está
correlacionada con la aceptación que la inversión en nueva capacidad se instale más allá de las
fronteras nacionales, siendo esa aceptación y confianza en las decisiones del otro país uno de los
elementos esenciales de un proceso de integración económica.
En relación con las tarifas de la transmisión sólo se trata de acordar los peajes en los Enlaces
Internacionales pues, atendiendo a que las reglas internas de cada sistema son distintas, los costos
internos de transmisión se pueden incluir en el precio ofertado para la energía en frontera. Para fijar el
peaje de un enlace, deben reconocerse: Los costos incurridos, y el riesgo asumido en la inversión.
Por su parte, cobrar peaje a los intercambios de oportunidad afecta la eficiencia de una operación
integrada o coordinada ya que incrementa los costos marginales de los mercados, por lo que
normalmente los peajes se suelen cargar sobre los intercambios firmes por contrato. En relación a la
inversión en sistemas de transmisión internacional, el inversionista privado en transmisión se interesa
en arbitrar precios entre sistemas. Arbitrar entre sistemas es comprar al Precio A en el sistema A y
vender en el sistema B al Precio B. Como se ve en la gráfico 1.3, donde se puede observar el precio en
los dos sistemas interconectados, al incrementar la capacidad de intercambio el diferencial de precios
se reduce, introduciendo un límite a la inversión privada.
Gráfico 1.3 Precio de peajes en sistemas de transmisión internacional.
Fuente: Husson.G (2004)
Para el inversor privado, el arbitraje más interesante es aquel que resulta del Enlace congestionado, es
decir, operando al máximo de la capacidad de intercambio ya que en otra condición los precios A y B
serán prácticamente iguales salvo pérdidas en el Enlace.

20. 12
El interés del inversor de utilizar al máximo los Enlaces y el hecho de que se pueda accionar
técnicamente sobre la capacidad, reduciéndola, y así incrementando la renta, ha inducido a muchos
Reguladores a no otorgar al inversor dicha renta de arbitraje, denominada renta de congestión, producto
del diferencial de precios por la capacidad del Enlace.
Debido a la baja renta que resulta de los activos de interconexión si esa renta no se otorga al inversor,
esa decisión suele conducir a que la inversión en Enlaces Internacionales se realice a riesgo de los
Estados o los consumidores.
1.4 Antecedentes de Integración subregional.
El 1° de marzo de 2003 comenzó a operar la primera interconexión de potencia entre los sistemas
eléctricos de Colombia y Ecuador. El proceso de integración eléctrica de los países de la Comunidad
Andina de Naciones (CAN) ha conducido una eficacia y su análisis permita extraer enseñanzas para
transitar el proceso de integración eléctrica regional.
Al momento de decidir la creación del Mercado Eléctrico Andino había interconexiones entre los
sistemas eléctricos nacionales, aunque de importancia secundaria. El proceso de integración eléctrica
andina condujo a la puesta en servicio de una Interconexión en 230 kV entre Pasco (Colombia) y Quito
(Ecuador) de 240 MW de capacidad. En cuanto al ordenamiento jurídico del Mercado Eléctrico se
estableció un marco general para la Interconexión subregional, cuyos aspectos centrales son los
siguientes:
.
a) Tratamiento de la exportación y la importación: La exportación será considerada como una demanda
en frontera mientras que la importación será considerada como una generación en frontera.
b) Concepto de Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE): Los intercambios entre países se
concretan mediante TIE de corto plazo (spot) realizadas entre los despachos nacionales. Las
transacciones resultan cuando los despachos programan de forma coordinada (integración parcial) la
operación. Es decir, las TIE se ofertan, se aceptan y se programan entre los despachos el día previo al
de operación y no se limitan a la existencia de excedentes.
c) Enlaces al servicio de las TIE: Los Enlaces internacionales tienen por objetivo servir a las
transacciones de corto plazo en lugar de a los contratos firmes. Adicionalmente, las rentas de
congestión no se otorgan al operador del Enlace.
d) Contratos de compraventa internacional: Si bien aún no se ha autorizado la firma de contratos, la
decisión prevé que éstos sólo serán financieros, es decir que fijan el precio del suministro pero no

21. 13
otorgan garantía de abastecimiento, no admitiéndose contratos que resulten en transacciones
obligadas.
En esos términos, para cada hora “h”, cada uno de los despachos elabora y pone a disposición del otro,
la curva escalonada Precio/Potencia que resulta posible exportar luego de abastecer la demanda
nacional prevista en esa hora. El precio ofertado será monómico, es decir, tendrá un solo término,
correspondiente al valor de la energía y estará expresado en U$S/MWh. Ese precio reunirá todos los
cargos que pagaría una demanda nacional ubicada en el nodo frontera: capacidad, cargos de
transmisión, reservas, regulación, etc.
Para esa hora, cada despacho considerará su precio ofertado en frontera para 0 MW de exportación,
disminuido en un porcentaje, fijado de momento en el 8%, como precio máximo de importación y
comparará con la curva ofertada por el otro, resultando de ello la conveniencia de importar y cuanto.
Para obtener el orden de mérito de la oferta, el despacho importador (que ve la oferta del otro como una
generación en frontera) procederá a descontar de ese precio monómico en frontera los cargos que
correspondería remunerar a un generador propio, hasta obtener el costo variable de producción con el
cual lo considerará en su curva de costos marginales.
En el gráfico 1.4 se muestra un caso posible de exportación desde el sistema peruano. Este resulta
despachando máquinas de hasta 55 USD/MWh ya que el precio máximo de compra en el sistema
ecuatoriano corresponde a su precio de exportación cero (60 USD/MWh) reducido en el 8%, resultando
55,2 USD/MWh.
Gráfico 1.4 Simulación arbitraje de precios interconexión Ecuador-Perú
Fuente: Husson.G (2004)

22. 14
CAPITULO II
ANTECEDENTES PARA LA INTEGRACIÓN REGIONAL
2.1 Características a considerar para el comercio internacional de electricidad
De acuerdo a lo señalado por Larrañaga (2007), el sector eléctrico presenta algunas características
técnicas y económicas que le son propias y especiales, que lo singularizan con respecto a la gran
mayoría de los sectores productivos. A continuación se presentan esas características y como ellas
influyen en el comercio internacional de electricidad y la integración.
2.1.1 Carácter esencial del servicio eléctrico
El sector eléctrico proporciona un insumo que es imprescindible en casi todas las actividades
productivas, y que se encuentra entre las necesidades básicas de las familias. Las crisis en el
suministro eléctrico a nivel de generación, que ocurren en ocasiones en algunos países, evidencian la
existencia de una relación en el corto plazo, entre bienestar material y consumo de energía eléctrica.
Los racionamientos en el suministro o aún los riesgos de desabastecimiento, si no son administrados de
manera racional, pueden ocasionar un impacto muy fuerte en el nivel de actividad económica.
Las controversias sobre el abastecimiento internacional de electricidad tendrán entonces una
importancia mayor que las de otros bienes cualesquiera, y el país vendedor podrá adquirir sobre el
comprador una ventaja estratégica capaz de afectar todo el conjunto de las relaciones bilaterales.
2.1.2 Existencia en el sector de economías de escala
El sector eléctrico se caracteriza por la existencia de rendimientos crecientes de escala en gran
parte de sus actividades, algunas de las cuales constituyen monopolios naturales. La
generación de energía eléctrica presenta economías de escala, dentro de cierto rango de potencias
y dependiendo de las circunstancias locales, si bien en general no se constituye en un monopolio
natural en los sistemas eléctricos interconectados.
La generación térmica mediante gas natural, que representa en la actualidad la mayor parte de las
ampliaciones de generación térmica en la región, presenta rendimientos a escala crecientes
significativos en la tecnología de ciclos combinados hasta potencias del orden de 200-400 MW y en
menor grado hasta 800 MW. La generación hidráulica presenta en buena parte también un fenómeno
de economías de escala. Una gran parte del potencial hidroeléctrico explotable comercialmente en el
mundo y en la región, se concentra en centrales con potencias del orden de centenares o aún miles de
MW de capacidad instalada. Un caso extremo a ese respecto es el de Paraguay, donde las dos
centrales hidráulicas binacionales de Itaipú y Yacyretá serán capaces de abastecer la demanda de ese
país por tiempo prácticamente indefinido.

23. 15
2.1.3 Necesidad de una coordinación centralizada de la generación y transmisión.
El sector eléctrico, como ningún otro, requiere un ajuste muy preciso entre oferta y demanda, instante a
instante, y esto hace necesaria una coordinación centralizada de las operaciones de generación y
transporte de energía. Una vez producida la energía eléctrica no puede ser almacenada de manera
económica. Cualquier variación instantánea de la demanda de energía eléctrica debe ser compensada
por una variación en la energía mecánica que proporcionan los motores primarios de las centrales, pues
de lo contrario los rotores de los generadores se acelerarían o frenarían, y la frecuencia del sistema
variaría de manera inadmisible. Este balance instantáneo, además de requerir de controles automáticos
en las centrales, hace necesario un monitoreo constante del sistema de generación, realizado en forma
centralizada. Por otra parte, dadas la energía demandada y la energía generada en cada punto del
sistema, los flujos de potencia en los distintos elementos de la red de transmisión (líneas aéreas, cables
subterráneos, transformadores, etc.), no pueden asignarse arbitrariamente, como en un problema de
transporte de cargas cualquiera. Por el contrario, la potencia trasmitida por cada elemento, resulta de
leyes físicas, a partir de las potencias inyectadas y demandadas en cada punto de la red y de las
características técnicas de líneas, cables y transformadores. A su vez, esos elementos de la red, tienen
una capacidad máxima de transmisión de potencia. Si se intenta exceder la misma, corre riesgo la
integridad de los equipos, o bien el sistema eléctrico en su conjunto puede ser incapaz de mantener su
funcionamiento estable. Para el caso del comercio internacional, esto hace los tránsitos de energía
puedan involucrar países que geográficamente no se encuentran entre los que comercian, y sigan
trayectorias difícilmente predecibles sin realizar flujos de carga. Por todo lo anterior, el sistema eléctrico
de generación y transmisión, requiere la existencia de una función de control, coordinación y comando
de la operación, realizada en forma centralizada por un operador técnico del sistema, que mantenga el
balance entre oferta y demanda de energía en cada momento y la estabilidad eléctrica del sistema. Se
requiere que los generadores presten al sistema una serie de servicios complementarios, además de la
generación de energía. Este sistema no puede quedar librado a la suma de decisiones individuales no
coordinadas.
Por las mismas razones, si en un sistema de generación se establece un mercado de corto plazo, por
ejemplo horario, para la energía y otros servicios complementarios que prestan los generadores, deberá
necesariamente tratarse de un mercado regulado, por dos razones; Por las restricciones técnicas
descritas antes, que hacen necesario un orden que sólo puede provenir de alguna forma de regulación,
establecida por las autoridades públicas o como resultado de un acuerdo del conjunto de los
participantes del mercado; Porque los servicios complementarios son un bien público, es decir un bien
cuyo empleo por un consumidor no excluye su usufructo por otros consumidores.

24. 16
2.1.4 Existencia de activos cuantiosos y específicos al sector
El sector eléctrico se caracteriza por el empleo de activos que son a la vez sumamente costosos y
totalmente específicos a la actividad del sector. Por una parte, el sector eléctrico es uno de los más
intensivos en inversión. Por otro lado los activos que emplea el sector eléctrico son totalmente
específicos al sector y en algunos casos específicos a una transacción en especial dentro del sector. En
economía se emplea la denominación activos específicos, para calificar a aquellos que no tienen ningún
uso alternativo fuera del sector o de la transacción para los que están destinados originalmente. Así por
ejemplo, una línea de transmisión que vincula una central de generación a la red interconectada, es un
activo específico a esa función. Una vez que se ha invertido en la línea, el costo y las pérdidas por su
desmontaje para aprovechar parte de los equipos en otro uso es tan grande, que hace casi inviable la
operación. En el ámbito del comercio internacional de energía eléctrica esto da lugar a cuantiosos
costos de transacción asociados el desarrollo de contratos internacionales de suministro, cuando el
vendedor o el comprador deban construir activos específicos a esa transacción.
2.1.5 Dificultad del transporte internacional de electricidad
La energía eléctrica es probablemente el energético con dificultades mayores para su transporte
internacional: sólo puede transportarse mediante líneas de alta o extra alta tensión en corriente alterna o
continua, o si se requiere atravesar superficies marítimas, lo que es mucho menos frecuente, mediante
cables submarinos de corriente continúa.
Las inversiones requeridas para la interconexión internacional son tan grandes, que los sistemas
eléctricos de la mayor parte de los países del mundo se han diseñado históricamente como sistemas
esencialmente aislados, o débilmente interconectados. Por lo anterior, los procesos de integración
eléctrica entre naciones, están aún en una etapa inicial en la mayor parte del mundo.
En América del Sur la interconexión eléctrica internacional ha tenido impulso en los últimos veinticinco
años, con la construcción de proyectos de generación hidráulica binacionales, y más recientemente con
la realización de algunos proyectos de interconexión binacional. La capacidad de comercio internacional
de energía eléctrica de la gran mayoría de los países es limitada y casi todos deben cubrir su demanda
esencialmente con recursos propios. La débil interconexión eléctrica entre países y el carácter esencial
del suministro eléctrico hacen que la generación sea un sector crítico en la política energética: los
errores de planificación o ejecución de inversiones, o la insuficiencia de los incentivos de mercado para
la inversión, pueden ocasionar crisis de abastecimiento que se prolongan por meses o aún años.
Por la importancia aún reducida del comercio internacional en la mayor parte de los sistemas eléctricos,
una gran parte de los marcos regulatorios de la actividad de generación y los mercados competitivos
para la generación, se han diseñado inicialmente pensando en sistemas esencialmente
autoabastecidos.

25. 17
2.1.6 Necesidad de análisis de largo plazo de la expansión del sistema de generación.
En la generación eléctrica la función de planificar el sector en el largo plazo es esencial, sea realizada
por organismos públicos o bien por las empresas como parte de sus estudios de mercado y proyectos
de inversión en el entorno competitivo. Los equipos de generación tienen vida útil muy prolongada, del
orden de treinta o más años y una vez instalados no son ya removidos hasta el fin de su vida útil. Por
otra parte, la demanda de energía eléctrica es en general creciente en todo el mundo, si bien las tasas
de crecimiento varían mucho entre países. Los plazos de desarrollo de los proyectos de generación
pueden ser muy prolongados. La instalación de turbinas a gas, motores de combustión interna o
centrales eólicas tiene plazos de construcción y montaje del orden de uno a dos años (si no se
considera la posibilidad de esperas entre la firma del contrato y el inicio de la construcción). El
desarrollo de una central de ciclo de vapor a carbón insume cuatro o cinco años. Un proyecto de
generación descentralizada con biomasas puede construirse en un par de años, pero si es necesario
desarrollar plantaciones forestales específicas este plazo se multiplica. En la generación eléctrica, los
mecanismos de mercado competitivo que se han implantado en los últimos años tienden en algunos
países a limitar o incluso a eliminar el papel de la planificación centralizada de las ampliaciones del
sistema realizada por organismos públicos. No obstante, las empresas mantienen su necesidad de
prever la evolución futura del sistema de generación, y de realizar proyectos de inversión con un
horizonte de tiempo prolongado, funciones típicas de la planificación.
2.1.7 Peculiaridades de los sistemas de generación hidráulica.
En América del Sur los fenómenos climatológicos del El Niño o La Niña, según la región del continente
de que se trate, están asociados a déficit persistente y profundo de las precipitaciones, generando
fuertes variaciones en la disponibilidad de energía hidroeléctrica. Como consecuencia, en la regulación
normativa y en la planificación de los sistemas de generación hidráulica, siempre está presente el riesgo
de falla, más prolongada y profunda que si el sistema fuese térmico, ya que diseñar el sistema para
evitar casi por completo ese riesgo sería económicamente inviable. La variabilidad de la generación
hidráulica se traslada también a los costos marginales del sistema de generación, y a los precios del
mercado spot de energía. Las implicaciones sobre el comercio internacional de electricidad son muy
fuertes:
El país exportador en un contrato de suministro internacional esta expuesto con una probabilidad no
despreciable a contingencias en las que peligra el suministro de la demanda local, poniendo en conflicto
este objetivo con la exportación.
Como los costos marginales del país exportador son aleatorios, puede haber riesgos significativos en
los costos de abastecimiento que un generador o comercializador experimenta por exportar, con lo que
puede aparecer un comportamiento especulativo al fijar los precios de los contratos de exportación, o

26. 18
incluso francamente oportunista, si el generador no está dispuesto a honrar el contrato cuando
experimenta pérdidas.
En el comercio spot, cualquier país puede llegar a situarse en una posición de extrema debilidad
negociadora como comprador, si se encuentra en situación de riesgo de falla.
2.2 Particularidades técnicas del comercio internacional.
Las características señaladas con anterioridad hacen necesario que junto a la energía eléctrica se
requiere identificar otros servicios asociados susceptibles de ser comerciados internacionalmente, estos
son:
a.- La capacidad de generación o potencia firme garantizada en el largo plazo, disponible mediante un
contrato, que puede ir asociada al suministro no condicionado de energía, o a una opción de compra de
energía concedida al comprador.
b.- Las reservas en giro (centrales capaces de tomar carga inmediatamente ante contingencias) y la
reserva fría (centrales capaces de arrancar en períodos breves).
c.- La capacidad de regulación primaria y secundaria de frecuencia.
d.- La capacidad de regular la tensión de la red, o lo que es equivalente, de inyectar o extraer energía
reactiva de la red.
e.- La capacidad de almacenar energía hidráulica en los embalses de un país interconectado
f.- Los servicios que la red de transmisión de un país puede prestar a otro, por ejemplo para tránsito de
energía que es generada y consumida en un país pero que recorre las redes del otro, o bien el pasaje
de la energía comerciada entre dos países por la red de un tercero.
Por otro lado, las causas del comercio internacional de la energía eléctrica tenemos:
a.- Diferencias de capacidad tecnológica
b.- Diferencias en la propiedad permanente de recursos primarios y reservas
c.-Las economías de escala para la generación de energía. Las economías de escala en la
disponibilidad conjunta de reservas de corto plazo. En general, cuanto mayor es un sistema, mayor la
cantidad de centrales de potencia disponible en un momento dado. Como resultado, un país grande
requiere una proporción menor de capacidad de generación para ser destinada a reservas, respecto a
su demanda. Al ser esas reservas un bien público, un país pequeño puede acordar con uno grande
compartir reservas, con una ganancia significativa para el primero.
e.- La complementariedad de cuencas hidrológicas. Si las energías hidráulicas que generan dos países
están correlacionadas negativamente, aparece un incentivo al comercio: el factor energía hidráulica es
relativamente abundante en un país cuando en el otro se vuelve más escaso.

27. 19
f.- La complementariedad de demandas. Si las horas de punta (demanda máxima) en dos países no son
coincidentes, existe un incentivo a exportar disponibilidad o generación y por lo tanto menos dispersa la
distribución de probabilidad de la capacidad de generación de punta.
Se ha revisado la posibilidad de que Chile utilice la red de transmisión de Argentina para conducir a
Santiago la energía producida en futuras centrales en la Patagonia chilena, sin embargo el sistema de
transmisión de Argentina no tiene capacidad excedente. También se analizó la posibilidad de que Chile
importe energía de Paraguay a través de Argentina con un sistema de "swap", que implicaría que
Paraguay inyecte a su vecino del sur 200 MW de la central de Yacyretá y Argentina, a su vez, se la
ceda a Chile usando la línea de Salta, sin embargo temas impositivos son los que mantienen en stand
by el proyecto, según declaraciones del presidente de la Administración Nacional de Electricidad
(ANDE) de Paraguaya, Germán Fatecha, quien señaló que si bien "los argentinos ya dieron su
conformidad en el aspecto técnico, cuando pasamos a tratar más el tema, aparecieron otras dificultades
como los impuestos que se debían abonar y otras cuestiones que impidieron concretar la operación".(
Diario Financiero 19.01.2010). Este proyecto supondría un ahorro de 85 millones de dólares anuales
para Chile, ya descontadas las compensaciones que debería pagar a Argentina.
2.3 Aspectos políticos e institucionales del comercio de electricidad.
En América del Sur, los proyectos de interconexión y las formas de comercio internacional de energía
eléctrica, han resultado hasta la fecha, de acuerdos bilaterales entre países destinados a resolver
problemas específicos del propio sector eléctrico. Si comparamos con la Unión Europea, en la 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 pensarse 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.

28. 20
El intento más 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
se pueden desarrollar nuevos proyectos y realizar transacciones por las interconexiones existentes, al
establecer principios de no discriminación de precios entre sus mercados nacionales y los mercados
externos, asegurar precios y tarifas que reflejen costos económicos y eficientes, evitando practicas
discriminatorias y abusos de posición dominante, 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.
No obstante, esos principios generales, 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 según lo
indicado por Salazar G. y Arguello G. (2006)
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
“Memorando 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, en los

29. 21
acuerdos bilaterales, un punto central en la negociación al definir las reglas para las transacciones, es el
reparto entre los países de los beneficios del comercio, por lo general, estos en gran medida están
supeditados a la estrategia de negociación de las autoridades de cada país en la búsqueda de
beneficios para el mismo en su conjunto. 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.
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:
• 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).

30. 22
2.4 Proyectos que originan las interconexiones regionales.
Los países de América Latina cuentan con recursos energéticos abundantes y variados: petróleo, gas
natural, carbón, biomasa y otros renovables, así como un gran potencial hidroeléctrico. Estos no
siempre están simétricamente distribuidos.
Es esta asimetría lo que resalta es el gran potencial para que se desarrollen importantes flujos de
comercio regional, no sólo esporádicos sino con perspectivas muy importantes para la integración de
mercados energéticos en redes como el gas natural y la electricidad.
La integración de estos mercados está ocurriendo principalmente en América del Sur, con proyectos de
importantes gasoductos internacionales y de líneas de interconexión eléctrica, la mayoría de iniciativa
del sector privado. La comercialización del gas natural y la electricidad a nivel subregional y regional no
solamente redunda en una mejor utilización de los recursos, sino que contribuirá también a consolidar la
reforma del sector en los países pequeños y a aumentar la disponibilidad de combustibles más limpios
en muchos de ellos. Hasta ahora gran parte de los primeros pasos de integración de mercados se ha
limitado a interconexiones físicas, con algún comercio de combustibles vía gasoductos u oleoductos o
venta de energía eléctrica en algunos casos de interconexión. Sin embargo, los grandes beneficios
paras sociedades vendrán con una integración de los mercados en el sentido de permitir el comercio
dinámico de energía.
En el trabajo de CIER (2004) “Interconexiones Eléctricas Regionales de Sudamérica” se presentan las
experiencias de interconexión desarrolladas, donde se caracteriza la variedad de propósitos, formas de
desarrollo de los proyectos y soluciones comerciales y regulatorias. Según su motivación económica,
surgen 3 tipos de proyectos de interconexión:
a) 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.
b) 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.

31. 23
c) Las interconexiones Colombia-Venezuela (Huestecitas - Cúa tricentenario), 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 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.
2.5 Tipos de comercio internacional de electricidad
2.5.1 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, 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 Termo andes, 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.
Por el contrario, 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.
2.5.2 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 ocurrió 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

32. 24
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.
2.5.3 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.
2.5.3.1 Precios de nodo y rentas de congestión
Este es el mecanismo propuesto por la Resolución 536 de la CAN. Es 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”.
2.5.3.2 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.

33. 25
2.5.4 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. 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 las ventas pactadas inicialmente de
Venezuela a Colombia por la interconexión Cuestecitas- Cuatricentenario.
2.5.5 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.
2.5.6 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.
2.5.7 Transacciones por las redes de terceros países
A la fecha 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 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. En 2007, Uruguay ha comprado pequeñas cantidades de

34. 26
energía a Brasil, y revendido la misma a Argentina, lo que en la práctica equivale a un transporte de
energía
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 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.
2.6 Estado de la integración eléctrica regional
En la tabla 2.1 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 2007.
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 de Paraguay, cuya magnitud es
enorme debido a las dos centrales binacionales con Brasil y Argentina.
Tabla 2.1 Exportaciones e Importaciones de energía año 2007
Exportaciones e importaciones de energía - Año 2007
AÑO 2007
EX PO RTADO R Total
Argentina Brasil Colombia Ec uador Paraguay Uruguay V enezuela
Valores en GWh Importac ion
Argentina
1.999 7.479 971 - 10.449
IMPORTADOR
Brasil 5 37.936 34 537 38.512
Chile 1.628 - - - - - - 1.628
Colombia - - 38 - - 6 44
Ec uador - - 877 - - - 877
Uruguay 574 215 - - - - 789
Total Exportac ión
2.207 2.214 877 38 45.415 1.005 543 41.850
Exp o r t ació n / Gener aci ó n 1,9% 0,5% 1,6% 0,2% 84,5% 10,8% 0,5%
I mp o r t ació n / Gener ació n 9,1% 8,7% 0,1% 5,2% 8,5%
Fuente : Comité de Integración de Electricidad Regional (CIER 2009)

35. 27
Figura 2.1 Capacidad actual de Interconexión eléctrica (valores en MW)
Fuente: Comité de Integración de Electricidad Regional (CIER 2009)
Tabla 2.2 Sistema de Transmisión actual para la Interconexión regional
Fuente : Comité de Integración de Electricidad Regional (CIER 2009)

36. 28
CAPITULO III
ANALISIS DE RIESGOS DE LA INTEGRACION REGIONAL
Para efectos de realizar un análisis de riesgos de las problemática de la integración hemos separado
América del Sur en dos sectores naturales geográficos, cuyo desarrollo de las interconexiones han
surgido y se han desenvuelto en forma separada; el MERCOSUR y la Comunidad Andina de Naciones
CAN.
3.1 Análisis de riesgos de Integración en el MERCOSUR
3.1.1 Situación actual de la Integración eléctrica de los países miembros del MERCOSUR
El MERCOSUR fue establecido en el año 1991 con el objetivo de integrar las economías de Argentina,
Brasil, Paraguay y Uruguay. Desde sus comienzos, el MERCOSUR abogó por políticas energéticas
comunes dentro de sus estados miembros bajo la premisa de que la cooperación energética constituye
un paso esencial para el desarrollo económico y para el proceso de integración. La Decisión del
MERCOSUR No. 1/93 llamó a la definición de lineamientos básicos para la política energética en el
mercado común y la Resolución GMC No. 57/93 constituyó los fundamentos para la cooperación
energética incluyendo el sector de la electricidad.
De acuerdo a las estimaciones del Comité de Integración Energética Regional (CIER 2009), la
demanda de energía eléctrica para el 2010 será aprox. 627 TWh para los países del MERCOSUR, con
un nivel de transferencia de energía de 8%. En el actual escenario existe un intercambio aún escaso y
de bajo nivel significativo en el abastecimiento de la demanda de la región.
Gráfico 3.1 Importaciones MERCOSUR Gráfico 3.2 Exportaciones MERCOSUR
Fuente : Corredor (2007)

37. 29
Los gráficos 3.1 y 3.2 incluyen los intercambios regionales de las centrales hidroeléctricas binacionales;
Itaipú (Brasil-Paraguay); Yacyretá (Argentina-Paraguay) y Salto Grande (Argentina-Uruguay).
3.1.2 Análisis del estancamiento de la Integración eléctrica de los países del MERCOSUR
De acuerdo a lo indicado por Vignolo (2009). La integración energética del MERCOSUR presenta aún
desafíos importantes. Si bien las transacciones bilaterales entre países ocurren en base a acuerdos
específicos, lo que permite utilizar las capacidades remanentes de generación de un país, para
abastecer las necesidades energéticas de los otros, lejos se está del funcionamiento de un mercado
regional con reglas claras, transparentes y comunes para todos los agentes participantes. Los precios
de la energía eléctrica entre países miembros del MERCOSUR están totalmente desalineados con
diferencias medias que pueden llegar a valores de 8 a 1. En este contexto parece difícil pensar en la
aplicación de una metodología regional única para la asignación de los costos de transporte, siendo el
escenario más realista la aplicación de métodos ad-hoc para cada caso particular. En consecuencia, la
asignación de los costos del transporte parece depender más del balance de fuerzas geopolíticas del
momento entre los países y de su situación energética particular, más que de condiciones de simetría y
razonabilidad técnica.
Por otro lado ha faltado la voluntad política de los países miembros de aceptar que existen diferentes
formas de maximizar los intereses de los países, y encontrar mecanismos comerciales en el que todos
se beneficien, independientemente del escenario en el cuál se encuentra cada país.
Ha existido una ausencia planteamientos innovadores para intercambiar energía, que no requieran
armonizaciones regulatorias profundas en los mercados internos de los países miembros que posibiliten
maximizar beneficios, prevenir abuso de poder de mercado, establecer mecanismos de cubrimiento de
riesgos y de solución de conflictos.
Es indudable las oportunidades y los beneficios potenciales de la integración energética del
MERCOSUR son enormes. Sin embargo, la trayectoria ha demostrado que detrás de los procesos de
integración regional existen también grandes amenazas, como por ejemplo; la dependencia energética
de un país con otro, la pérdida de autonomía sobre los recursos y los precios de la energía, los
conflictos de intereses económicos, geopolíticos, sociales y ambientales, la falta de institucionalidad
para la solución de controversias y la cobertura de riesgos.
3.1.3 Identificación de los riesgos a Integración eléctrica de los países del MERCOSUR
La identificación de los riesgos de integración son desarrollados a partir del concepto de los pilares de la
integración definidos en el VII encuentro Interamericano de energía (ISA, 2009), que identifica las

38. 30
Reglas, los Recursos y las Redes los elementos claves para la integración efectiva de un mercado
eléctrico regional, de acuerdo a lo mostrado en la figura 3.1. Las debilidades en la implementación de
cada una de las “3R” se transforman en un riesgo para la viabilidad del proyecto.
Figura 3.1 Identificación de los riesgos (el concepto de las “3R”)
Fuente: ISA 2007
El riesgo de las Reglas, dice relación a las posibles falencias institucionales, tanto de la estructura
interna de cada país, como de la relación bilateral y regional del MERCOSUR, y en las asimetrías, que
consisten en las ventajas de un país tenga respecto del otro, provenientes de las políticas de los
Estados y de los marcos regulatorios locales, afectando la competitividad del mercado energético.
El riesgo de los Recursos, dice relación a la medición de la capacidad de la región a ser productora
excedentaria de productos energéticos, la evaluación de reservas de combustibles fósiles y el nivel de
energías renovables como superávit de exportación, con el objetivo de evaluar posibles beneficios de
integración; Mayor seguridad energética; Diversificación de la matriz energética; Tarifas competitivas y
costos eficientes ; Complementariedad de los recursos energéticos; Complementariedad estacional y
por diversidad horaria de cargas; Menores costos de operación, Utilización plena de la infraestructura y
Protección del medio ambiente
El riesgo de Redes, dice relación a la capacidad técnica y de infraestructura para desarrollar los
sistemas de transmisión que interconecten la región y transferir la capacidad de potencia y energía
requerida entre las fronteras de cada país, superando las barreras técnicas producto de la diferencia
de frecuencia entre países miembros (50 Hz Argentina, Uruguay y Paraguay versus 60Hz Brasil) a

39. 31
través de uso de tecnología existente. Junto con ello se incorpora el riesgo de realizar las inversiones
necesarias a través de capitales públicos y privados para construir las nuevas líneas de transmisión de
alta tensión en corriente alterna y corriente continua, para lograr este objetivo
3.1.4 Análisis del riesgo de las Reglas, para el comercio de electricidad en el MERCOSUR
En Argentina se pueden realizar dos tipos de operaciones de importación y exportación;
a. Intercambios firmes que se acuerdan entre partes, con una obligación de cumplimiento físico de
una potencia a entregar en el nodo frontera con garantía de suministro. Esta modalidad de
intercambio se concreta mediante un contrato de importación o exportación del mercado a
término, del tipo Contrato de Potencia Firme.
b. Intercambios de oportunidad, mediante transacciones en el mercado Spot, interrumpibles.
La importación en Argentina es considerada generación que se adiciona al Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM), y debe pagar los cargos de transporte que le correspondan. La exportación es considerada una
demanda adicional que se agrega al MEM en la frontera y debe pagar los cargos de transporte que le
correspondan y el cargo mensual por energía adicional correspondiente a las pérdidas, como si se
tratara de un gran usuario. . Se limita la exportación Spot en caso de que provoque una variación
superior del 5 % en el precio MEM.
En Brasil Los importadores y exportadores son agentes comercializadores. Según lo establecen las
Leyes 9427/96 y 9648/98, las importaciones y exportaciones de productores independientes, así como
también la implementación del sistema de transmisión asociado, dependen de la autorización de
Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). La Ley 10848 no modifica la regulación en este
aspecto. Según la Resolución ANEEL 249/98, los agentes importadores o exportadores con carga
mayor a 50 MW deben participar en el Mercado Mayorista de Energía (MAE). Los concesionarios
importadores y exportadores de menor carga pueden participar en el (MAE) como consumidores de
acuerdo al artículo 15 y 16 de la Ley 9074/95. Durante 1999 se desarrollaron las Reglas de Mercado,
que contienen un capítulo específico sobre “Interconexiones Internacionales”. Los permisos de
exportación Spot emitidos por Brasil han restringido la entrega de energía a la Argentina a situaciones
de vertimiento en Brasil o emergencias en la Argentina.
En Uruguay la regulación del mercado corresponde a la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y
Agua (URSEA), quien dicta reglamentos en materia de seguridad, calidad de servicio, materiales y
procedimientos técnicos y tarifas. Además asesora al Poder Ejecutivo en materia de otorgamiento de
concesiones, permisos, autorizaciones relativas a actividades del sector eléctrico. La ley prevé la
participación del sector privado en la industria eléctrica, siendo necesaria la previa obtención de
autorizaciones, concesiones y aprobaciones del Poder Ejecutivo. El objetivo del actual marco regulatorio