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II Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética. Santa Cruz de la Sierra, 15 – 19 de Noviembre de 2004 INTEGRACIÓN ENERGÉTICA DE URUGUAY, ARGENTINA.

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1 II Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética. Santa Cruz de la Sierra, 15 – 19 de Noviembre de 2004 INTEGRACIÓN ENERGÉTICA DE URUGUAY, ARGENTINA Y BRASIL Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (URSEA) – Uruguay

2 II Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética. Santa Cruz de la Sierra, 15 – 19 de Noviembre de 2004 Plan de la presentación: Parte I: La integración Eléctrica Parte II: La integración gasífera

3 II Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética. Santa Cruz de la Sierra, 15 – 19 de Noviembre de Conceptos generales 2.Intercambios Argentina - Brasil 3.Intercambios Uruguay – Argentina 4.Intercambios Uruguay - Brasil 5.La nueva regulación de Uruguay La integración Eléctrica

4 II Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética. Santa Cruz de la Sierra, 15 – 19 de Noviembre de 2004 La integración Eléctrica 1.Conceptos generales

5 II Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética. Santa Cruz de la Sierra, 15 – 19 de Noviembre de 2004 Tamaño de los sistemas eléctricos BrasilArgentinaUruguayBra/Uru Capacidad instalada (MW) Porcentaje hidroeléctrico85%42%73% Energía generada 2003 (GWh)

6 Las interconexiones

7 II Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética. Santa Cruz de la Sierra, 15 – 19 de Noviembre de 2004 Interconexiones e intercambios Argentina y Brasil –Rincón de Sta.María (Arg) - Garabí (Bra), 2 líneas –Potencia MW, Conversora de fecuencia 50/60 Hz –Hacia Brasil desde 2000, hacia Argentina en 2004 Argentina y Uruguay –Salto Grande (Central Hidroelécrica, 1900 MW) –San Javier (Uru)– Colonia Elía (Arg) –Desde 1979, eléctricamente es un sistema único, con coordinación entre despachos Apoyo en emergencias Intercambio bilateral de excedentes Apoyo en crisis de generación (Argentina 1992, Uruguay 2004) Importación por contratos a ROU desde 2000 Uruguay y Brasil –Rivera (Uru)– Livramento (Bra) –Potencia 70 MW, Conversora de fecuencia 50/60 Hz –Hacia de Brasil en crisis de 2001, hacia Uruguay en 2004 De Brasil a Uruguay a través de Argentina, en 2004

8 II Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética. Santa Cruz de la Sierra, 15 – 19 de Noviembre de 2004 El marco legal Mercosur –Tratado de Asunción (1991) y Protocolo de Ouro Preto (1994) –Memorandum 10/98 (electricidad) y 10/99 (gas) –Resolución 89/00 crea Reunión de Infraestructura de la Integración –Avances del SGT 9 ( Pautas negociadoras en 2001, programa 2004,etc ) Argentina y Brasil –Memorándum de Entendimiento sobre Desarrollo de Intercambios Eléctricos y Futura Integración Eléctrica (1997) Argentina y Uruguay –Acuerdo de Interconexión Energética (1974, con fuerza de ley) –Convenio de interconexión (1983) –Notas Reversales para adecuación del Acuerdo (1999) Uruguay y Brasil –Convenio de Interconexión energética (1968) –Memorandum de Entendimiento (1997)

9 II Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética. Santa Cruz de la Sierra, 15 – 19 de Noviembre de 2004 Memorandum 10/98 Competencia en mercado de generación Permitir contratos libres entre agentes, incluyendo la garantía de suministro No discriminar a productores ni consumidores Despacho económico con ofertas de excedentes en interconexiones internacionales Acceso abierto en transporte y distribución Acceso a la información Estudios para operación conjunta

10 II Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética. Santa Cruz de la Sierra, 15 – 19 de Noviembre de 2004 Ventajas de la integración Respaldo durante contingencias Aprovechamiento de –complementariedad hidroeléctrica entre distintas cuencas –complementariedad hidrotérmica entre sistemas con distinto % de GH –diversidad de la carga horaria y estacional –disponibilidad de combustibles –excesos de capacidad instalada Ahorros –En producción de energía ( con menos combustible) –En reservas, incluyendo menos vertimiento en hidroeléctricas –En potencia (capacidad instalada, incluyendo economías de escala) Intercambios –de oportunidad (excedentes) –por contratos –con despacho coordinado entre operadores Cuantificación de beneficios: proyecto CIER 02 Mejora de la competencia en los mercados

11 II Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética. Santa Cruz de la Sierra, 15 – 19 de Noviembre de 2004 Puntos a tener en cuenta Intercambios de excedentes de oportunidad –Ambos sistemas ganan –La planificación descentralizada se puede mejorar compartiendo información –Si el intercambio cambia el precio spot, hay ganadores y perdedores –Hay que definir con precisión excedentes y las reglas de intercambio Contratos a término –De cumplimiento físico –De potencia y energía asociada –De suministro, con ofertas de precios –¿Se autorizan aunque puedan comprometer el suministro interno? –¿Generador en sistema importador o demanda en sistema exportador? Planificación y despacho conjuntos –Pérdida de soberanía? –Problema de la gestión de las reservas de largo plazo –Compatibilidad de costos de insumos, de falla, topes al spot, etc Garantía de suministro –Cumplimiento en situación de crisis en el país exportador –Si depende de la disponibilidad en el país vendedor, debe definirse bien –Verificación de la firmeza –Si se hace en conjunto, la capacidad instalada puede no quedar balanceada Las líneas de la trasmisión –¿Cómo se deciden? Sólo a riesgo de los agentes o con planificacion central? –¿Cómo se pagan? Cálculo de peajes y derechos firmes

12 II Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética. Santa Cruz de la Sierra, 15 – 19 de Noviembre de 2004 La integración Eléctrica 2. Los intercambios entre Argentina y Brasil

13 Interconexión Rincón de Sta.María - Garabí Estaciones conversoras de frecuencia (50 Hz – 60 Hz) –Garabí I: 1000 MW (2000) –Garabí II: 1100 MW (2002) Líneas de trasmisión –Garabí- Rincón SM: 130 km –Garabí – Itá: 350 km Construida a riesgo por capitales privados Capacidad de importación desde Argentina restringida por el sistema de trasmisión

14 Interconexión Argentina - Brasil Río Uruguay GARABÍ 1 GARABÍ 2 SE Rincón Sta. María SE ITÁ SE Sto. Angelo ARGENTINA 50 Hz BRASIL 60 Hz 135 km 500 kV 355 km 525 kV

15 Subestación conversora de frecuencia de Garabí

16 Intercambios Importación a Brasil –Contratos de potencia firme y energía asociada –Acuerdo comercial entre privados: CEMSA (Arg) y CIEN (Bra) –Operación: CAMMESA (Arg) y ONS (Bra) Para Brasil, son 2 generadores en la frontera si ONS decide importar, CAMMESA pide la energia a CIEN, en Argentina, pudiendo producir o comprar en el spot Importación a Argentina –Licitación de CAMMESA en mayo 2004, con base en Acuerdos de Provisión, y la legislación argentina –500 MW, en Garabí, de junio a noviembre de 2004 –Generación térmica no utilizada y generación hidroeléctrica de vertimiento, con precios diferentes, dependientes de precios MAE –A cuenta del Estado Argentino, pagada por el Fondo de Estabilización del MEM

17 Interconexión Garabí Estructura Comercial SERV. TRANSPORTE INTERNACIONAL CEMSA 1600 MW CTMSA MERCADO ARGENTINA Copel MERCADO BRASIL Cerj TESA MAE Spot Brasil CIEN 2000 MW Otros Central Costanera Centrales Térmicas del NOA Central S. Nicolás Central Bs. As. Central Piedrabuena Central Dock Sud AES Paraná C. Costa Atlantica Furnas Tractebel Energía Central Costanera 500 MW

18 II Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética. Santa Cruz de la Sierra, 15 – 19 de Noviembre de 2004 La integración Eléctrica 3. Los intercambios entre Uruguay y Argentina

19 Historia de importaciones de Uruguay (1982 – 2003)

20

21 Cuadrilátero de Salto Grande Sistema de transmisión de 500 kV de la central hidroeléctrica binacional de Salto Grande, mallado por confiabilidad de la red Central funcionando desde 1981, con 1900 MW de capacidad, con gestión coordinada del embalse Sistema eléctrico único, operado forma sincronizada y (SG regula frecuencia) con un elevado grado de coordinación entre los despachos de los 2 países. Constituído por 4 líneas de 500 kV: –SGA(Ar)-SGU(Uy) (4 km) –SGU-SanJavier(Uy) (145 km) –SanJavier(Uy)-ColoniaElía(Ar) (24 km) –SGA-ColoniaElía(Ar) (158 km)

22 Formas de intercambio (1) Desde 1979, inicialmente en pago de central de Salto Grande Modalidades de intercambio previstas en el Acuerdo y el Convenio de Interconexión (1983): –Modalidad de Sustitución: se sustituye una máquina de un sistema por la importación de una potencia equivalente de una máquina del otro sistema de menor costo variable de producción. Se paga la semisuma de los costos variables de ambas unidades. Se amplió para incluir unidades de falla –Modalidad de Potencia: Un sistema arrienda al otro una unidad de generación por un cierto plazo de tiempo, mediante el cobro de cargos fijos (de personal y asociados a la amortización de la máquina) y cargos variables de generación, incluyendo arranque y paradas, al ser convocada. Se empleó también con transporte físico del combustible desde Argentina a Uruguay. –Modalidad de Emergencia: se define un precio por paquetes de potencia y energía.

23 Formas de intercambio (2) La Resolución N°21 de Argentina, de 1997, establece nuevas modalidades: –Contratos de largo plazo Potencia Firme (respaldo) con energía asociada sujeta a convocatoria del comprador Contratos de suministro –Comercio spot internacional Ofertas de corto plazo de paquetes de potencia, energía y precio, que se hacen efectivas si entran al despacho económico del país comprador. Argentina requiere condiciones de simetría en los otros mercados Las empresas que acuerdan esos intercambios internacionales desempeñan un rol protagónico

24 La importación por contrato A partir de las Notas Reversales de 1997, Uruguay realiza contratos de importación de largo plazo con UTE como comprador y empresas argentinas como vendedoras Son contratos de respaldo (Potencia firme y energía asociada), con –cargos fijos, según lo que los generadores cobrarían en el MEM argentino en caso de no haber contratado en firme su potencia para la exportación –cargos variables, según precio spot del MEM, con un overhead En el año 2000 se realizaron contratos por 365 MW con los generadores Central Puerto, Piedra del Águila y San Nicolás Esos contratos fueron terminados en 2002, luego del Decreto 1491/02 de Argentino que estableció la paridad peso = dólar para los contratos vigentes de exportación. A continuación (dic.2002) se hicieron contratos por 338 MW, con la comercializadora CEMSA (y ésta con diversos generadores), a precios acordes a la nueva realidad del mercado argentino

25 Normativa argentina, Anexo 30 de Los Procedimientos de CAMMESA Un contrato de exportación es considerado como una demanda adicional del MEM, ubicada en el nodo frontera. El contrato establece un compromiso de entrega en un nodo frontera, a ser cubierto con generación dentro del MEM. La garantía del cumplimiento del contrato está dada por la capacidad de generación del Generador vendedor, si bien cuenta con el respaldo de la generación en el MEM para cubrir el contrato con compras en el Mercado Spot en la medida que exista el excedente necesario. No podrá realizar una compra en el Mercado Spot para exportar si dicha compra produce déficit en el MEM.

26 Crisis de 2004 En marzo 2004, la escasez de gas natural para los generadores argentinos sumada una situación de sequía, produce la reducción del suministro de los contratos sin respaldo (mayormente centrales sin suministro de gas) Los contratos con CEMSA quedanron limitados a la generación de la central argentina de Güemes, del orden de 140 MW, con reducciones a 23 MW cuando dicha central tuvo fallas. Se mantuvo el precio spot argentino para el pago de la energía del contrato Con esa reducción, la capacidad de generación en Uruguay quedó muy comprometida El suministro en Uruguay se mantuvo sólo gracias a que Argentina –permitió el acceso, a través de su red, de energía interrumpible de Brasil por 300 MW y alcanzando algunos picos de 500 MW pagando peajes de tránsito en Garabí y la red argentina – suministró 200 MW en la modalidad Emergencia, desde que comenzó a importar de Brasil por necesidad de su propio sistema Esta operativa constituye un hito de apoyo y cooperación internacional, en tanto dichos tránsitos no están previstos en la normativa de Argentina

27 Resumen La interconexión entre Uruguay y Argentina en el sistema de transmisión de 500 kV de Salto Grande es un elemento relevante para los sistemas eléctricos de ambos países En esta interconexión también juega también un papel destacado la central binacional para la operación misma del sistema (Regulación de frecuencia). El comercio de energía eléctrica entre Uruguay y Argentina cuenta ya con una historia de más de dos décadas, en la cual ha pasado por distintos marcos legales y normativas regulatorias de ambos países y distintas realidades de mercados. A ú n a veces con dificultades, se ha encontrado la forma de realizar intercambios relevantes y beneficiosos para los dos países. La normativa basada en un Acuerdo y Convenio de Interconexión con fuerza de ley, es un respaldo y un amortiguador para los bruscos cambios en tiempos de crisis. Parece importante profundizar en los alcances de acuerdos como la Resolución 10/98 del Consejo Mercado Común del Mercosur. Del punto de vista eléctrico, la interconexión entre Argentina y Uruguay es mallada, y este aspecto, junto con los tránsitos de energía por las redes de países que no están comercializando dicha energía, debe ser aún resuelto en las reglamentaciones de transmisión

28 II Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética. Santa Cruz de la Sierra, 15 – 19 de Noviembre de 2004 La integración Eléctrica 4. Los intercambios entre Uruguay y Brasil

29 Interconexión Rivera-Livramento Interconexión entre las redes de 150 kV, 50 Hz de Uruguay (Rivera) y 230 kV, 60 Hz del sur de Brasil (Santana do Livramento, Estado de Rio Grande do Sul), equipada de una Estación Convertidora de Frecuencia, de tipo Back-to-Back, de 72 MW de potencia nominal Estación Convertidora situada en Uruguay, anexa a la estación Rivera 150 kV de UTE, y conectada en 60 Hz a la estación Livramento kV de ELETROSUL, mediante una línea de transmisión de 230 kV, 60 Hz de aproximadamente 12 km de longitud, de los cuales 10 km se encuentran en territorio uruguayo Interconexión operativa desde comienzos de 2001 Antecedentes –Convenio de Interconexión energética entre Uruguay y Brasil (1968) –Declaración de Presidentes sobre integración energética (1993) –Protocolo (1994) designando a cargo a UTE y ELETROBRAS/ELETROSUL –Contratos de 1997 entre UTE y ELETROBRAS-ELETROSUL –Memorándum de Entendimiento de 1997

30 La interconexión en el nuevo marco regulatorio uruguayo Se la trata como una interconexión nueva La reglamentación distingue a –Desarrolladores del proyecto (agentes con negocios de potencia y energía) –Transportista de Interconexión Internacional (TII) En este caso UTE juega ambos roles –Como Desarrollador es titular de los Derechos de Transmisión Firme (DTF), tiene prioridad de uso y puede celebrar contratos internacionales. Asimismo debe pagar al TII (esto es a sí misma) el canon anual, y tiene el derecho a cobrar un peaje por el uso ocasional de terceros. –Se le dejó también a UTE la opción de renunciar a sus DTF a cambio de percibir una remuneración regulada por las instalaciones de interconexión similar a la de las demás instalaciones de transmisión –UTE optó por conservar los DTF

31 Intercambios En 2001 predominó la exportación a Brasil (UTE a ELETROBRAS), por 66 GWh Esa energía (aproximadamente 39 días de operación a pleno) fue devuelta por ELETROBRAS en abril de 2004 A fin de junio de 2004 se licitó (en MAE en Sao Paulo) la compra de 70 MW por 6 meses (Junio a Noviembre), ganando la empresa ENERTRADE Brasil mantuvo la exportación en forma ininterrumpida después del fin de la etapa de devolución de la energía, aún antes de la realización de la licitación y también durante el período que transcurre hasta la firma del contrato con el comercializador adjudicado. Esta exportación es asumida por ELETROBRAS Los beneficios económicos fueron significativos –En la primera fase, los beneficios resultaron de las diferencias en los costos marginales, al estar en cada caso el país comprador con muy altos costos, derivados de sequías y escasez de energía (Brasil en 2001 y Uruguay en 2004) –Uruguay exportó excedentes hidro en 2001 (con costo nulo), y recibió energía en 2004 evitando generación con costo de 80 US$/MWh, con un beneficio del orden de 5 MMUS$.

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