Integración Eléctrica: ¿Perú, un país exportador e importador de energía eléctrica?

A propósito de la reciente publicación del Proyecto de Ley N° 0521 “Ley que aprueba el marco general para la interconexión internacional de los sistemas eléctricos y el intercambio de electricidad” es necesario revisar detenidamente esta iniciativa legal, informarnos respecto a lo que implica un proceso de integración eléctrica y en qué parte de este proceso se encuentra el Perú.

0
1843

Por Margarett Matos, abogada asociada del Área de Energía, Minería y Recursos Naturales de Philippi, Prietocarrizosa, FerreroDU & Uría.

Recientemente, varias notas periodísticas[1] han informado sobre el nuevo marco regulatorio para promover la interconexión  eléctrica y los intercambios internacionales (exportación e importación) de electricidad entre el Perú y sus países vecinos como Chile, Bolivia, Brasil y Ecuador. De esta manera, el Perú se convertiría en un Hub Energético a nivel regional, al ser un centro de negociaciones que permitiría el trading o negociación secundaria de energía eléctrica, a través de la compra y venta de los excedentes de cada país.

A tales efectos, recientemente se dio a conocer,  la publicación del Proyecto de Ley N° 0521 “Ley que aprueba el marco general para la interconexión internacional de los sistemas eléctricos y el intercambio de electricidad[2]. Lo cual no solo amerita la necesidad de revisar detenidamente esta iniciativa legal, sino, además, supone que nos interesemos e informemos respecto a lo que implica un proceso de integración eléctrica y en qué parte de este proceso se encuentra el Perú.

¿Qué es la integración eléctrica?

La integración eléctrica puede ser entendida como un proceso por el cual los países acuerdan interconectar sus sistemas eléctricos con la finalidad de realizar transacciones internacionales de energía entre los países miembros del acuerdo. Estos acuerdos de “interconexión de sistemas eléctricos” pueden tener diversos matices, desde la mera conexión física de las instalaciones de transmisión hasta una estrecha coordinación de políticas energéticas, modelos regulatorios coordinados y disposiciones operativas conjuntas.

Los procesos de integración tienen diferentes beneficios, como la ampliación de los mercados, optimización y/o complementariedad en el uso de los recursos naturales, el aprovechamiento de economías de escala, la explotación de recursos compartidos y el mejoramiento de los niveles de seguridad de abastecimiento de suministro eléctrico. La integración, al optimizar la utilización de los recursos naturales, también puede lograr importantes beneficios ambientales locales y globales al reducir la emisión de gases de efecto invernadero (GEI) o al evitar la construcción de proyectos socialmente impopulares. Podrán haber diferencias sobre cómo se reparten los beneficios de los intercambios, que es un tema de fondo pero, de manera general, empresarios y gobiernos parecen estar de acuerdo con los procesos de integración.

Nótese además que la integración eléctrica puede ser entendida como parte de un proceso más grande y complejo de integración energética de intercambio no solo de excedentes de electricidad, sino también de gas natural, petróleo, y otros; y esto a su vez, formaría parte de un proceso de mayor envergadura de integración económica.

Experiencias notables de integración eléctrica

El principal propulsor del fenómeno de integración energética es el crecimiento de la demanda de energía eléctrica como consecuencia o requerimiento de la evolución de la sociedad. Así, al inicio, los países buscaron interconectar sus propios sistemas con miras a un sistema eléctrico interconectado nacional[3], estos procesos implicaron que los países inviertan en ampliar su infraestructura de redes de transmisión y centros de producción de energía, de modo que se aproveche eficientemente los costos de la producción de energía eléctrica (economía de escala). Posteriormente, el fenómeno de integración se fue expandiendo, llegando a niveles supranacionales.

La referencia más importante de esta experiencia es la Integración Energética de la Unión Europea[4], la cual tuvo como base la firma de diversos tratados[5], en base a los cuales, los países miembros se comprometieron a armonizar sus mercados nacionales con el fin de elaborar una política energética común para la que luego sería la Unión Europea.

Otra experiencia notable es la del Nordic Power Exchange (NORDPOOL), constituido por Noruega, Suecia, Finlandia y Dinamarca. Esta es una asociación voluntaria que existe en paralelo de mercados domésticos desde 1996, cuyo éxito es producto de la voluntad política basada en el historial de intercambio eléctrico entre los países nórdicos.

Finalmente, también es representativo el caso de los mercados eléctricos de América del Norte, cuya integración se basó en la firma del Tratado de Libre Comercio de América del Norte (NAFTA) constituido por los Estados Unidos, México y Canadá. En este caso, la integración se ha visto limitada a acuerdos bilaterales debido a múltiples razones que complican una verdadera integración, tales como la asimetría del poder económico y político de los Estados Unidos frente a México y Canadá y la desconfianza que ello produce en los países miembros del acuerdo, así como la divergencia regulatoria existente entre estos países.

¿Y en América Latina?

A nivel de América Latina, los procesos de integración datan de esfuerzos desde los años 60s a través de la creación de organismos internacionales como la CIER, ARPEL y la OLADE. Posteriormente, en los años 70s, se suscribió el Acuerdo de San José con el objeto de mitigar los altos costos del petróleo a países de América Central y el Caribe, y finalmente, en la última década del siglo XX, tuvo gran incidencia aunque sin mucho éxito, la Iniciativa de las Américas propiciada por los Estados Unidos.

De la experiencia más cercana a nuestra época, podemos resaltar algunos esfuerzos de carácter regional con la conformación de la Comunidad Andina de Naciones (CAN), el Mercado Común del Sur (MERCOSUR) y la Unión de Naciones Suramericanas (UNASUR). A pesar de estos esfuerzos multilaterales, la mayoría de procesos de integración fueron resultado de acuerdos binacionales para el desarrollo de proyectos específicos, salvo el caso de América Central y la creación del Sistema de Interconección Eléctrica para América Central (SIEPAC).

En América Central el proceso de interconexión eléctrica surgió como parte de un proceso más amplio de integración regional, que inició en 1960 con la firma del Tratado General de Integración Económica de América Central y el Protocolo de Tegucigalpa. Posteriormente, se realizaron las primeras interconexiones propiciadas mediante acuerdos bilaterales para situaciones de emergencia y venta de excedentes en condiciones climáticas excepcionales.

Sin embargo, el verdadero proceso de integración regional y conformación del Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central (SIEPAC) se dio a partir de: (i) la construcción de una infraestructura de transmisión regional que inició en el año 2006 y finalizó en el 2014; y, (ii) la creación de instituciones con carácter regional: la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), el Operador Regional (EOR) y la Empresa Propietaria de la Red (EPR). De esta manera se conforma el Mercado Regional que es un mercado mayorista obligatorio day ahead de precios nodales.[6]

En América del Sur, los acuerdos de interconexión eléctrica se originaron en el seno de la CAN con alcance a los países andinos que lo conforman. Este marco regulatorio se estableció a partir de normativa comunitaria, como la Decisión 536 del año 2002, mediante la cual se fijó el “Marco General para la Interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad”. Por el cual, se desarrollaron los proyectos de interconexión Colombia-Ecuador y Ecuador-Perú.

Por otro lado, los acuerdos de interconexiones en el seno de MERCOSUR, se han basado principalmente en proyectos hidroeléctricos de carácter bilateral como: las centrales de Salto Grande (Uruguay y Argentina), Itaipú (Paraguay y Brasil), Yacyretá (Argentina y Paraguay). Es preciso tener en cuenta que, en la actualidad, se han venido desarrollando muchas otras interconexiones entre los países que permiten mayor fluidez de los intercambios internacionales, usando incluso a los países interconectados como de tránsito para tener un mayor grado de alcance.

Perú, ¿dónde estamos?

A la fecha, el Perú no se encuentra interconectado eléctricamente con ningún país de forma permanente, únicamente contamos con un enlace[7] que nos permite interconectarnos al sistema eléctrico del Ecuador en las oportunidades que se requiere exportar o importar electricidad a este país. Sin embargo, estos intercambios han sido bastante puntuales, y en la práctica, se han visto condicionados a situaciones de emergencia de los sistemas eléctricos de ambos países.

Los intercambios de electricidad con el Ecuador se realizaron bajo la Decisión 757[8], publicada el 22 de agosto de 2011, que forma parte de la normativa supranacional implementada por la CAN en el marco del Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA), conformado por los países miembros de la CAN (Perú, Colombia, Ecuador y Bolivia) y Chile, como país invitado. Esta Decisión 757, entre otras cosas, establece en su Anexo II, el régimen transitorio para los Intercambios de Electricidad (IE) entre Ecuador-Perú.

En cumplimiento de la Decisión 757, en el Perú se aprobó un Reglamento Interno para la aplicación de esta Decisión, el Decreto Supremo N° 011-2012-EM  y el Procedimiento Técnico COES N° 43 “Intercambios Internacionales de Electricidad en el marco de la Decisión 757 de la CAN”. Por su parte, en Ecuador, se emitió el Decreto Ejecutivo 3448, y la Regulación CONELEC 002/12 “Transacciones Internacionales de Electricidad entre Ecuador y Perú aplicables durante el período transitorio acorde con lo dispuesto en la Decisión 757 de la Comunidad Andina”.

Sobre la base de la normativa anterior, y para viabilizar los intercambios, se suscribió además un Acuerdo Operativo entre  los operadores de los sistemas eléctricos y administradores de los mercados eléctricos mayoristas del Ecuador y Perú: CENACE de Ecuador y COES de Perú. A ambas entidades se les asignó la función de coordinar la operación de las transacciones internacionales de electricidad a corto plazo en sus respectivos mercados.

A continuación, en la siguiente tabla se muestran los intercambios  de electricidad realizados entre Perú y Ecuador desde el año 2009:

Tabla 1. Intercambios realizados con Ecuador (2009-2016)

AÑO Periodo de Intercambio Importación/     Exportación Observaciones
2009 – 2010 17.11.2009 – Abril 2010 Exportación a Ecuador La exportación  quedó limitada a los excedentes de potencia y energía que no sean requeridos para atender la demanda del SEIN. Los sobrecostos en el Mercado de Corto Plazo fueron asumidos por ELECTROPERU.
2011 24.06.2011-27.06.2011 Importación de Ecuador Debido al mantenimiento progamado de la TGN4 de la CT Malacas. La máxima transferencia fue de 55 MW en los periodos media y máxima demanda.
08.08.2011-13.08.2011, 15.08.2011-17.08.2011 Debido al racionamiento parcial de suministro para el Área Norte del SEIN, se suscribió un contrato entre CELEC y ENOSA. La máxima transferencia fue de 55 MW en periodos de media y máxima demanda.
16.12.2011- 19.12.2011 Debido al mantenimiento programado de la TGN4 de la CT Malacas. La máxima transferencia fue de 60 MW en los periodos media y máxima demanda.
2012 03.02.2012-11.02.2012 Importación del Ecuador Debido al mantenimiento programado de la línea de transmisión L-2249 (Talara-Zorritos), se suscribió un contrato de importación temporal entre CELEC y ENOSA. La máxima demanda a ser importada es de 30 MW.
30.03.2012-02.04.2012 Debido al mantenimiento programado de laTGN4 de la CT Malacas, se suscribió un contrato de importación temporal entre CELEC y ENOSA. La máxima transferencia a ser importada es de 60 MW en periodos de máxima demanda.
2014 20.12.2014-04.01.2015 Exportación a Ecuador Debido a la indisponibilidad de la Central Paute-Molino del Ecuador por las obras de interconexión con la Central Hidroeléctrica Sopladora. La máxima transferencia fue de 68 MW en máxima demanda.
2015 01.08.2015-12.08.2015 Exportación a Ecuador Debido a la indisponibilidad de la Central Paute-Molino del Ecuador (1100 MW), se suscribió un contrato entre EDEGEL y CELEC. La máxima transferencia fue de 68 MW en máxima demanda.
14.11.2015-20.11.2015 Se suscribió un contrato entre ENERSUR y CELEC. La máxima transferencia fue de 68 MW en máxima demanda.
12.12.2015-25.12.2015 Se suscribió un contrato entre ENERSUR y CELEC. La máxima transferencia fue de 60 MW en máxima demanda.
2016 02.01.2016-08.01.2016 Exportación a Ecuador Se suscribió un contrato entre ENERSUR y CELEC. La máxima transferencia fue de 58 MW en máxima demanda.
16.01.2016-22.01.2016 Se suscribió un contrato entre ENERSUR y CELEC. La máxima transferencia fue de 54.7 MW en máxima demanda.
30.01.2016-05.03.2016 Se suscribió un contrato entre ENERSUR y CELEC. La máxima transferencia fue de 54.7 MW en máxima demanda. En intercambio se interrumpió por la limitación del gas natural para el parque generador del SEIN por problemas en el ducto de LGN, se reinició el intercambió el 02.02.2016.

 

FUENTE. Elaboración propia con datos disponibles del Portal Web COES (http://portal.coes.org.pe/intercambios-internacionales/WebPages/IntercambiosInternacionales.aspx)

De esta información puede resaltarse que la mayoría de estos intercambios han sido extraordinarios, coyunturales, y condicionados -en su mayoría- a mantenimientos e indisponibilidades de unidades de generación y líneas de transmisión de ambos países. En ese sentido, los intercambios de electricidad realizados por el Perú hasta el momento no han estado propiciados por decisiones económicas de un mejor aprovechamiento de los recursos energéticos disponibles sino se han tratado de medidas destinadas a evitar la interrupción del suministro eléctrico en ambos países. Situación que sería necesaria revertir de cara, sobre todo, a la rentabilidad y mejor aprovechamiento de la sobre oferta de generación eléctrica actual.

Por otro lado, con otros países hemos venido realizando esfuerzos por llegar a acuerdos binacionales que permitan viabilizar las interconexiones eléctricas, pero hasta el momento no se ha llegado a materializar intercambios con países distintos al Ecuador.

Con Brasil, se suscribió un Convenio de Integración para la Exportación de Energía e Integración para la Exportación de Energía e Integración en mayo de 2008 y un Acuerdo Binacional de Suministro y Exportación de Electricidad, suscrito en junio del 2010. Sin embargo, el Congreso de la República en su Dictamen del 23 de mayo de 2014[9], decidió no aprobar este Convenio, por lo que este tratado no es vinculante para el Estado Peruano. Este Dictamen señala como motivos principales para la negativa a la aprobación los siguiente: a) Se trataba de un acuerdo para asegurar al Brasil la provisión de energía por al menos 30 años que comprometería de manera exclusiva la nueva capacidad de generación eléctrica del Perú con la exportación al Brasil. b) Se compromete la libre decisión de los agentes de suscribir contratos en función a los incentivos de mercado existente, puesto que estarían obligados a exportar su energía a Brasil. c) Costos importantes y potenciales de carácter ambiental.

Con Chile, no contamos con ningún acuerdo bilateral vigente. Sin embargo, producto de los estudios desarrollados por la SINEA, se han planteado hasta dos alternativas de integración eléctrica[10]. La primera, a través de una línea de 220 kV desde Tacna a Arica, que entraría en operación el año 2017. Y la segunda, a través de una interconexión continúa desde Moquegua al centro de Chile, que entraría en operación el 2020.

Finalmente, con Bolivia, tampoco tenemos un acuerdo binacional de interconexión eléctrica. Al respecto, el COES[11] señala que en el marco de la SINEA se ha planteado la posibilidad de una interconexión indirecta Bolivia-Chile y Chile-Perú, debido a que una interconexión directa de Perú y Bolivia sería muy costosa por las diferencia de frecuencias de ambos sistemas que implicaría la necesidad de usar equipos convertidores asincrónicos (convertidores a distinta frecuencia) o un enlace en corriente continua. Recientemente, en junio de 2015, Bolivia y Perú firmaron un Acta para la conformación de un Comité Binacionales de Hidrocarburos y de Energía Eléctrica, por lo que se espera importantes oportunidades de colaboración mutua[12].

 

Proyecto de ley, ¿nuevo marco legal para la interconexión e intercambios de energía eléctrica en el Perú?

El Proyecto de Ley N° 0521 “Ley que aprueba el marco general para la interconexión internacional de los sistemas eléctricos y el intercambio de electricidad” tiene por finalidad, definir la política a seguir en la suscripción de acuerdos internacionales bilaterales o entre más partes, o en el marco de organizaciones regionales e internacionales en materia de interconexión eléctrica para el Perú y el intercambio de electricidad con otros países.

A tales efectos, este proyecto de ley plantea los siguientes lineamientos generales:

  1. Tanto la interconexión como los intercambios de electricidad se realizarán en el marco de los acuerdos internacionales que se tengan suscritos, y entre los países miembros de dichos acuerdos.
  2. El Perú solo podrá exportar sus excedentes de energía, luego de cubrir la demanda interna.
  3. Las exportaciones no deben generar sobrecostos para los usuarios eléctricos peruanos.
  4. Los intercambios estarán determinados por decisiones operativas de despacho económico coordinado entre el COES y los operadores de los otros sistemas.
  5. El Perú en ningún caso, será usado como una servidumbre de paso que sirva para la interconexión de dos estados que se encuentren a los extremos colindantes. Esto significa que no se podrá otorgar concesiones de transmisión para líneas que atraviesen el territorio peruano, sin conectarse al sistema eléctrico peruano.
  6. Se establece que los acuerdos internacionales deberán incorporar un mecanismo de compensación por el intercambio de energía que sea generada con recursos naturales a favor del Estado peruano, que considere el precio doméstico y el precio comparable del gas natural de destino, utilizado para la generación eléctrica.
  7. Se establece que los sistemas de distribución eléctrica no conectados, ubicados cerca de las zonas de fronteras, podrán interconectarse con otros países.
  8. Los pagos por los costos de exportación deben de estar respaldados por una garantía que tendrá que ser ofrecida por los que actúen como importadores de electricidad.
  9. Se crea el mecanismo de la Compensación Tarifaria con el objeto de reducir los cargos adicionales en el peaje de transmisión, y así trasladar el beneficio económico obtenido en los intercambios a los usuarios finales. La variable económica que sustenta esta medida es la correspondencia con la contribución que realizan los usuarios finales a través del pago del peaje por conexión, y por el cual, se financiará a los nuevos enlaces de interconexión que sean necesarios.

La aprobación y promulgación de este proyecto de ley es de vital importancia a efectos de establecer las directrices que el Gobierno peruano debe considerar, en adelante, para suscribir acuerdos internacionales de interconexión e intercambio de energía eléctrica. El objetivo además es que se logre agilizar los procesos de exportación e importación de electricidad entre los países miembros del acuerdo, y que estos intercambios no se originen únicamente por situaciones de emergencia, tal como ha venido ocurriendo entre Perú y Ecuador.

Finalmente, no debe perderse de vista que la posibilidad de realizar intercambios internacionales de electricidad (importación y exportación) contribuye con la seguridad energética en el sentido que permite que un país pueda valerse del suministro eléctrico disponible en otro, evitando así interrupciones o racionamiento de suministro eléctrico.  Asimismo, desde el punto de vista comercial, la exportación e importación de electricidad crea valor agregado a nuestros recursos de índole primaria, como el agua, las fuentes de energía renovables, el gas natural; de manera que en lugar, de exportar –por ejemplo- gas natural (como producto primario) se genera una cadena de valor, exportando electricidad. Esta nuevamente sería una gran oportunidad para el Perú de cara a la problemática de sobreoferta de generación eléctrica.


[1] GESTIÓN. “Perú apunta a convertirse en hub energético exportando electricidad a Ecuador y Chile”. Consultado el 4 de marzo del 2016. Disponible en: http://gestion.pe/economia/peru-apunta-convertirse-hub-energetico-exportando-luz-hacia-ecuador-y-luego-chile-2155715; MININGPRESS Edición Perú. “Perú busca convertirse en hub energético. Excedentes y tarifas” Consultado el 4 de marzo de 2016. Disponible en: http://www.miningpress.com.pe/nota/294839/peru-busca-convertirse-en-hub-energetico-excedentes-y-tarifas; EL PERUANO. “El Perú podría ser hub energético en la región” Consultado el 4 de marzo de 2016. Disponible en: http://www.elperuano.com.pe/noticia-el-peru-podria-ser-hub-energetico-la-region-38811.aspx

[2] Disponible en: http://www2.congreso.gob.pe/sicr/tradocestproc/Expvirt_2011.nsf/visbusqptramdoc/05201?opendocument (Fecha de consulta:11.04.2016)

[3] El Perú no fue ajeno a este fenómeno, el 08 de octubre de 2010,  se interconectó el Sistema Centro Norte (SICN) y el Sistemas Sur (SIS) en un único  COES-SINAC.

[4] YUNTA HUETE, Raúl. “La experiencia europea en integración energética”. Petrotecnia. Agosto 2014. Consultado el 6 de marzo de 2016. Disponible en: http://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Petrotecnia/2004-4/ExperienciaEuropea.pdf.

[5] Entre ellos, el Tratado de Paris y la creación de la Comunidad del Carbón y del Acero (CECA), que después condujo a la firma del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea en 1957 y la creación de la Comunidad Económica Europea que originó la Comunidad Europea de la Energía Atómica, y finalmente el Tratado de Maastricht en 1992.

[6] En este mercado interactúan activamente los centros de despachos nacionales de los países miembros, elaborando un pre-despacho sin considerar los intercambios internacionales e informando al EOR del estado de su red para cada hora del día siguiente. Con esta información, el EOR realiza las casaciones de los precios de ofertas y determina el pre-despacho regional definitivo. Los instrumentos financieros que respaldan estas transacciones son contratos que pueden ser suscritos a corto y largo plazo, siendo esto último los que promueven la inversión en generación; y además, pueden ser de naturaleza firme (de carácter no interrumpible) y no firme (respecto a excedentes, de carácter interrumpible que sirven para viabilizar a los contratos a firme).

[7] Este enlace tiene un nivel de tensión en 220kV y une a las Sub Estaciones de Zorritos (Perú)–Machala(Ecuador),y se encuentra disponible desde el 2004.Como parte del Plan de Transmisión vigente, se encuentra en construcción la Línea SE La Niña (Perú)- SE Chorrillos (Ecuador), que será una nueva línea que robustecerá el enlace para la interconexión con Ecuador con un mayor nivel de tensión de 500kV. Esta línea permitirá la interconexión permanente de ambos sistemas.

[8] La Decisión 757 prorroga la entrada en vigencia de la Decisión CAN 536 “Marco General para la Interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad”, que entre otras cosas, tiene por objeto, vincular a los países pertenecientes a la CAN con fines de integración regional.

[9] En mérito a la Resolución Suprema N° 057-2011-RE se remitió al Congreso de la República la documentación relativa al Acuerdo. El Congreso emitió su dictamen desaprobatorio disponible en: http://www.actualidadambiental.pe/wp-content/uploads/2014/05/Dictamen-dle-Acuerdo-Energ%C3%A9tico-Per%C3%BA-Brasil.pdf. Consultado el 17 de abril de 2016.

[10] Para mayor información, revisar “Más sobre la Interconexión Chile y Perú”. Miningpress.com. Consultado el 17 de abril de 2016. Disponible en: http://www.miningpress.com/nota/276471/mas-sobre-la-interconexion-entre-chile-y-peru.

[11] COES Informe COES/D/DP-01-2012 “Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022”. Consultado el 17 de abril de 2016. Disponible en: http://contenido.coes.org.pe/alfrescostruts/download.do?nodeId=577fd1db-5c3f-46cb-af1e-b6bca4ccba29

[12] Noticia en Gestión. Consultado el 17 de abril de 2016. Disponible en: http://www.oilchannel.tv/web/se-confirmo-integracion-energetica-y-gasifera-entre-bolivia-y-peru/

 


 

Bibliografía

WOLFGANG F. LUTZ, Reformas del sector energético, desafíos regulatorios y desarrollo sustentable en Europa y América Latina. Proyecto CEPAL. Santiago de Chile: junio 2001. Disponible en: http://repositorio.cepal.org/bitstream/handle/11362/6382/S01060521_es.pdf?sequence=1

CEPAL. Apuntes sobre la Integración Eléctrica Regional y Propuestas para Avanzar.2013. Consultado el 06 de marzo de 2016. Disponible en: http://www.olade.org/wp-content/uploads/2015/08/INTEGRACI%C3%93N-EL%C3%89CTRICA-REGIONAL-Y-PROPUESTAS-PARA-AVANZAR.pdf

COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Capítulo III. “Integración Eléctrica en la Comunidad Andina”. Consulta el 17 de abril de 2016. Disponible en: http://www.comunidadandina.org/public/e_cap3.pdf.

SALAZAR VALLEJO, Renzo. “De la independencia a la interdependencia: América Latina y la integración Eléctrica (en los países Andino). Revista Electricidad Perú. N° 24 (P. 52-53) Consultado el 17 de abril de 2016. Disponible en: http://es.calameo.com/read/000557383edbcc07f49fe.

BANCO DE DESARROLLO DE AMÉRICA LATINA (CAF). “Nuevas Oportunidades de Interconexión Eléctrica en América Latina”. Colombia, 2012. Consultado el 20 de abril de 2016. Disponible en: http://publicaciones.caf.com/media/18406/oportunidades-interconexion-electrica-america-latina.pdf

No hay comentarios

Dejar respuesta