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GESTIÓN ENERGÉTICA

ANÁLISIS DE TARIFAS ELÉCTRICAS INTERNACIONES AMÉRICA DEL SUR

Profesor Ing. Ricardo Tantas

Integrantes 

Mendoza, Carlos

u201115129



Villafuerte, Miguel Angel

u921134



Subauste, Lucia

u310873

CICLO 2013-0

TABLA DE CONTENIDOS 1.0

INTRODUCCIÓN .................................................................................................................. 1

1.1

Infraestructuras y necesidades en el sector eléctrico ...................................................... 2

1.1.1

Integración energética regional................................................................................. 5

1.1.2

Situación sudamericana ............................................................................................ 5

2.0

BREVE DESCRIPCIÓN DE CADA PAÍS ............................................................................ 7

2.1

Principales gráficas de la situación energética Sudamericana ........................................ 7

2.1.1

BRASIL.................................................................................................................... 10

2.1.2

PARAGUAY ............................................................................................................ 11

2.1.3

COLOMBIA ............................................................................................................. 12

2.1.4

VENEZUELA ........................................................................................................... 13

2.1.5

URUGUAY .............................................................................................................. 13

2.1.6

CHILE ...................................................................................................................... 14

2.1.7

ECUADOR .............................................................................................................. 15

2.1.8

BOLIVIA .................................................................................................................. 16

3.0

ANÁLISIS DE TARIFAS .................................................................................................... 16

4.0

REFERENCIAS .................................................................................................................. 19

1.0

INTRODUCCIÓN

El presente trabajo tiene como objetivo realizar un análisis comparativo de las condiciones del mercado eléctrico en los países sudamericanos, de modo a comprender el posicionamiento de cada país en la región. Al referirnos a América Latina, podemos identificar ciertos aspectos que nos permiten la unificación-integración de sus infraestructuras energéticas, y que conlleva a encontrarnos con precios tan dispares entre países; algunas de estas consideraciones son: Análisis de tarifas eléctricas internaciones – América Central 

No existe un enfoque unificado del desarrollo de Infraestructura Eléctrica, es decir, que éstas no se planifican o prevén teniendo en cuenta el contexto global de la región, sino que cada país se preocupa, fundamentalmente, de las suyas.



Es una región que da cabida a enormes disparidades, tanto en lo relativo al grado de desarrollo económico como a la situación estructural de su sector eléctrico.



Carece de una autoridad política centralizada, capaz de generar directrices de obligado cumplimiento



Se puede apreciar que la estructura de los parques de generación de los distintos países es también bastante dispar, en alguno de ellos es completamente hidroeléctrico y otros en los que las tecnologías térmicas son muy dominantes, aunque, en general, la presencia de generación hidroeléctrica, así como su potencial de desarrollo es bastante notable. En cambio, las restantes energías renovables son prácticamente inexistentes.



El acceso a la energía por parte de empresas e individuos tampoco es homogéneo. Hay amplias capas de la población con notables problemas de acceso. En general, los consumos per cápita son reducidos.



Como consecuencia de todo ello, y fruto también de las enormes diferencias en el tratamiento fiscal, así como en la aplicación de sistemas de subvenciones cruzadas entre consumidores (electricidad en Colombia) o directas (electricidad en Bolivia, productos petrolíferos en Venezuela, gas en Perú), los precios finales de la energía final son bastante diferentes entre los países.

El trabajo se desarrolla de la siguiente manera: 

En primer lugar, se examinará la realidad y las necesidades de todo tipo de infraestructuras eléctricas.

1|Página



En segundo lugar, veremos la organización industrial del sector por países y mediante qué mecanismos resuelven la compra – venta de energía.



En tercer lugar, se verán las dificultades y mecanismos para financiar estas (y seguramente otras) infraestructuras.



Finalizaremos con una reflexión sobre la integración de mercados y mega-proyectos de infraestructuras supranacionales.

1.1

Infraestructuras y necesidades en el sector eléctrico

El consumo eléctrico en el continente crece con fuerza por varios motivos: aumento de la población, crecimiento económico, necesidad de alcanzar a amplias áreas rurales a las que todavía no llega el suministro, y el aumento en el mix de las energías finales, que es un fenómeno propio de los procesos de desarrollo e industrialización. Atender satisfactoriamente este crecimiento potencial no es tarea fácil para ninguno de los países. Las necesidades en generación y transmisión suelen ser ingentes y el problema de la estabilidad regulatoria y de unos consumidores que en muchos casos no pueden pagar los costes, son importantes trabas a la inversión. Además, el tamaño de los sistemas eléctricos y el mix del parque generador son muy diferentes entre países, lo que implica costes del kWh muy distintos. Tabla 1-1:

Panorama general eléctrico

2|Página

Los únicos países que tiene una mínima generación nuclear son Brasil (2.000 MW) y Argentina (1.000 MW). También es reseñable la escasa introducción de las energías renovables en la región, al margen de la generación hidráulica. En general los márgenes de cobertura son suficientes, pero dado el rápido crecimiento de la demanda y el escaso grado de interconexión entre países, en cualquier momento y lugar se pueden producir desabastecimientos. Sin embargo, el potencial de desarrollo hidroeléctrico es enorme en muchos países (Colombia, Perú, Chile, Brasil... y a modo de ejemplo, Bolivia, que con una potencia instalada total de 1.645 MW a final de 2006, tiene capacidad para desarrollar 40.000 MW). La función del sector eléctrico como consumidor de gas es importante para el desarrollo de tendidos y mercados (hasta ahora, prácticamente inexistentes) de gas, toda vez que garantiza unos consumos y unos flujos que posibilitan la rentabilidad de los tendidos (como, por ejemplo, ha sido el caso de Perú: desarrollo del gas de Camisea; y de Colombia: redes de ECOGAS, ahora tras su privatización, propiedad de TRANSGAS). Los precios finales vienen dados por las características eléctricas estructurales de cada país: la hidraulicidad del año, el coste de los combustibles (mayormente, el precio del gas para la generación eléctrica), el diseño regulatorio para calcular los precios de generación (en muchos países, los precios son nodales, es decir, no hay precio nacional único), los cargos por redes, la estructura tarifaria integral y otros factores. Dada la variabilidad de muchos de los factores mencionados, y de los tipos de cambio de cada una de las monedas, resulta difícil profundizar en la comparación de precios entre países. Ahora bien, cualquier posible comparación mostraría que Argentina y Paraguay presentan precios muy inferiores a los de Brasil y Chile; y que Colombia tiene precios inferiores a los de Ecuador y Perú. Estas diferencias de precios justificarían intercambios internacionales de electricidad que, de hecho, ya existen, aunque excepto en unos pocos casos (los repartos de la producción de la presa gigante de Itaipú, la segunda del mundo, con 12.600 MW en operación más 1.400 MW en proyecto; de la presa de Yacyretá, con 2.100 MW en operación, que llegarán a 3.100 cuando se complete el alzado de la cota de la presa; y de la presa de Salto Grande, 1.890 MW; entre Paraguay, Brasil, Argentina y Uruguay), son poco significativos todavía. Para resaltar la importancia de las tres presas mencionadas, podemos apuntar que suponen el 8,5% de toda la potencia instalada en América del Sur.

3|Página

Tabla 1-2:

Intercambios eléctricos interregionales significativos (GWh / año 2006)

Otra característica del continente es que la frecuencia de los sistemas no es la misma, como se puede observar. Tabla 1-3:

Frecuencia eléctrica en América Latina Países con 60 Hz Países con 50 Hz

La infraestructura de transmisión está lógicamente subordinada a las características y ubicación de la generación que acabamos de esbozar, a la situación de los consumos y a la potencialidad de los intercambios internacionales. Por lo general, los sistemas de redes son poco mallados e insuficientes en muchos casos, lo que tiene el inconveniente de que, con frecuencia, los sistemas de los países quedan partidos en dos o más islas, y no se pueden alcanzar criterios de seguridad razonables (el n – 1), por lo que la tasa de fallos suele ser elevada. La ventaja de los sistemas simples es que, en caso de fallo, la reposición del servicio es bastante rápida. A continuación se expone el panorama de las redes de alta tensión por países (definimos AT como más de 150 kV, criterio que puede ser discutible). Tabla 1-4:

Transmisión en América Latina

4|Página

1.1.1

Integración energética regional

Las circunstancias y la dinámica latinoamericana difieren mucho de la europea. El proceso de integración europeo contrasta vivamente con lo que se escucha en ámbitos energéticos latinoamericanos, donde parece que uno de los primeros hitos de la integración económica, política y social del continente será el mercado energético. Sin duda, en la UE se trata de integrar mercados, pero tal vez en América Latina algunos confunden integración de mercados con integración de sistemas eléctricos (lo primero no es posible sin lo segundo y ambas cosas tienen más aspectos positivos que negativos, pero no son lo mismo). También tiende a confundirse integración de mercados con comercio, en este caso “Comercio de Estado”. Como hemos visto, hay problemas de compatibilidad entre modelos en los países de América Latina, ya que unos presentan monopolios estatales y otros mercados competitivos, con los problemas propios de estos modelos. Esta es una dificultad de primer orden a la hora de conectar electricidad y gas entre países y, por tanto, desarrollar infraestructuras. Por eso, los intercambios energéticos entre países se resuelven mayormente como intercambios entre Estados o entre “sistemas”, y no entre agentes. En síntesis, para prever lo que acontecerá con las infraestructuras y los mercados energéticos a partir de ahora, tenemos que considerar el impacto que tendrá una etapa (más o menos larga) de bajos precios de la energía (que en sí son incentivadores del consumo y desincentivadores de la inversión) y el acontecer de los enfoques políticos de la región, donde se detecta una diferencia cada vez más clara entre gobiernos neo - populistas (Argentina, Bolivia, Cuba, Ecuador, Venezuela), partidarios de la empresa única y pública, y poco partidarios de la inversión exterior en el sector energético; y gobiernos socialdemócratas y liberales moderados (como Brasil, Colombia, Chile, México, Perú, Uruguay), que entienden que la empresa e inversión privadas, con una buena regulación, es fundamental para que demanda y oferta de energía se equilibren con un mínimo gasto por parte del sector público.

1.1.2

Situación sudamericana

Las variables comparativas utilizadas en el análisis de la situación sudamericana son: generación de energía, fuente de generación, demanda interna, ventas de energía, comercio, disponibilidad de energía, tarifas, capacidad y calidad de la infraestructura. Los datos provienen principalmente de la Comisión de Integración Energética Regional (CIER), institución que compila información estadísticas de sus socios miembros: Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Paraguay, Perú, Uruguay y Venezuela.

5|Página

Un indicador de los recursos energéticos eléctricos disponibles en un país es el cociente que surge entre la demanda interna y la oferta interna de un país (expresado en porcentaje). Según este indicador, Paraguay es el país de mayores recursos eléctricos, pues según el último informe estadístico de la CIER, la demanda interna solo alcanza un 15% de la oferta interna. Brasil, Argentina, Chile y Perú se caracterizan por destinar sus ventas de energía eléctrica principalmente al sector industrial. En particular, las ventas en GWh al sector industrial en Chile y Perú equivalen al 66% y 56% del total facturado respectivamente. Bolivia, Paraguay, Uruguay, Ecuador y Colombia destinan sus ventas de energía eléctrica en mayor medida al sector residencial. En esta categoría de países, Paraguay registra el mayor porcentaje de consumo residencial sobre el total facturado (41,16%). El mayor consumo industrial en GWh se presenta en Brasil (173.253), seguido por Argentina (34.616) y Chile (32.981). Los países de menor consumo industrial de energía son Paraguay (1.463 GWh) y Bolivia (1.496 GWh). La oferta interna o la energía generada en el país y, consecuentemente, se ven obligados a importar energía para cubrir sus déficits de energía. De entre estos países, sobresale Brasil con un déficit de 36.3 miles de GWh en el 2007. Por su parte, Paraguay, Colombia, Uruguay y Venezuela registran superávits de energía que se traducen en exportaciones. El caso de Paraguay es destacable con un excedente de energía eléctrica de 45.4 miles de GWh nivel ampliamente superior a la sumatoria de los superávits registrados por los otros países que alcanza GWh 2.933. Es decir, el superávit de Paraguay es 15 veces superior al saldo positivo que registran los países superavitarios. La disponibilidad de energía de un país surge de la diferencia entre la oferta de energía total y la demanda interna. A su vez, la oferta de energía total de un país equivale a la sumatoria de lo generado internamente y de las importaciones de energía. En cuanto a disponibilidad de energía, Paraguay es líder en Sudamérica, al disponer un excedente de energía de 45.415 GWH. Argentina y Brasil mantienen disponibilidad de energía principalmente por las importaciones provenientes de Paraguay. Para poner en perspectiva la cifra, la energía no aprovechada internamente en el país equivale al 73% del consumo industrial de Chile o al 76% de la energía consumida por las industrias argentinas en el 2007. En términos domésticos, la disponibilidad de energía de Paraguay equivale a 30 veces el consumo de su sector industrial en el mismo año. En Sudamérica, Brasil registra las tarifas más elevadas de energía eléctrica al sector industrial, mientras que Paraguay presenta una de las más bajas. Comparando a nivel regional las tarifas promedio por el uso de energía eléctrica incluyendo IVA y otros impuestos, una industria conectada en baja tensión en Brasil con un consumo típico de 5 6|Página

MWh (o 0,005 GWh) paga la tarifa promedio más elevada de la Región de 242,4 USD/MWh). La misma industria radicada en Paraguay paga 66 USD/MWh, cifra equivalente al 27% de la tarifa brasilera. Respecto a los demás países de Sudamerica, la tarifa en Paraguay es la más reducida y representa el 68% de la tarifa argentina y 48% de la uruguaya. En toda la región Sudamericana, sólo Venezuela registra una tarifa inferior con 45,5 USD/MWh. Para industrias conectadas en media tensión con un consumo típico mensual de 5.000 MWh al mes (5 GWh), Chile y Brasil son los países donde las tarifas de energía eléctrica son en promedio las más elevadas de la región. Es importante destacar que Argentina aplica subsidios a las tarifas de electricidad y que Paraguay a pesar de que subsidia el consumo residencial inferior a 300 kw/h mensual (“tarifas sociales”). Las tarifas industriales también se encuentran subsidiadas, estas tienen un subsidio cruzado con los demás grupos de consumo, y por lo tanto no es explícito. Desde el 2002, las tarifas al sector industrial correspondientes a baja, media y alta tensión no han sufrido variaciones, aunque a principios del 2009, se han actualizado las tarifas al sector de electro intensivo, las cuales no habían sufrido modificación alguna desde 1994.

2.0

BREVE DESCRIPCIÓN DE CADA PAÍS

2.1

Principales gráficas de la situación energética Sudamericana

Gráfico 2-1:

Composición del parque energético generador de cada país

Gráfico 2-2:

Generación de energía

7|Página

Gráfico 2-3:

Energía generada en Sudamérica

8|Página

Gráfico 2-4:

Demanda interna (Gwh)

Gráfico 2-5:

Demanda interna / Oferta interna

9|Página

Gráfico 2-6:

2.1.1

Energía facturada según tipo de consumidor

BRASIL

En el 2004, Brasil tenía 86.5 GW de capacidad generadora instalada y produjo 387 TwH de electricidad. Hoy en día el 66% de la distribución y 28% de la generación de energía es poseído por empresas privadas. En el 2004, 59 compañías operaban en la generación de energía y 64 en la distribución de electricidad. La empresa energética más grande es Centrais Elétricas Brasileiras (Eletrobrás), la cual junto con sus subsidiarias genera y transmite aproximadamente 60% de la fuente eléctrica de Brasil. La empresa eléctrica de propiedad privada más grande es Tractebel Energía. Brasil es el tercer productor hidroeléctrico más largo del mundo después de China y Canadá. En el 2007 la energía hidroeléctrica representó el 83% de la producción de electricidad de Brasil. La capacidad teórica bruta supera los 3.000 TWh al año, de los cuales 800 TWh por año es económicamente explotable. En el 2004, Brasil produjo 321TWh de la energía hidroeléctrica. La capacidad instalada es de 59 GW.11 Brasil es co-propietario de la planta de energía hidroeléctrica Itapu ubicada en el río Paraná en la frontera entre Brasil y Paraguay, la cual es la segunda planta operacional de energía hidroeléctrica más grande del mundo con una capacidad de generación instalada de 14 GW en 20 unidades generadoras de 700 MW cada uno.12 Debido a la dependencia de Brasil de la energía hidroeléctrica y la falta de inversiones en transmisión, las reservas estaban siendo utilizadas

10 | P á g i n a

desde hace varios años, lo que llevó a las presas que tienen un bajo nivel de agua. Luego, después de otro mal año de lluvias, en junio de 2001, el gobierno se vio obligado a racionar el uso de electricidad, esto terminó a finales de 2001. La energía nuclear representa aproximadamente el 4% de la electricidad de Brasil. El monopolio de generación de energía nuclear es propiedad de Eletronuclear (Eletrobrás Termonuclear S / A), una subsidiaria de propiedad total de Eletrobrás. La energía nuclear es producida por dos reactores en Angra. Se encuentra en la Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto (CNAAA) en la Praia de Itaorna en Angra dos Reis, Río de Janeiro. Consta de dos reactores de agua presurizada, Angra I, con capacidad de 657 MW, conectado a la red eléctrica en el año 1982, y Angra II, con capacidad de 1.350 MW, conectado en el 2000. La capacidad total de energía fotovoltaica instalada en Brasil se estima entre 12 y 15 MWp, de los cuales 50% es para los sistemas de telecomunicaciones y el 50% de los sistemas energéticos rurales. El potencial bruto del recurso eólico de Brasil se estima alrededor de 140 GW, de los que 30 GW podrían ser efectivamente transformados en proyectos de energía eólica. En la actualidad genera alrededor de 54 GWh por año.

2.1.2

PARAGUAY

La posición energética de Paraguay en el Mercosur es extremadamente importante. Paraguay, con una generación de energía eléctrica de 53.715 GWh equivalente al 8,7% de la región, (Brasil genera el 71,3%, Argentina el 18,6%, y Uruguay el 1,5%) se constituye en el principal exportador de energía hidroeléctrica. El superávit de energía eléctrica que mantiene Paraguay de aproximadamente 45.415 GWh permite a Brasil y Argentina compensar sus déficits de energía de 36.300 GWh y de 2.400 GWh, respectivamente. En promedio, en Sudamérica, el 76% de la demanda interna corresponde a energía facturada. Paraguay se encuentra por debajo del promedio, con una demanda interna correspondiente a la energía facturada del 67% (5.590 GWh), mientras Brasil mantiene un nivel del 86,3%, Argentina del 72,4% y Uruguay del 78,4%. Un indicador de los recursos energéticos eléctricos disponibles en un país es el cociente que surge entre la demanda interna y la oferta interna de un país (expresado en porcentaje). Según este indicador, Paraguay es el país de mayores recursos eléctricos, pues según el último informe estadístico de la CIER, la demanda interna solo alcanza un 15% de la oferta interna.

11 | P á g i n a

La tarifa que le corresponde a una industria en Paraguay con este consumo típico es de 33 USD/MWh, cifra equivalente al 24%, 50 % y 91% de las tarifas promedio registradas en Brasil, Uruguay y Argentina, respectivamente.

2.1.3

COLOMBIA

El sector eléctrico en Colombia está mayormente dominado por generación de energía hidráulica (64% de la producción) y generación térmica (33%). No obstante, el gran potencial del país en nuevas tecnologías de energía renovable (principalmente eólica, solar y biomasa) apenas si ha sido explorado. La ley de 2001 diseñada para promover energías alternas carece de disposiciones clave para lograr este objetivo, como, por ejemplo feed-in tariffs, y hasta ahora ha tenido muy poco impacto. Las grandes plantas de energía hidráulica y térmica dominan los planes de expansión actuales. La construcción de una línea de transmisión con Panamá, que enlazará a Colombia con Centroamérica, ya está en marcha. Una característica interesante del sector eléctrico de Colombia (así como de su sector de abastecimiento de agua) es la existencia de un sistema de subsidios cruzados desde usuarios que viven en áreas consideradas como relativamente afluentes, y de usuarios que consumen cantidades de electricidad superiores, a aquellos que viven en áreas consideradas pobres y quienes usan menos electricidad. El sector eléctrico ha sido desagrupado en generación, transmisión, Red de distribución y comercialización desde que se llevaron a cabo las reformas del sector eléctrico en 1994. Alrededor de la mitad de la capacidad de generación es privada. La participación privada en distribución eléctrica es mucho más baja El mercado eléctrico en Colombia tiene segmentos regulados y no regulados. El mercado regulado, que es directamente contratado y servido por compañías de distribución, abarca usuarios industriales, comerciales y residenciales con demandas de energía inferiores a 0.5 MW. En este mercado, la estructura de tarifas es establecida por la agencia reguladora CREG. En el mercado no regulado, los consumidores con demandas de energía superiores a 0.5 MW pueden negociar y contratar libremente su suministro en el mercado mayorista (es decir, mercados spot' y de contratos) directamente o por medio de entidades comerciales, distribuidores, o productores. Este sistema de estratificación de subsidio en Colombia ha demostrado ser relativamente inefectivo en la canalización de subsidios a los pobres. Aunque el esquema es amplio en su cobertura y no excluye a más del 2 por ciento de los pobres en servicios con amplia cobertura como electricidad, agua y saneamiento, el subsidio no está adecuadamente restringido. Cerca del 50-60 por ciento de los beneficiarios de subsidios son de la mitad alta 12 | P á g i n a

de la distribución de ingresos, y es más, solamente 30-35 por ciento de los recursos de subsidios son capturados por los pobres. No obstante, el desempeño de este esquema de subsidios varía dependiendo del servicio considerado, siendo el agua y la telefonía los sectores con el peor y mejor desempeño respectivamente.

2.1.4

VENEZUELA

El sector eléctrico está constituido por las actividades de generación, transmisión, distribución y la comercialización en gran escala de potencia y de energía eléctrica. La producción de energía eléctrica en Venezuela se lleva a efecto a través de plantas térmicas con el uso de los combustibles fósiles (gas, fuel oil y gas-oil), distribuidas en todo el territorio nacional, con excepción del estado Bolívar, donde se genera a través de la la hidroelectricidad (agua) con el aprovechamiento de las cuencas existentes.

2.1.5

URUGUAY

La llamada “matriz energética” de un país es una tabla muy sencilla de interpretar y de muchísimo valor estratégico. Dicha “matriz” (podría decirse “tabla energética” también) contiene la producción total de energía y su composición de las diversas fuentes de generación. En el caso de Uruguay dicha matriz se puede sintetizar más o menos así: 





Hidroeléctrica: -

Represa de Salto Grande en el río Uruguay: 1000MW

-

Represas del Río Negro: 500MW

Térmica: -

Unidades de la central batlle: 300MW

-

Punta del Tigre: 300MW

-

Gas Oil en La Tablada: 200MW

Eólica: -



20MW de UTE y hay casi listas unos 80MW más de privados.

Generación Distribuida (privada): -

Llegando a 10 productores, casi 200MW instalados si sumamos a Botnia (90MW total – aunque solo vende 30MW a UTE), 80MW en total de compra en modalidad en general de tipo spot.

13 | P á g i n a



Futuro planificado (más allá de lo que eventualmente se haga) -

En la veta de generación, la mayor parte de la expansión sería realizada por privados. La idea es que la producción con biomasa llegue a 150MW y la eólica totalice 500MW (con acciones de UTE a través de una S.A.), así como una planta de gas natural de ciclo combinado (con eventuales acciones de UTE) de unos 300400MW.



Monopolio en Uruguay -

La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), es una empresa propiedad del Estado uruguayo que se dedica a las actividades de generación, trasmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, prestación de servicios anexos y consultoría.

2.1.6

CHILE

El sector eléctrico en Chile se basa principalmente en la generación de energía térmica e hidroeléctrica. Tras los cortes del suministro de gas natural proveniente de Argentina, en 2007 Chile comenzó la construcción de su primera planta de gas natural licuado y planta de regasificación en Quintero para asegurar el suministro de sus plantas generadoras a gas. Además, se inició la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas y a carbón. La exitosa reforma del sector eléctrico de Chile, que sirvió como modelo para otros países, se llevó a cabo en la primera mitad de la década de 1980. La desagregación vertical y horizontal de la generación, transmisión y distribución, y la privatización a gran escala, condujo al aumento de la inversión privada. Sin embargo, en los últimos años, realizar una modificación sustancial en la Ley general de servicios eléctricos para adaptarla a los desarrollos del sector de los últimos 20 años se ha vuelto una necesidad acuciante. Desde la privatización del sector eléctrico chileno en 1980, todas las actividades de generación, transmisión y distribución han permanecido en manos privadas.11 26 compañías participan de la producción, aunque tres grupos económicos controlan el sector: Grupo Endesa, AES Gener y Tractebel (Colbún). La situación es similar en el sector de la distribución, con 36 compañías, entre las cuales los grupos económicos más relevantes son Enersis (relacionado con Endesa), el cual incluye a Chilectra; el norteamericano PP&L; Sempra-PSEG y los grupos vinculados a las familias Marín, Claro, Hornauer y Pérez. En la transmisión, hay 5 actores. En el Sistema Interconectado Central (SIC), el actor más importante es Transelec, una compañía dedicada exclusivamente a la transmisión que controla la red completa que provee al SIC. En los 14 | P á g i n a

otros sistemas interconectados, las grandes compañías de generación y los grandes clientes son los propietarios de los sistemas de transmisión. Históricamente, las plantas hidroeléctricas han sido la mayor fuente de energía de Chile. Sin embargo, las sequías periódicas provocaban deficiencias y apagones, lo que impulsó al gobierno a aumentar la diversificación de la matriz de energía del país en la década de los 90, principalmente incorporando plantas de energía a gas natural. Las restricciones de gas que impuso Argentina a partir de 2004 condicionaron este desarrollo, con lo que comenzaron a entrar centrales térmica a carbón al sistema. No obstante, los proyectos de energía hidráulica continuaron ejecutándose. El mejor ejemplo es la planta Ralco de Endesa de 570 MW sobre el Río Biobío, ya que es la planta de energía más grande de Chile. La construcción de esta planta se demoró debido a la oposición de los residentes locales y los activistas ecologistas, pero finalmente comenzó a funcionar en 2004, año en el cual la autoridad de medio ambiente de Chile también aprobó su expansión a una capacidad de 690 MW.

2.1.7

ECUADOR

El Ecuador ha presentado en los últimos 20 años un desequilibrio entre oferta y demanda de energía eléctrica. Por un lado el aumento de la demanda ha incrementado alrededor de un 6,5% anual, mientras que la oferta de energía únicamente se ha incrementado en un 5%. La falta de decisión de las diferentes autoridades de turno no han permitido el desarrollo de importantes proyectos hídricos y mucho menos la investigación y estudios de otro tipo de energías renovables. El Ecuador actualmente produce energía eléctrica por medio de centrales hidroeléctricas y termoeléctricas. La empresa pública encargada de la generación y transmisión de la energía eléctrica en el Ecuador es la CELEC (Corporación Eléctrica del Ecuador). “A diciembre de 2010 CELEC EP estuvo formada por siete unidades de negocio, tres de generación térmica, tres de generación hidráulica y una de transmisión. Actualmente, con los activos en servicio de la empresa Machala Power, que pasaron a ser parte de la CELEC EP, se conformó una nueva unidad de negocios denominada Termogas Machala. En diciembre del 2011 el Ecuador tuvo una producción de energía eléctrica de 19.56 MW (CELEC) y 2.206 MW (SIN) proveniente de las hidroeléctricas, 95 MW de energía no convencionales, 134 MW (CELEC Y SIN) de gas natural, 654 MW (CELEC) y 930 MW (SIN) de combustibles fósiles, y 361 MW (CELEC) y 894 MW (SIN) en base a diesel.

15 | P á g i n a

2.1.8

BOLIVIA

La electricidad generada en Bolivia proviene de centrales hidroeléctricas (42%) y centrales termoeléctricas (58%). El balance energético de 2008 fue positivo con una generación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) de 5.372 GWh y un consumo nacional de 5.138 GWh.1 El potencial hidroeléctrico es de 39.850 MW que pueden ser exportados a los países vecinos.2 El consumo per cápita promedio es bajo de 9.673 kcal/hab/día. El habitante urbano consumía 11.300 kcal/hab/día y el rural 7.450 kcal/hab/día, en otras unidades se puede expresar que cada boliviano consumía 340 kilogramos de petróleo equivalente a (kg pe), comparado a le media en América Latina (1.000 kg ) o mundial (1.500 kg pe). El potencial hidroeléctrico con que cuenta Bolivia está en el orden de 39.900 MW de potencia, que alcanzaría una producción de 177.669 GWh, del cual se estaría utilizando solo el 1%. La región de mayor concentración del recurso hidropotencial en el país se encuentra en la vertiente este de la Cordillera Oriental de los Andes. Consiste en un franja territorial que tiene su inicio en la Cordillera de Apolobamba y se extiende por la de Muñecas, Real de La Paz,

Tres

Cruces,

Santa

Vera

Cruz

y

Cochabamba.

Abarca un

longitud de

aproximadamente unos 350 km y un ancho promedio de 100 km.

ANÁLISIS DE TARIFAS

3.0

47.42

(ctv.US$/kW.h)

26.22 25.19 18.96 8.73

Bolivia

12.78

8.18

Colom bia

5.62

13.41 15.45

1.77 3.36 4.71 4.81

El Salv… Guate mala Urugu ay

Chile

Costa Rica Panam á

Perú

Brasil

Venez uela Parag uay Argenti na Ecuad or

1.25

México

60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

Tarifas de Electricidad Sector Residencial - Consumo Mensual de 30 kW.h

16 | P á g i n a

Tarifas de Electricidad Sector Residencial - Consumo Mensual de 65 kW.h

40 35

29.54

30 23.73

(ctv.US$/kW.h)

25 20

24.15

16.85 13.41 14.63

15

12.92 10.22 6.66 6.66

10 5.62 5.81 1.98 2.49

5

Chile

Costa Rica Panam á

Perú

Colom bia

Brasil

Bolivia

Ecuad or

México

Venez uela Paragu ay Argenti na

0

El Salv… Guate mala Urugu ay

0.58

Tarifas de Electricidad Sector Residencial - Consumo Mensual de 125 kW.h

35 30

27.45 23.32 23.50

20 13.41 13.85

15

14.09

15.99 16.29

6.11

6.47

México

Ecuador

8.25 8.61

10 3.97

5

2.14 0.30

El Salvador Guatem ala

Uruguay

Colombi a

Chile

Perú

Panamá

Costa Rica

Bolivia

Brasil

0 Venezue la Argentin a Paragua y

(ctv.US$/kW.h)

25

17 | P á g i n a

35

Tarifas de Electricidad Sector Residencial - Consumo Mensual de 300 kW.h

30

26.91 24.01

(ctv.US$/kW.h)

25

21.31

20 15.44 15.70

17.24 17.93

13.65

15

11.39

10 5

19.17

8.07

8.29 9.10

1.49 2.32

40

Guatema la

México

Uruguay

Colombia

Costa Rica El Salvador

Panamá

Chile

Perú

Brasil

Ecuador

Paragua y

Bolivia

Argentin a Venezuel a

0

Tarifas de Electricidad Sector Comercial - Consumo Mensual de 50 000 kW.h

35 29.90

30 24.35 16.90 17.33 14.27 14.43

15 5.65

7.90

8.09

Ecuador

3.41

Bolivia

9.20 11.28

10 5

25.60

19.99

20

2.29

México

Colombi a El Salvador Guatema la

Panamá

Chile

Costa Rica

Brasil

Perú

Venezuel a Argentin a Paragua y

0 Uruguay

(ctv.US$/kW.h)

25

18 | P á g i n a

30

Tarifas de Electricidad Sector Industrial - Consumo Mensual de 500 000 kW.h

25

23.33 19.43 19.89

(ctv.US$/kW.h)

20

16.95 15.55

15

5

2.94

7.48

7.90

Bolivia

6.04

Perú

9.10

10

9.92 10.00 10.76

4.17

4.0

Guatem ala

México

Panamá

Colombi a

Chile

Uruguay

Brasil

Costa Rica

Ecuador

Venezu ela Argentin a Paragua y

0

El Salva…

1.40

REFERENCIAS

http://es.wikipedia.org/wiki/Pol%C3%ADtica_energ%C3%A9tica_de_Brasil http://www.slideshare.net/ric0608/generacion-de-energa-elctrica-situacin-del-sistemaelctrico-ecuatoriano http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADas_en_Bolivia http://es.wikipedia.org/wiki/Sector_el%C3%A9ctrico_en_Chile http://tallandoideas.com/2010/06/matriz-energetica-de-generacion-electrica-del-uruguay/ http://www.guia.com.ve/noti/5608/otras-fuentes-energeticas http://es.wikipedia.org/wiki/Sector_el%C3%A9ctrico_en_Colombia

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