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PROYECTO CIER 15 FASE II
Montevideo, 26 de Abril de 2010
Mario Pereira Silvio Binato Maria de Luján [email protected]
Temario
► El proyecto CIER 15 Fase II
► Potencial energético regional
► Base de datos para el estudio
► Escenario de referencia
► Estudios de caso
► Conclusiones y próximos pasos
22
Temario
► El proyecto CIER 15 Fase II
► Potencial energético regional
► Base de datos para el estudio
► Escenario de referencia
► Estudios de caso
► Conclusiones y próximos pasos
33
El proyecto CIER 15 Fase II
► Objetivo: analizar en un nivel estratégico, técnico, comercial y
regulatorio la viabilidad de la creación, y/o incremento de
transacciones de energía entre las regiones de América
Central – Andina y Cono Sur
► Financiamiento: (i) CIER; (ii) Corporación Andina de Fomento
(CAF); y Banco Mundial (Public-Private Infrastructure
Advisory Facility – PPIAF)
► Consultores: Mercados Energéticos (ME) de Argentina;
SYNEX de Chile; y PSR de Brasil
4
Equipo consultor
5
Silvio Binato
Maria de Luján Latorre
Fernanda Thomé
Luiz Carlos da Costa Jr.
Bruno Flach
Bernardo Bezerra
André Granville
Tareas (1/2)
1. Actualizar la información del potencial energético de la región, las últimas proyecciones de crecimiento de la demanda de energía y potencia eléctrica, la información de los últimos planes de expansión de la oferta de energía eléctrica (generación) y los últimos planes de expansión de transporte de energía eléctrica y gas
2. Caracterizar los escenarios en que se pueden desarrollar las transacciones internacionales de energía
3. Análisis y evaluación de las oportunidades de las transacciones internacionales de energía, cuantificación de beneficios y criterios para la adecuada asignación de los mismos
6
Tareas (2/2)
4. Dentro de las oportunidades identificadas analizar posibles esquemas comerciales de transacciones de energía de corto, mediano y largo plazo
5. Elaborar una propuesta general con los principios y criterios básicos para definir reglas subregionales que viabilicen las transferencias energéticas en la región
6. Elaboración de los informes finales y presentaciones
7
Países involucrados en el estudio
COCO
BRBRECEC
PEPE
BOBO
CLCL ARAR UYUY
PYPY
MXMX
GUGU
HOHOESES NINI CRCR PAPA
Centroamérica
Comunidad Andina
Mercosur
88
Temario
► El proyecto CIER 15 Fase II
► Potencial energético regional
► Base de datos para el estudio
► Escenario de referencia
► Estudios de caso
► Conclusiones y próximos pasos
99
Los grandes números…
1010
capacidad instalada
192 GW
área 17 millones km2
población 400 millones
PIB (nominal) US$ 2.5 mil millones
Potencial renovable: hidroelectridad
1111
Potencial (GW)
% desarrollo
Argentina 45 19%
Bolivia 40 1%
Brasil 143 52%
Chile 25 21%
Colombia 93 9%
Costa Rica 7 50%
El Salvador 2 24%
Ecuador 23 8%
Guatemala 5 13%
Honduras 5 10%
Mexico 53 24%
Nicaragua 2 5%
Panama 4 20%
Paraguay 13 63%
Perú 62 5%
Uruguay 2 75%
Total 524 25%
Potencial renovable: energía eólica
1212
México 40
Centroamérica 100
Colombia 20
Peru 10
Chile 5
Argentina 10
Brasil 140
Total 325
Potencial renovable: biomasa
► El aumento de la producción de etanol ha permitido un
avance importante en el monto y la competitividad económica
de la cogeneración en base a biomasa, en especial el bagazo
de caña
10% del suministro de electricidad de Nicaragua en el 2008 ha venido
de la biomasa
Brasil posee alrededor de 3 mil MW de este tipo de cogeneración ya
instalado o en construcción; el potencial de la cogeneración sería
suficiente para suministrar la mitad de la necesidad de nueva
capacidad de generación requerida por el país para los próximos diez
años
1313
Sinergia entre hidroeléctricas, eólica y biomasa
► A diferencia de los países europeos, donde las fluctuaciones
de la producción eólica requieren la instalación de plantas
generadoras termoeléctricas de “respaldo”, se pueden usar
los embalses de las plantas hidroeléctricas para compensar
las fluctuaciones de la producción eólica
► Un uso semejante de los embalses como “variables de ajuste”
ya se hace para las plantas de bagazo de caña, pues su
producción de energía se concentra en el periodo de la
cosecha de la caña
1414
Reservas de gas natural (TCF)
15
Argentina 16 Bolivia 27 Brasil 20 Chile 3 Colombia 4 Cuba 3 México 13 Perú 12 Trinidad y Tobago 19 Venezuela 171 Total 287
Anillo de gas del Mercosur
16
Gasoducto de Centroamérica
17
Gasoducto del Sur
18
El gas natural licuado (GNL)
19
REGAS – Terminal Fixo de GNL
LIQUEFAÇÃO – Produção e Exportação GNL
Pecem, Brasil7 Mm3/d(2009)
Baia de Guanabara, Brasil14 Mm3/d
(2008)
Sul do Brasil – 6 a 8 Mm3/dQuintero, Chile8 –12 Mm3/d
(2009)
Mejillones, Chile8 Mm3/d
Peru LNG (2010)4.2 MTPA GNL18 Mm3/d GN
Uruguai – 8 Mm3/d
Argentina - 10 a 15 Mm3/d - 2008 ??
Colômbia10 Mm3/d(2012) ??
PDVSA LNG (2013) ??
LNG Pré Sal 2015 (??)
Argentina8 Mm3/d2008 REGAS – Terminal Flutuante de GNL
87 Mm3/día
87 Mm3/día
REGAS – Terminal Fixo de GNL
LIQUEFAÇÃO – Produção e Exportação GNL
Pecem, Brasil7 Mm3/d(2009)
Baia de Guanabara, Brasil14 Mm3/d
(2008)
Sul do Brasil – 6 a 8 Mm3/dQuintero, Chile8 –12 Mm3/d
(2009)
Mejillones, Chile8 Mm3/d
Peru LNG (2010)4.2 MTPA GNL18 Mm3/d GN
Uruguai – 8 Mm3/d
Argentina - 10 a 15 Mm3/d - 2008 ??
Colômbia10 Mm3/d(2012) ??
PDVSA LNG (2013) ??
LNG Pré Sal 2015 (??)
Argentina8 Mm3/d2008 REGAS – Terminal Flutuante de GNL
87 Mm3/día
87 Mm3/día
Los gasoductos virtuales
20
ARGENTINA
COLOMBIA
ECUADOR
PERU
BRAZIL
PARAGUAY
URUGUAY
VENEZUELA
BOLIVIA Cuiabá
Belo Horizonte
Porto Alegre
Buenos Aires
Lima
Rio de JaneiroSão Paulo
Recife
Salvador
Montevideo
La Paz
Fortaleza
Caracas
BogotáManaus
Porto Velho
Urucu
Brasília
LNG Regas
LNG gasificación
Gasoductos existentes
Gasoductos planificados
ARGENTINA
COLOMBIA
ECUADOR
PERU
BRAZIL
PARAGUAY
URUGUAY
VENEZUELA
BOLIVIA Cuiabá
Belo Horizonte
Porto Alegre
Buenos Aires
Lima
Rio de JaneiroSão Paulo
Recife
Salvador
Montevideo
La Paz
Fortaleza
Caracas
BogotáManaus
Porto Velho
Urucu
Brasília
LNG Regas
LNG gasificación
Gasoductos existentes
Gasoductos planificados
LNG Regas
LNG gasificación
Gasoductos existentes
Gasoductos planificados
Reservas de carbón (millones de toneladas)
21
México 1211 Argentina 424 Bolivia 1 Brasil 7068 Chile 1181 Colombia 6959 Ecuador 24 Perú 140 Venezuela 479 Total 17487
Reservas de petroleo (billones de barriles)
22
Argentina 3 Brasil 14 Colombia 1 Ecuador 5 México 11 Trinidad y Tobago 1 Venezuela 99 Total 134
Interconexiones regionales
► América Latina ya posee un fuerte grado de integración de
electricidad
► Del año 1995 hasta hoy, las interconexiones eléctricas han
aumentado unas diez veces, pasando de 500 MW a 5 mil MW
de capacidad instalada
► Con la entrada en operación de la línea Guatemala-México y
con la construcción de la interconexión Panamá-Colombia,
todos los países de América Latina estarán interconectados
23
Centroamérica
24
Comunidad Andina
25
Venezuela
Colombia
Ecuador
Perú
Venezuela
Colombia
Ecuador
Perú
Venezuela
Colombia
Ecuador
Perú
Venezuela
Colombia
Ecuador
Perú
77
44
33
11
55
88
22
66
99
[1] - Interconexión Cúcuta-San Antonio del Táchira en 1964 (13.8 y 34.5kV)
[2] - Interconexión Zulia - La Fría en 1969 (115kV)
[3] - Interconexión Arauca-Guasdualito en 1975 (13.8kV)
[4] - Interconexión Santa Mateo-El Corozo (230kV)
[5] - Interconexión Cuestecitas-Cuatricentenario en 1992 (230kV)
[6] - Interconexión Ipiales-Tulcán en 1998 (138kV)
[7] - Interconexión Santa Elena- Boa Vista en operación desde 2001 (230kV)
[8] - Interconexión Eléctrica Pasto – Quito en 2003 (230kV). Está en construcción una segunda terna.
[9] - Interconexión Eléctrica Ecuador – Perú (2005)
Mercosur
26
ARGENTI NA
BOLI VI ABRASI L
URUGUAY
CHI LE
ARGENTI NA
BOLI VI ABRASI L
URUGUAY
CHI LE
PARAGUAY
22
55
44
77
99
1212
131311
33
66
88
1010
1111
[1] - Hidroeléctrica Salto Grande 1,890 MW (1979)
[2] - Hidroeléctrica Itaipú 14,000 MW (1984)
[3] - Hidroeléctrica Yacyretá 3,000 MW (1994)
[4] - Interconexión Clorinda – Guarambaré 220kV (1994)
[5] - Interconexión Paso de los Libres 132kV – Uruguaiana 230 kV – 50 MW(1995)
[6] – Interconexión Rivera 150 kV – Livramento 230 kV – 70 MW
[7] - Interconexión El Dorado - Mariscal López 132kV
[8] - Interconexión Posadas – Encarnación 66kV
[9] - Interconexión Concepción del Uruguay – Paysandú 150kV
[10] - Interconexión Acaray 132kV - Foz de Iguazú 230 kV – 50 MW
[11] - Interconexión Pedro Caballero - Ponta Pora 69kV
[12] - Interconexión Vallemí - Puerto Murtinho 23kV
[13] - Interconexión Chuy – Chui 15/13.8kV
[14] - Interconexión Rincón de Santa María – Itá 500 kV (2000 MW)
[15] - Interconexión Paso de Sico – Atacama 345kV (1999)
Conclusiones
► Los vectores de expansión de la capacidad en la región deben ser la hidroelectricidad y el
gas natural
Dificultades de licenciamiento de las plantas hidroeléctricas en algunos países
Inquietud con respecto al efecto de los cambios climáticos
El GNL se presenta como una alternativa a la construcción de gasoductos
► Las fuentes renovables (biomasa y eólica) deberán tener una importancia creciente
El precio de estas fuentes hoy es en general más alto que el de las fuentes convencionales
► Recursos abundantes de carbón de alta calidad en algunos países Obstáculos ambientales crecientes
► Las plantas nucleares pueden tener un papel importante en el futuro, en especial con las
nuevas generaciones de reactores Factor de emisión cero
Reservas de uranio
Tecnología de enriquecimiento
Factores geopolíticos complejos
27
Temario
► El proyecto CIER 15 Fase II
► Potencial energético regional
► Base de datos para el estudio
► Escenario de referencia
► Estudios de caso
► Conclusiones y próximos pasos
2828
Visión general
► A partir de los datos enviados por los representantes de cada
país, se ha creado una base de datos detallada con la siguiente
información:
generación existente y proyectos de expansión de la capacidad en cada
país
histórico de caudales
disponibilidad y precios de combustible (gas natural, carbón y oleo)
red de transporte
2929
Datos de las hidroeléctricas
30
Se representaron 728 plantas hidroeléctricas
Se representaron 728 plantas hidroeléctricas
30
Modelación de los caudales
Histórico de los caudales de todos
los países
Histórico de los caudales de todos
los países
Histórico de los caudales del país 1
Histórico de los caudales del país 1
Histórico de los caudales del país 2
Histórico de los caudales del país 2
... Histórico de los caudales del país N
Histórico de los caudales del país N
Estimación de los parámetros del
modelo estocástico de caudales
Estimación de los parámetros del
modelo estocástico de caudales
Archivo con 100 escenarios de caudales para todos los países
(garantiza coherencia en las simulaciones)
Archivo con 100 escenarios de caudales para todos los países
(garantiza coherencia en las simulaciones)
El modelo de simulación operativa extrae del archivo el subconjunto de caudales que
se refiere a la configuración bajo análisis
El modelo de simulación operativa extrae del archivo el subconjunto de caudales que
se refiere a la configuración bajo análisis
3131
Modelación de la generación renovable
► Las plantas de biomasa, pequeñas centrales hidroeléctricas y
eólicas se representan a través de escenarios de generación
3232
Datos de las plantas termoeléctricas
33
Se representaron 1900 plantas termoelétricas
Se representaron 1900 plantas termoelétricas
33
Precio del combustible: gas natural
34
NATURAL GAS
7
1
7 7 7 7 7 7
17
0
4
2
1
2
1
9
1
7 7 7 7 7 7
21
0
53
2 2
1
12
1
7 7 7 7 7 7
25
0
7
9
21
4
0
5
10
15
20
25
AR BO CA-PA CA-CR CA-NI CA-ES CA-HO CA-GU CL-SIC CL-SING CO EC PE UR VE
USD
/MM
BTU
MIN AVG MAX REF
Precio del combustible: carbón
35
COAL
118 118 118 118 118 118110
125
18
199
48
118 118 118 118 118 118127
139
41
199
48
118 118 118 118 118 118
162
194
51
199
48
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
AR BO CA-PA CA-CR CA-NI CA-ES CA-HO CA-GU CL-SIC CL-SING CO EC PE UR VE
USD
/ton
MIN AVG MAX REF
Precio del combustible: oleo
36
FUEL OIL
53 53 53 53 53 53
96
50 47
61
91
53 53 53 53 53 53
103
5461
221
53 53 53 53 53 53
120
81
6147
21
83
120
24
50
84
122
27
51
87
125
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
AR BO CA-PA CA-CR CA-NI CA-ES CA-HO CA-GU CL-SIC CL-SING CO EC PE UR VE
USD
/bbl
MIN AVG MAX REF
Efecto de la variación de los precios
► Se observa que los precios de un mismo combustible varían
entre diferentes países y hasta mismo en el país
► En los estudios de interconexión, se hizo ajustes en estos
precios para representar de manera coherente los
intercambios entre países con fuerte componente
termoeléctrica
37
Red de gasoductos (Colombia)
Red de transmisión
3939
Sistema integrado gas – electricidad (Colombia)
Temario
► El proyecto CIER 15 Fase II
► Potencial energético regional
► Base de datos para el estudio
► Escenario de referencia
► Estudios de caso
► Conclusiones y próximos pasos
4141
Escenario de referencia
► La identificación de las oportunidades de interconexión y el
cálculo de los beneficios potenciales de las mismas se harán
con base a un escenario de referencia para los años 2010
hasta 2017
► El escenario se compone de proyecciones de demanda y de
cronogramas de entrada de nueva generación para cada país
► Preparado a partir de la base de datos, de informaciones
adicionales enviadas por los representantes de cada país y
de discusiones con los mismos
42
Temario
► El proyecto CIER 15 Fase II
► Potencial energético regional
► Base de datos para el estudio
► Escenario de referencia
Proyección de demanda
Balances de oferta y demanda
Oportunidades de interconexión
► Estudios de caso
► Conclusiones y próximos pasos
4343
Centroamérica: demanda máxima (2010)
4444
Comunidad Andina: demanda máxima (2010)
4545
Mercosur: demanda máxima (2010)
4646
Demanda (GW promedio)
47
Etapas mensuales
Cinco escalones de demanda
Etapas mensuales
Cinco escalones de demanda
Crecimiento de la demanda: Centroamérica
4848
Crecimiento de la demanda: C.Andina
4949
Crecimiento de la demanda: Mercosul
5050
Escalones de demanda
51
-
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1.40
1.60
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
ar bo br cl co cr ec es gu ho ni pa pe py uy ve
Temario
► El proyecto CIER 15 Fase II
► Potencial energético regional
► Base de datos para el estudio
► Escenario de referencia
Proyección de demanda
Balances de oferta y demanda
Oportunidades de interconexión
► Estudios de caso
► Conclusiones y próximos pasos
5252
Potencia y energía firme
► Potencia firme: máxima demanda de punta (en MW) que el
sistema podría suministrar tomando en cuenta las
restricciones de cada combustible y la existencia de plantas
con múltiples combustible
► Energía firme: máxima demanda constante (MW promedio)
que puede ser suministrada si ocurre la sequía más severa
del histórico• En el caso de las plantas termoeléctricas, se toma en cuenta las
restricciones de suministro de combustible
5353
Balances de potencia y energía firme
► Balance anual de potencia firme: diferencia entre la potencia
firme (calculada a partir de los generadores que estarán en
operación en aquel año) con la demanda máxima prevista (en
MW) para el mismo año
► Balance anual de energía firme: ídem para el consumo
promedio anual (MW promedio)
► De una manera simplificada, un balance positivo indica que la
oferta es adecuada para el suministro confiable de la
demanda, y vice-versa: un balance negativo puede significar
que el sistema está sub-ofertado
54
Balances y estudios de intercambio
► Si el país tiene un balance negativo debido a algún problema
en la preparación del escenario de oferta, los beneficios de
los intercambios pueden resultar estar sobrestimados
► Si el balance es demasiadamente positivo, esto es, si el
escenario de oferta prevé la entrada de un monto de genera-
ción que puede no concretarse en la práctica, los beneficios
de los intercambios pueden resultar subestimados
55
EF Total x DPA
5656
Centroamérica: reserva de EF (%)
57
Comunidad Andina: reserva de EF (%)
58
Comunidad Andina: reserva de EF (%)
59
Temario
► El proyecto CIER 15 Fase II
► Potencial energético regional
► Base de datos para el estudio
► Escenario de referencia
Proyección de demanda
Balances de oferta y demanda
Cálculo de los beneficios de una interconexión
► Estudios de caso
► Conclusiones y próximos pasos
6060
Calculo del beneficio de la interconexión
► En los estudios de los beneficios de las interconexiones, se
consideraron tres atributos:
1. reducción de los costos operativos totales
2. mejora de la confiabilidad de suministro
3. reducción de las emisiones de CO2
► El cálculo de los atributos se basa en simulaciones operativas
del sistema a lo largo del período de estudio, para un gran
número de condiciones hidrológicas distintas
61
Modelo de simulación operativa
Caudales Históricos
Combustibles
Configuración Hidro y Térmica
Demanda
Parámetros de los Estudios
Plano de Expnasão
Dados da Rede de Transmissão
Dados Cronológicos
Parámetros para el Módulo
Graficador
Módulo de despacho
óptimo SDDPParámetros
Módulo de estimación de
parámetros
Planillas CSV
Informes (ASCII)
Módulo Graficador
Planillas Excel
Dados Obrigatorios
Dados Opcionales
Resultados
6262
Política operativa coordinada
Simulación operativa conjunta (intercambios de oportunidad)
Simulación operativa conjunta (intercambios de oportunidad)
Política operativa aislada del país 1
Política operativa aislada del país 1
Política operativa aislada del país 2
Política operativa aislada del país 2
... Política operativa aislada del país N
Política operativa aislada del país N
Archivo con 100 escenarios de caudales para todos los países
Archivo con 100 escenarios de caudales para todos los países
Resultados de la simulaciónResultados de la simulación
6363
Resultados del modelo de simulación
► Todos los resultados operativos (energía generada, flujos
entre países, emisiones etc.) se calculan para cada generador
o circuito y para cada serie hidrológica, etapa; y escalón
El programa GRAF permite agregar los resultados resultados por
clases, por ejemplo generación hidroeléctrica, termoeléctricas a óleo
etc. y en valores promedio, cuantiles, distribuciones de probabilidad
etc.
6464
Temario
► El proyecto CIER 15 Fase II
► Potencial energético regional
► Base de datos para el estudio
► Escenario de referencia
Proyección de demanda
Balances de oferta y demanda
Cálculo de los beneficios de una interconexión• Costos marginales de corto plazo
• Emisiones
► Estudios de caso
► Conclusiones y próximos pasos6565
Costo marginal de corto plazo
► El costo marginal de corto plazo (CMCP) representa el costo
de oportunidad para los intercambios
Es también una estimativa del costo de largo plazo para el país
(E(CMCP) = CMLP)
6666
Centroamérica: CMCP promedio anual (2013)
67
Centroamérica: CMCP promedio anual (2017)
68
C.Andina: CMCP promedio anual (2013)
69
C.Andina: CMCP promedio anual (2017)
70
Mercosur: CMCP promedio anual (2013)
71
Mercosur: CMCP promedio anual (2017)
72
Temario
► El proyecto CIER 15 Fase II
► Potencial energético regional
► Base de datos para el estudio
► Escenario de referencia
Proyección de demanda
Balances de oferta y demanda
Cálculo de los beneficios de una interconexión• Costos marginales de corto plazo
• Emisiones
► Estudios de caso
► Conclusiones y próximos pasos7373
Participación de fuentes no-emisoras (EF)
74
Eólicas, biomasa, geotérmica, pequeñas centrales hidroeléctricas y nucleares
Eólicas, biomasa, geotérmica, pequeñas centrales hidroeléctricas y nucleares
74
Participación de fuentes no-emisoras (%)
7575
Nicaragua: emisiones promedio anuales
76
Resultado de la entrada de plantas geotérmicas y eólicas a partir del año 2010, que desplazan la generación térmica
76
Se observa que las escalas de emisión son diferentes para cada país
Se observa que las escalas de emisión son diferentes para cada país
Ecuador: emisiones promedio anuales
7777
Resultado de la entrada de plantas hidroeléctricas
Resultado de la entrada de plantas hidroeléctricas
Brasil: emisiones promedio anuales
7878
Resultado de la contratación de 10 mil MW promedio (EF) de plantas termoeléctricas
Resultado de la contratación de 10 mil MW promedio (EF) de plantas termoeléctricas
Centroamérica: emisiones por GWh (2013)
7979
Nivel de emisión de una planta ciclo combinado gas natural
Nivel de emisión de una planta ciclo combinado gas natural
Centroamérica: emisiones por GWh (2017)
80
Las emisiones por GWh de El Salvador aumentaron debido a la entrada de dos plantas termoeléctricas para exportación: la planta carbón AES (200 MW) y la planta gas Cutuco (500 MW); esta exportación explica la reducción de las emisiones de Guatemala
Las emisiones por GWh de El Salvador aumentaron debido a la entrada de dos plantas termoeléctricas para exportación: la planta carbón AES (200 MW) y la planta gas Cutuco (500 MW); esta exportación explica la reducción de las emisiones de Guatemala
Resultado de inversiones en plantas hidro y eolicas
Resultado de inversiones en plantas hidro y eolicas
Resultado de inversiones en plantas hidro
Resultado de inversiones en plantas hidro
80
Comunidad Andina: emisiones por GWh (2013)
81
Comunidad Andina: Emisiones por GWh (2017)
82
Mercosur: emisiones por GWh (2013)
83
Mercosur: emisiones por GWh (2017)
84
Temario
► El proyecto CIER 15 Fase II
► Potencial energético regional
► Base de datos para el estudio
► Escenario de referencia
► Estudios de caso
► Conclusiones y próximos pasos
8585
Criterios para selección de los estudios
► Ilustrar los diferentes tipos de oportunidad de interconexión
► Mostrar los beneficios potenciales de las interconexiones en
las tres regiones, Centroamérica, Comunidad Andina y
Mercosur
► Analizar proyectos “reales”, esto es, para los cuales existen
propuestas concretas y un interés declarado de por lo menos
uno de los representantes de los países involucrados
8686
Estudios de caso (1/2)
► Economía de escala
Inambari (Perú-Brasil)
C.Esperanza (Bolivia-Brasil)
► Seguridad operativa e intercambios de oportunidad
Perú-Ecuador
SIEPAC II (Centroamérica)
Bolivia-Perú
Argentina-Paraguay-Brasil
8787
Estudios de caso (2/2)
► Uso de la infraestructura
“Wheeling” de energía de Chile por Argentina
“Swap” de energía Paraguay-Argentina-Chile
“Swap” de energía Brasil-Argentina
► Seguridad operativa y exportación de energía
Colombia-Panamá
Bolivia-Chile
Brasil-Uruguay
► Plantas Binacionales
Garabi (Argentina-Brasil)*
8888
* En proceso de re-inventario
Visión general de los proyectos
89
Proyecto Tipo Fecha año
Voltaje kV
longitud km
Capacidad MW
Costo MMUS$
PE-BR Hidro 2015 500 3388 2200 2370
BO-BR Hidro 2015 500 3500 800 792
CO-PA Interc. 2014 400 614 300 207
BR-AR Interc. 2010 - - - Exist.
PY-AR-CH Swap 2011 - - -
SIEPAC II Interc. 2016 230 1800 300 500
CH-AR Wheeling 2011 - - - Exist.
AR-PY-BR Interc. 2014 500 666 2000 610
PE-EC Interc. 2010 - - 100 -
BO-PE Interc. 2014 230 215 125 65
BO-CH Interc. 2014 230 150 180 30
BR-UY Interc. 2013 500 420 500 150
Total 10753 6505 4724
Estudio 1Planta hidroeléctrica Inambari
9090
Las hidroeléctricas del Oriente
91
Beneficio energético de la integración
► La planta Inambari, que es una central con embalse, está
ubicada aguas arriba de las plantas Jirau y Santo Antonio,
que son centrales de filo de agua (por restricciones
ambientales)
► Por lo tanto, es posible que la integración de Inambari con el
sistema brasileño contribuya para aumentar la energía firme
de dos maneras: Sinergía hidrológica
Regulación de los embalses aguas abajo
9292
Energía firme y beneficios aguas abajo
► EF de Inambari integrada a Brasil = 1467 MW promedio
► EF (Brasil con Inambari) – EF(Brasil) = 1560 MW promedio
► Razón para la diferencia de 93 MW promedio: aumento de la
energía firme en las plantas aguas abajo
► Valor de este incremento 81 US$/MWh (costo marginal de largo plazo de Brasil) x 8760 (horas
por año) x 93 (beneficio de la integración) =
US$ 66 millones por año
9393
Contratación de la energía
► El incremento de energía firme calculado arriba supone que la
planta se opera con el objetivo de maximizar el beneficio
energético para Brasil
► Esto puede no ser realista, pues los intereses de suministro
del sistema Peruano obviamente son prioritarios
► La EF de la planta y el precio del contrato dependen de su
política operativa y esquema de comercialización de la
energía
9494
Contrato con monto de energía fijado
► Si la venta de energía de Inambari para Brasil se hace a través de un
contrato de suministro con precio y monto de energía fijados, esto
significa que el Operador del sistema peruano, COES, haría la operación
del país con una demanda adicional que corresponde al contrato de
suministro con el país vecino
► En este caso, el CEF del proyecto bajo el punto de vista del marco
regulatorio brasileño coincide con el monto contratado con Brasil, pues es
una inyección constante de energía en el país
► Aunque este esquema de comercialización sea el más sencillo,
posiblemente es el más costoso, pues los riesgos de cantidad y precio se
quedan con Inambari
95
Producción de energía compartida
► Una segunda opción sería definir que un porcentaje fijo de la producción
de energía de Inambari (por ejemplo, 50%) sería enviado a Brasil, esto es,
es como 50% de Inambari fuese un generador hidroeléctrico virtual
ubicado en Brasil, de manera análoga a la interconexión CIEN
► Este esquema tendría menos riesgos para el inversionista, pues la
hidroeléctrica virtual podría participar del llamado Mecanismo de
Reubicación de Energía (MRE), donde el suministro de cada planta, para
efectos comerciales, no corresponde a la producción física de la misma,
pero un porcentaje de la producción hidroeléctrica total
96
Efecto del MRE
97
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
GW
h
Geração Física Créditos de Geração
Dificultades con la energía compartida
► La principal dificultad con el esquema operativo de compartir
la producción de la planta es que el cálculo del CEF de
Inambari (y la inclusión de la misma en el MRE) serían
complejos, pues la “lógica” de la operación de la hidroeléctrica
virtual sería la del COES, mientras la operación de las demás
plantas hidroeléctricas sería determinada por el ONS de
Brasil
98
El esquema de “slicing”
► Una manera de conciliar ambos los beneficios para Perú y
Brasil es a través del esquema de “slicing”, donde se tiene
dos plantas virtuales operadas en separado por cada país El esquema de “slicing” es adoptado en la planta binacional Salto Grande (1,9
GW), operada conjuntamente por Argentina y Uruguay; en la operación del
sistema da Bonneville Power Administration (BPA), en los Estados Unidos, con
22 GW; y fue recientemente propuesto en Canadá para conciliar la operación
de la hidroeléctrica Upper Churchill Falls (5 GW), controlada por la provincia de
Québec, con la de Lower Churchill Falls (3 GW), que está aguas abajo y
pertenece a la provincia de Newfoundland
9999
Procedimiento del “slicing” (1/2)
1. Se define una planta virtual y una “cuenta de energía
disponible” para cada país
2. En el inicio de cada etapa, se calcula la energía afluente a la
planta, tomando en cuenta el nivel de almacenamiento real
3. Se desglosa la energía afluente calculada en el paso 2 en
“depósitos” en las cuentas de energía mencionadas en el
paso 1
• El desglose toma en cuenta el nivel de almacenamiento de la planta
virtual, esto es, se reduce el aporte de energía si el embalse virtual
está más vacío que el real, y viceversa
100100
Procedimiento del “slicing” (2/2)
1. El Operador del Sistema de cada país decide el monto de
energía que será producido por la respectiva planta virtual
• Este monto está limitado a la energía en la “cuenta” y, además, a la
potencia de la planta virtual
• La potencia ociosa de la otra planta puede ser utilizada, si disponible
2. A partir de estos montos, se define el volumen turbinado de
la planta física y se hace el balance del agua
3. A continuación, se hace el balance de los embalses virtuales
• El vertimiento en un embalse virtual se puede almacenar en el otro
embalse; sin embargo, si esta agua tiene prioridad de vertimiento si
hay vertimiento en el embalse físico
101101
Ejemplo de simulación del “slicing”
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Jan-31
Apr-31
Jul-31
Oct-31
Jan-32
Apr-32
Jul-32
Oct-32
Jan-33
Apr-33
Jul-33
Oct-33
Jan-34
Apr-34
Jul-34
Oct-34
Jan-35
Apr-35
Jul-35
Oct-35
Jan-36
Apr-36
Jul-36
Oct-36
Jan-37
Apr-37
Jul-37
Oct-37
Jan-38
Apr-38
Jul-38
Oct-38
0
100
200
300
400
500
600
700
Se supone que Perú está con 20% de la energía y Brasil con 80%Se supone que Perú está con 20% de la energía y Brasil con 80%
Almacenamiento de Inambari-Brasil
Almacenamiento de Inambari-Perú
Uso del volumen peruano por Brasil
Uso del volumen brasileño por Perú
102102
Índice beneficio costo (IBC)
► Supuestos: EF = 1560 MW promedio; MRE; CMLP de generación: 77
US$/MWh
► Precio de la energía (sin la transmisión): 52 US$/MWh
► Beneficio anual: EF × [número de horas en el año] × [CMLP – precio de la
energía (US$/MWh)] = 1560 × 8760 × [77 – 52] = US$ 342 millones
► Sistema de transmisión (preliminar): (i) sistema en 500 kV de Inambari hasta la frontera (144 km), donde se ubicaría una
conversora HVDC “back to back” ; (ii) conexión (también de 144 km) hasta la
subestación Assis; y (iii) interconexión hasta la Red Básica, una distancia alrededor de
2500 km
► Costo estimado: US$ 2.37 mil millones (US$ 210 millones por año)
► Índice beneficio costo (IBC) = 1.7
103
Remuneración de la interconexión
► Energía: contrato de largo plazo, posiblemente resultante de
una subasta de contratación de “energía nueva”
► Transmisión: la reglamentación brasileña permite que las
interconexiones internacionales sean incluidas en el sistema
de alta voltaje del país (“Red Básica”), la cual es remunerada
por todos los generadores y consumidores a través de pagos
fijos anuales, conocidos como “tarifas por uso del sistema de
transmisión” (TUST)
Esto significa que el contrato de suministro de Inambari con Brasil
debería tomar en cuenta la TUST que sería asignada a la planta
104
Aspectos institucionales
► La viabilización de la interconexión Perú-Brasil requiere,
además de los aspectos económicos y comerciales discutidos
arriba, un Tratado entre ambos países que respalde los
acuerdos; y un Acuerdo Operacional entre el COES y el ONS
105
En resumen…
► La interconexión Perú-Brasil, si exitosa, sería un nuevo marco
en la integración energética de la región, pues involucra el
concepto de economía de escala
► Requiere un acuerdo operativo en una cascada hidroeléctrica
con plantas de ambos países y un análisis detallado de
alternativas comerciales
106
Estudio 2Hidroeléctrica Cachuela Esperanza
107107
Configuración Perú-Bolivia-Brasil
Inambari (2200 MW)
Perú
C.Esperanza (800 MW)
Bolivia
Jirau (3500 MW)
Brasil
Sto. Antonio (3500 MW)
Brasil
108108
C.Esperanza: análisis de energía firme
► E.firme integrada a Brasil, sin Inambari: 553 MW promedio
Razón EF/cap.inst. = 553/800 = 0.69
► EF integrada a Brasil, con Inambari: 614 MW promedio
► Valor del incremento de 61 MW promedio: US$ 43 millones
por año
109109
Índice beneficio costo
► Supuestos
► EF = 614 MW promedio (con Inambari)
► CMLP de generación en Brasil es 77 US$/MWh
► Costo de la energía (sin los costos de la interconexión) = 58 US$/MWh
► Beneficio anual = 614 × 8760 × [77 – 58] = US$ 102 millones
► Costo estimado de la interconexión (circuito doble de 500 kV entre
Cachuela Esperanza y Porto Velho, en Brasil) = US$ 792 millones
► Costo anual = US$ 71 millones
► IBC = 1.4
110110
Conclusiones
► Así como el caso de Inambari, la construcción de Cachuela
Esperanza, si exitosa, representaria un marco en la
integración energética de la región, no sólo por la economía
de escala como también por la sinergía con la planta peruana
Inambari, aguas arriba, y con las plantas brasileñas Jirau y
Santo Antonio, aguas abajo
111
Estudio 3Interconexión Colombia-Panamá
112112
El proyecto de interconexión
113113
Características de la interconexión
► Línea de transmisión en HVDC de aproximadamente 614 km de longitud
entre las subestaciones Cerromatoso en Colombia y Panamá II en
Panamá 340 km en territorio colombiano y los restantes 274 km en territorio panameño
Tramo submarino de 55 km (15 km en Colombia y 40 km en Panamá), a un voltaje entre
250 y 400 kV
► Capacidad de intercambio ColombiaPanamá = 300 MW; 200 MW en
sentido opuesto
► Costo estimado del proyecto = US$ 207 millones
► Entrada en operación prevista para 2014
114
Procedimiento de análisis
► Distribución de los flujos
► Beneficios del proyecto
Costos operativos
Energía no suministrada
Emisiones de CO2
► Renta por congestión Diferencia de los CMCP x flujo
115115
Flujo promedio mensual (2014)
116
Distribución del flujo COPA (2014)
117117
Distribución del flujo PACO (2014)
118118
Reducción de los costos operativos
119
Promedio anual: US$ 20.5 millones
Reducción de las emisiones de CO2
120
Promedio anual: 212 mil toneladasValor: US$ 4.2 millones por año(@ US$ 20/tonelada)
Índice beneficio costo
► Beneficio operativo: US$ 20.5 millones/año
► Costo anual: US$ 18.4 millones/año
Costo total = US$ 207 millones
► IBC = 20.5/18.4 = 1.1
► IBC con beneficios ambientales (US$ 4.2 millones) = 1.3
121
Ingresos por congestión
122
Promedio anual: US$ 14.5 millones(85% de la remuneración anual)
Manejo de los riesgos de la interconexión
► La interconexión debería receber una remuneración fija, por
ejemplo como parte del sistema de alta voltaje de cada país
Ejemplo: “Red Básica” de Brasil
► La construcción de la misma se debería por subastas, donde
los inversionistas ofertan sus propuestas de remuneración fija
Caso de Colombia, Brasil y otros países
► Si hay riesgos ambientales, los gobiernos deberían hacer la
licitación ya con la licencia previa
Análoga a las subastas de plantas hidroeléctricas en Brasil
123
Como compartir los beneficios: congestión
► En la opinión de los consultores, los ingresos totales deben
ser compartidos entre los países, en proporción a la
participación de cada uno en los costos de construcción de la
interconexión►Semejante al esquema que los gobiernos están proponiendo para la
interconexión Colombia-Panamá y el nuevo esquema entre Colombia y Ecuador
► A su vez, el monto recibido por cada país debería utilizarse
para reducir los costos de las tarifas de transmisión locales►Directa o indirectamente, por ejemplo a través de la venta de “financial
transmission rights” (FTR), que son instrumentos de “hedge” contra diferencias de precios en distintos mercados
124
Como compartir los beneficios: CMCP
125
Los CMCP promedio de Panamá se reducen; los de Colombia aumentan
Propuesta para evitar aumentos en el CMCP
► Calcular en dos pasos el CMCP para el país que, en aquella etapa, está
exportando El país importador tendrá sus CMCPs reducidos y, por lo tanto, ya está
beneficiado
► En el primer paso, se hace un despacho sin la exportación, esto es,
solamente suministrando la demanda local Los CMCPs “locales” resultantes se usarían para hacer la contabilización en el
mercado de corto plazo
► En el segundo paso, se hace un despacho para suministrar un incremento
de la demanda correspondiente a la energía que se está exportando Los CMCPs “de exportación” resultantes se usarían como precio para el país vecino
► Efecto: cuando un país exporta, sus consumidores no son afectados;
cuando importa, son beneficiados
► Semejante al esquema doptado por Colombia
126
Ejemplo: pago “spot” de los consumidores de Colombia
127
2350
2400
2450
2500
2550
2600
2650
2700
2750
2800
2014 2015 2016 2017
US$
mill
ones
Local
Interc
Propuesta
Conclusiones
► La interconexión Colombia-Panamá representa un marco en
la integración energética regional, pues enlaza Centroamérica
con la región Andina
► Los análisis realizados muestran que esta interconexión es
atractiva tanto en términos puramente económicos como
ambientales
► Fueron propuestos esquemas para: (i) reduzir los riesgos
comerciales, de construcción y ambientales; (ii) compartir la
renta por congestión; y (iii) evitar el aumento de los costos
marginales de corto plazo en el país exportador
128
Estudio 4Interconexión Argentina-Brasil
129
Concepción original del proyecto CIEN
► Suministro de energía (contratos) para Brasil
► Totales contratados CIEN I: 1000 MW promedio CIEN II: 700 MW promedio
► En términos regulatorios, la CIEN es un generador ubicado
en Brasil, no una línea de transmisión
► Este generador virtual se incluía en el cálculo de la política
operativa de Brasil, y era “accionado” (esto es, la CIEN
exportaba energía de Argentina hasta Brasil) por el Operador
Nacional del Sistema (ONS) siempre que el precio de corto
plazo de Brasil excedía su “costo variable de operación”
130
Dificultades con el proyecto CIEN (1/2)
► Debido a las dificultades energéticas en Argentina y otros
problemas contractuales, el suministro de energía por la CIEN
fue restringido a partir de 2004
► En términos del marco regulatorio brasileño, es como si el
“generador CIEN” hubiera fallado cuando accionado por el
ONS
131
Dificultades con el proyecto CIEN (2/2)
► Debido a estas fallas, el regulador brasileño, Aneel, bajó la
energía firme de la interconexión de 2000 MW para 400 MW
promedio en Marzo de 2005
En Junio del 2006, bajó la EF para cero MW promedio
► A su vez, la pérdida de energía firme llevó a un “write-off” de
los contratos
En el marco regulatorio de Brasil, los contratos deben ser respaldados
por certificados de energía firme
► Como consecuencia, la situación financiera de la CIEN se
deterioró
132
Reducción de la oferta firme en Brasil 2004-2007
► CIEN: 1700 MW promedio de oferta firme
► Uruguaiana: 600 MW, ubicada en Brasil pero con suministro de
combustible de Argentina
► Problemas comerciales con el suministro de gas de Bolivia para una
provincia de Brasil, Mato Grosso (200 MW promedio)
► Restricciones internas de suministro de gas: salida de 4 mil MW promedio
adicionales de generación firme
► Esto llevó a un desequilibrio en el balance de oferta firme y demanda en
Brasil y a una preocupación con la confiabilidad de suministro en el país
► Como consecuencia, el país pasó a restringir la exportación de energía,
sólo permitiendo generación hidroeléctrica que sería vertida o energía
termoeléctrica no accionada en el despacho económico
133
Intercambio modulado
► A pesar de estas restricciones severas, se ha vislumbrado una
oportunidad de intercambio, basada en el hecho que las restricciones
operativas de Argentina son estacionales (mayor consumo de gas en el
invierno) y que los embalses de Brasil tienen capacidad de modulación
anual (con alguna holgura)
► En el llamado intercambio modulado, Brasil envía energía para Argentina
en el periodo de invierno, y Argentina “devuelve” la misma cantidad de
energía en los demás periodos
► El esquema de operación modulada ha sido utilizado desde el año 2007.
En el esquema actual, el envío de energía para Argentina está restringido
a los meses de Mayo hasta Septiembre, y Argentina debe devolver la
energía hasta fines de Noviembre
134
Popuesta alternativa para la modulación
► Aunque este esquema resulte en beneficios para Argentina,
se investigó en el proyecto CIER 15 un esquema alternativo
donde se hace el “cierre” del envío de energía al final de cada
año, esto es, sin restringir a priori la época de envío de Brasil
para Argentina, y vice-versa
► Con esto, se preserva la confiabilidad de suministro en Brasil
pero con mayores beneficios operativos para Argentina
135
Propuesta para el intercambio modulado
136
Beneficio de la CIEN sin la operación modulada
► Como visto arriba, la principal razón para la preocupación
brasileña con la seguridad de suministro resultante de
exportaciones de energía fue el desequilibrio entre oferta y
demanda causado por las dificultades con el gas en
Argentina, Bolivia y Brasil
► Dado que este desequilibrio ya se arregló, se analizó el
beneficio potencial de utilizar la CIEN para intercambios de
oportunidad, sin las restricciones de operación modulada
137
Flujo promedio anual entre Argentina y Brasil
138
Flujo promedio mensual (2013)
139
Reducción de los costos operativos totales
140
Promedio anual: US$ 340 millones
Reducción de las emisiones
141
Promedio anual: 850 mil toneladas de CO2Valor: US$ 17 millones por año@ US$ 20 por tonelada
Índice beneficio costo
► Beneficio annual: US$ 340 millones
► Costo annual: US$ 220 millones
► Pendiente de aprobación por Aneel (regulador brasileño)
► IBC = 340/220 = 1.5
► ICB con beneficios ambientales = 1.6
142
Ingresos por congestión
143
Promedio anual: US$ 410 millones(casi el doble de la remuneración requerida)Oportunidad para refuerzo de la interconexión
Aspectos regulatorios y repartición de los beneficios
► Remuneración de la CIEN: como parte del proceso de
reestructuración de la CIEN, se propuso la incorporación de la línea
como parte de la Red Basica de Brasil, que es remunerada por los
generadores y consumidores
► Intercambios: Se sugiere rehacer los acuerdos operativos, si
necesario respaldado por un Tratado entre los países
► Compartir beneficios: Se sugiere implementar los mismos
esquemas propuestos para el caso de la interconexión Colombia-
Panamá, esto es, compartir los ingresos por congestión e utilizar el
esquema de mínimo entre los CMCP “locales” y de “interconexión”
144
Estudio 5“Swap” de energía Paraguay-Argentina-Chile
145145
Descripción del estudio
Paraguay envía 200 MW para Argentina (con respaldo de la planta hidro de Acaray)
Paraguay envía 200 MW para Argentina (con respaldo de la planta hidro de Acaray)
Argentina redirecciona la producción de una planta térmica a gas natural de 200 MW (Salta) para el Sistema Norte Grande (SING) de Chile
Argentina redirecciona la producción de una planta térmica a gas natural de 200 MW (Salta) para el Sistema Norte Grande (SING) de Chile
146146
Red de transmisión PA-AR-CH
Conexión Argentina-SINGConexión Argentina-SING
YacyretáYacyretá
147147
Reducción de los costos operativos en el SING
148148
Promedio anual: US$ 141 millones
Reducción de los costos operativos en Argentina
149149
Promedio anual: US$ 59 millones
Reducción de las emisiones de CO2
150150
Promedio anual: US$ 2.3 millonesValor: US$ 46 millones por año
Índice beneficio costo
► Beneficio operativo: 151 (CH) + 49 (AR) = 200 MUS$/año
► Costo de oportunidad para Paraguay: 70 MUS$/año
Costo unitario 40 US$/MWh x 200 MW
► IBC = 2.9
► IBC con beneficios ambientales: 3.5
151
Estudio 6Interconexión Centroamérica (SIEPAC II)
152
Descrición del proyecto
► El proyecto SIEPAC II es un sistema de transmisión en 230
kV con 1800 km de longitud, que refuerza la interconexión
regional SIEPAC I
► Su costo estimado es US$ 500 millones, con entrada en
operación prevista para 2016
153
Promedio de los flujos en el SIEPAC II (2016)
GUGU
HOHOESES NINI CRCR PAPA
104 MW175 MW164 MW42 MW
9 MW 15 MW
PAPA
230 MW
Interconexión Colombia-Panamá
154
Reduccion de los costos operativos
155
Promedio anual: US$ 42 millones
Reducción de las emisiones
156
Promedio anual: 210 millones de toneladasValor: 4.2 MUS$/año
Índice beneficio costo
► Beneficio operativo: 41 MUS$/año
► Costo de la red: 44 MUS$/año
► IBC = 0.95
► IBC con beneficios ambientales = 1.02
157
Conclusiones
► En la opinión de los Consultores, el IBC unitario del SIEPAC II refleja el
hecho que los planes informados por los representantes de los países
buscan la autosuficiencia energética (y hasta un poco más) Cuando se hacen estudios integrados de planificación para la región, la configuración de
oferta resultante tiene menos capacidad, lo que resulta en un uso más intenso de las
líneas de interconexión
158
Estudio 7“Wheeling” de energía de Chile por Argentina
159159
Descripción del estudio
SIC
Sur de
Chile
Argentina
SIC
Sur de
Chile
Argentina
Opción actual – construcción del sistema de transmisión Sur-SIC
Alternativa – “wheeling” a través del sistema Argentino
160160
Sistemas de transmisión de Chile y Argentina
161
Procedimiento del estudio
► Cálculo de la política y simulación del sistema Chileno con la
interconexión Sur-SIC
► Cálculo de la política y simulación del sistema Chile-Argentina
con una interconexión Sur-Argentina y otra Argentina-SIC Restricción: los montos de flujo en estas interconexiones son iguales
(direcciones opuestas) en cada etapa, escalón de demanda y serie
hidrológica
• Esto se representa como una restricción de exportación e importación neta
igual a cero en el sistema Chileno
► Cálculo de la diferencia de los costos operativos en Argentina,
comparado con los costos de inversión de transmisión en
Chile
162162
Generación hidroeléctrica Sur Chile
163
Es necesario reforzar la red ArgentinaEs necesario reforzar la red Argentina
163
Alternativa: interconexión exclusiva
164164
Estudio 8Interconexión Brasil-Uruguay
165165
El proyecto
► Este proyecto se compone de líneas de 500 kV y de una
estación conversora “back to back” HVDC, debido a la
diferencia de frecuencia entre los países
► La longitud total es 420 km (300 km en Uruguay y 120 km en
Brasil), con capacidad de 500 MW
► El costo estimado de la interconexión es US$ 150 millones, y
su entrada en operación está prevista para 2013
166
Flujos en la interconexión
167
Flujo promedio mensual (2016)
168
Reducción de los costos operativos totales
169
Promedio: 88 MUS$/año
Reducción de las emisiones
170
Promedio: 1.2 Mton CO2/añoValor: 24.6 MUS$/año
Índice beneficio costo
► Beneficio operativo: 88 MUS$/año
► Costo anualizado de la interconexión: 13.3 MUS$
► IBC = 88/13.3 = 6.6
► IBC con beneficio ambiental = 8.4
171
Sensibilidad del IBC con respecto a la CIEN
► El estudio arriba fue realizado suponiendo las restricciones
actuales en la interconexión CIEN
► Se investigó la posibilidad que estos beneficios sean menores
si la CIEN pasa a operar sin restricciones
172
IBC si la CIEN opera sin restricciones
► Reducción de los costos operativos: 38 MUS$/año
Sin la CIEN: 88 MUS$/año
► Costo anualizado (igual): 13.3 MUS$
► IBC con la CIEN: 38/13.3 = 2.8
► Reducción de las emisiones: 220 mil tCO2/año (aumento)
Reducción sin la CIEN: 1.2 MTCO2/año
► IBC con beneficio ambiental: 3.0
173
Conclusiones
► La interconexión Brasil-Uruguay se mostró muy atractiva en
términos económicos y ambientales (IBC = 6.6)
► El IBC de la misma se reduce cuando si considera la
operación de la CIEN sin las restricciones actuales
► Sin embargo, hasta en este caso más desfavorable para la
interconexión, el IBC sigue atractivo = 2.8
174
Estudio 9Interconexión Argentina-Paraguay-Brasil
175175
El proyecto
176
VALLEMI
P. J. CABALLERO
CONCEPCIONHORQUETA
YBY YAU
CRUCEBELLA VISTA
SANTA ROSA
SAN PEDRO
SAN ESTANISLAO
CARAYAO
VILLA HAYESACEPAR
LIMPIO
LUQUE
CAPIATASAN LORENZO
ITAUGUA
PIRAYU
PARAGUARI
CAAPUCU
PTO.BOTANICO
PARQUECABALLERO
PTO. SAJONIA
LAMBARE
SAN ANTONIOPTO. MCAL.
REGIONOCCIDENTAL
ARGENTINA
ARGENTINA
BRASIL
CURUGUATY
CATUETE
ITAKYRY
ITAIPU
ACARAY
PARANAMBU
NARANJAL
SAN JUANBAUTISTA
PILAR
VILLALBIN
AYOLAS
SAN PATRICIO
YACYRETA
CNEL.BOGADO
TRINIDAD
NATALIO
C. A. LOPEZS. PEDRODEL PARANA
GUARAMBARE
VALLEMI II
CERRO CORA
LA VICTORIA
HERNANDARIASCNEL.OVIEDO
VILLARRICA I
CAAZAPA
PTE. FRANCO
KM 30 ALTO PARANA
CAAGUAZUCAMPO DOS
QUIINDY I
NORTE
PIRAPO
KM 15
CAACUPE
EUSEBIOAYALA
QUIINDY II
BARRIOSAN PEDRO
ENCARNACION I
ENCARNACION II
SANTO DOMINGO
CIUDAD DEL ESTE
LACOLMENA
VILLARRICA II
SALTO DELGUAIRA
MINGAPORA
Línea de 500 kV, longitud de 321 km y capacidad de 2 mil MW en Paraguay que interconectaría las plantas binacionales Yacyretá e Itaipu
Flujos entre Argentina y Brasil
177
Flujo promedio mensual (2017)
178
Reducción de los costos operativos
179
Promedio: 300 MUS$/año
Reducción de las emisones
180
Promedio: 2.5 MtCO2/añoValor: 50 MUS$/año
Índice beneficio costo
► Beneficios operativos: 300 MUS$/año
► Costo de la interconexión: 54 MUS$/año
► IBC: 300/54 = 5.5
► IBC con beneficio ambiental: 6.5
181
Sensibilidad del IBC con respecto a la CIEN
► El estudio arriba fue realizado suponiendo las restricciones
actuales en la interconexión CIEN
► Se investigó la posibilidad que estos beneficios sean menores
si la CIEN pasa a operar sin restricciones
182
IBC si la CIEN opera sin restricciones
► Reducción de los costos operativos: 38 MUS$/año
Sin la CIEN: 300 MUS$/año
► Costo anualizado (igual): 54 MUS$
► IBC con la CIEN: 38/54 = 0.7
► Reducción de las emisiones: -138 mil tCO2/año (aumento)
Reducción sin la CIEN: 2.5 MTCO@/año
► IBC con penalidad ambiental: 0.65
183
Conclusiones
► En un primer análisis, la interconexión propuesta resultaría en
beneficios económicos y ambientales sustanciales (IBC = 5.5)
► Sin embargo, se verificó que estos beneficios se reducen
sustancialmente si se considera la operación de la
interconexión CIEN (IBC = 0.7)
► Se observa que una propuesta de interconexión entre
Yacyretá e Itaipu por intermedio de Paraguay tendría que
adecuarse a las restricciones del Tratado de Itaipú, entre
Paraguay y Brasil, que no permite la venta de las cuotas de la
energía de Itaipú a un tercer país
184
Estudio 10Interconexión Perú-Ecuador
185185
El proyecto
► Ya existe hoy una interconexión de 100 MW entre Perú y
Ecuador, pero no utilizada por razones regulatorias (contrato
de intercambio entre los países) y por limitaciones en el
sistema eléctrico
► El objetivo de este estudio es evaluar los beneficios
potenciales de la misma
186
Flujos en la interconexión
187
Se observa que a partir del 2013-2014 pasan a existir flujos en la dirección EcuadorPerú; a partir de 2015, estos flujos pasan a ser predominantes. La razón para este comportamiento es la entrada en operación de las plantas hidroeléctricas previstas para Ecuador, las cuales reducen sustancialmente los costos marginales de corto plazo de este país
Se observa que a partir del 2013-2014 pasan a existir flujos en la dirección EcuadorPerú; a partir de 2015, estos flujos pasan a ser predominantes. La razón para este comportamiento es la entrada en operación de las plantas hidroeléctricas previstas para Ecuador, las cuales reducen sustancialmente los costos marginales de corto plazo de este país
Reducción de los costos operativos
188
Promedio: 24 MUS$/año
Reducción de las emisiones
189
Promedio: 190 mil tCO2/añoValor: 3.8 MUS$/año
Análisis beneficio costo
► Los consultores no tuvieron acceso a informaciones sobre los refuerzos
en los sistemas de Ecuador y Perú que serían necesarios para la plena
operación de la interconexión
► Por lo tanto, si hizo el cálculo al revés, esto es, cuanto sería el máximo
costo de estos refuerzos que todavía justificaría la interconexión
► Como visto, el beneficio anual de la interconexión (costos operativos +
emisiones) sería 24 + 3.8 = US$ 27.8 millones
► Utilizando los mismos supuestos de vida útil y tasa de retorno de las
inversiones en transmisión, estos beneficios justificarían una inversión de
US$ 350 millones en el sistema de transmisión, lo que es substancial
► Esto sugiere que probablemente valdría la pena interconectar ambos
países
190
Estudio 11Interconexión Bolivia-Perú
191191
El proyecto
► La interconexión Bolivia-Perú se compone de una línea de
230 kV de 215 km de longitud y de una estación DC “back to
back”
Debido a la diferencia de frecuencia entre los países
► Su capacidad es 125 MW
► El costo estimado de la interconexión es US$ 65 millones, y la
misma podría entrar en operación el 2014
192
Modelación de los precios locales del gas
► Una dificultad en la simulación conjunta de Bolivia y Perú es
que ambos países utilizan precios locales de gas distintos de
los precios internacionales
El precio del gas en Bolivia es 1 US$/MMBTU; en el caso de Perú, los
precios varían de 2 hasta 9 US$/MMBTU
► Se decidió entonces utilizar un único precio de gas, 5
US$/MMBTU, para los generadores de ambos países
193
Modelación de los beneficios operativos
► Para los consultores, parece justificado poner los costos internacionales
para la exportación
► Sin embargo, no está claro como es la manera más adecuada para se
representar la importación
► Por ejemplo, suponga que un país tiene precios locales de gas de 2
US$/MMBTU; este país debería importar generación equivalente a un
precio de 4 US$/MMBTU?
► Suponiendo un costo internacional de 5 US$/MMBTU
► Bajo el punto de vista de costos por oportunidad (exportación del
combustible local), la respuesta sería sí. Sin embargo, no está claro como
otros factores tales como incentivos a la economía local, estrategia
energética del país etc. afectarían esta decisión
194
Evaluación provisional del IBC
► Renta por congestión de la interconexión: 7.75 MUS$/año
► promedio de los 4 años simulados es
► Costo de la línea: 5.77 MUS$/año
► IBC = 7.75/5.77 = 1.3
195
Conclusiones
► La interconexión propuesta es potencialmente atractiva
► Sin embargo, sería necesario una simulación más detallada
de los intercambios, de acuerdo con las reglas de precios
para exportación e importación definidos por ambos países
196
Estudio 12Interconexión Bolivia-Chile
197197
El proyecto
► La propuesta de interconexión entre Bolivia y Chile fue
motivada por la construcción planeada de una planta
geotérmica de 200 MW, Laguna Colorada, en Bolivia
► Como muestra la figura a continuación, la barra Laguna
Colorada está solamente a 150 km de la barra Radomiro
Tomic, en el SING chileno
► La línea de interconexión sería en 230 kV, con una longitud
ya mencionada de 150 km, una capacidad de 180 MW y costo
total de US$ 30.5 millones
198
Proyecto Bolivia-SING de Chile
199
Precios del gas y pagos por capacidad
► De manera análoga al estudio de caso anterior (interconexión Bolivia-
Perú), se utilizaron precios internaciones de combustible para representar
los costos de exportación de Bolivia (el sistema chileno ya utiliza estos
precios)
► El manejo de los cargos por capacidad también es semejante al del
estudio anterior, pues Chile tiene cargos parecidos con los de Bolivia
► A diferencia del caso anterior, no hubo el problema de estimar el beneficio
operativo de una importación de energía por Bolivia, porque esta situación
no ocurre en las simulaciones
► La razón es que, como muestra la figura a continuación, los CMCPs del
SING chileno (que es suministrado por plantas termoeléctricas) son
bastante elevados, alrededor de 90 US$/MWh
200
CMCP promedio annual – SING Chileno
201
153
94
70
10292 95 91 92
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
US$
/MW
h
Reducción del costo operativo
202
Promedio para el SING: 146 MUS$/año
El costo anual para Bolivia (suponiendo costos de 5 US$/MMBTU para el gas) sería 80 MUS$. El beneficio operativo neto es por lo tanto 146 – 80 = 65.5 MUS$/año
Reducción de las emisiones
203
Promedio: 700 mil tCO2/añoValor: 13.6 MUS$/año
Índice beneficio costo
► Beneficio operativo: 65.5 MUS$/año
► Costo de la interconexión: 2.7 MUS$/año
► IBC = 65.5/2.7 = 24.3
► IBC con beneficio ambiental: 29.2
204
Sensibilidad del IBC al “swap” PY-AR-SING
► Las simulaciones fueron hechas sin tomar en cuenta el
“swap” Paraguay-Argentina-Chile, que inyectaría 200 MW en
el mismo SING chileno
► Dado que esta inyección reduciría los CMCP del SING, se
analizó el impacto de la misma en el IBC de la interconexión
Bolivia-Chile
► Por lo tanto, se hizo un cálculo adicional del IBC utilizando
como referencia el SING ya incluyendo la inyección de 200
MW
205
ICB con la inyección de 200 MW en el SING
► Beneficio operativo promedio en el SING: 110 MUS$/año 25% inferior al valor de US$ 146 millones en el caso sin el “swap” PY-AR-CH
► Incremento del costo operativo en Bolivia: 80 MUS$/año (igual)
► Beneficio operativo neto: 110 – 80 = 21 MUS$/año
► Costo del proyecto: 2.7 MUS$/año (igual)
► IBC: 21/2.7 = 7.8
► Reducción de las emisiones: 450 mil tCO2/año 36% inferior al monto de 700 mil tCO2/año sin el “swap” PY-AR-CH
► IBC con beneficios ambientales: 11
206
Conclusiones
► La interconexión Bolivia-SING de Chile se mostró muy
atractiva en términos económicos y ambientales (IBC = 24)
► El IBC se reduce cuando se considera la inyección de 200
MW en el SING resultante del swap PY-AR-CH
► Sin embargo, hasta en este caso más desfavorable para la
interconexión, el IBC sigue atractivo = 7.8
207
Temario
► Objetivo del proyecto
► Base de datos
► Análisis del caso de referencia
► Estudios de caso
► Conclusiones y próximos pasos
208208
Temario
► El proyecto CIER 15 Fase II
► Potencial energético regional
► Base de datos para el estudio
► Escenario de referencia
► Estudios de caso
► Conclusiones y próximos pasos
Resultados de los estudios
Principios generales para las interconexiones
Próximos pasos
209209
Resultados de los estudios
210
Proyecto Ben.Oper (MUS$/año)
Ben.Emis. (ktCO2/año)
Costo (MUS$/año)
IBC (p.u.)
PE-BR 3421 N/C2 210 1.4
BO-BR 1021 N/C2 71 1.4
CO-PA 21 0.21 18 1.1
BR-AR 340 0.85 220 1.5
PY-AR-CH 200 2.30 70 2.9
SIEPAC II 42 0.22 44 0.9
CH-AR técnicamente inviable
BR-UY 88 1.20 13 6.6
AR-PY-BR 300 0.72 54 5.5
PE-EC 24 0.19 N/C3
BO-PE 84 N/C 6 1.3
BO-CH 66 0.45 3 24.0
Total 1545 5.73 428
Resultados de los estudios
► La mayoría de los proyectos tuvo índices beneficio/costo (IBC) superiores
a 1, lo que señala que serían económicamente atractivos y confirma que
hay un amplio rango de oportunidades para profundizar la integración
energética de la región Uno de los proyectos, el “wheeling” de energía de las plantas hidroeléctricas del Sur de
Chile a través del sistema de transmisión de Argentina, no resultó técnicamente viable
Los proyectos de interconexión Brasil-Uruguay y Argentina-Paraguay-Brasil tienen su
IBC reducido si se relajan las actuales restricciones operativas en la interconexión
Argentina-Brasil (CIEN)
De manera análoga, la implantación del esquema de “swap” entre Paraguay, Argentina y
el sistema SING de Chile afecta el IBC de la interconexión entre Bolivia y el mismo SING
211
Aspectos comerciales, regulatorios e institucionales
► Un aspecto diferenciado en estudio CIER 15 es que, además
de los análisis económicos, se ha detallado para cada
proyecto:
posibles esquemas para la comercialización de la energía entre los
países
la remuneración de las inversiones en las interconexiones
la operación coordinada de los sistemas, tomando en cuenta los
Tratados y otros acuerdos entre los países requeridos para respaldar
los esquemas comerciales y regulatorios
212
Repartición de los beneficios
► Otro aspecto diferenciado del CIER 15 es un análisis
profundizado de esquemas para compartir los beneficios de la
interconexión entre los países de manera justa y transparente
► En particular, se sugiere compartir las rentas de congestión
entre los países y un esquema de cálculo de precios de corto
plazo que garantiza que los consumidores de ambos los
países siempre sean beneficiados
Una dificultad con las interconexiones anteriores era que los precios
del país exportador podrían aumentar, lo que perjudicaba los
consumidores locales
213
Temario
► El proyecto CIER 15 Fase II
► Potencial energético regional
► Base de datos para el estudio
► Escenario de referencia
► Estudios de caso
► Conclusiones y próximos pasos
Resultados de los estudios
Principios generales para las interconexiones
Próximos pasos
214214
Principios generales
► Autonomía de cada país
No debe existir un esquema regulatorio único
► Seguridad operativa
Cada país decide sus criterios; prioridad para el suministro local
En el caso de contratos firmes, compartir los riesgos
► Formación de precios
Curvas de oferta de disposición a exportar e importar
Esquema de precios “locales” y “para exportación”
Semejante al MER de Centroamérica (propuesta CIER 3)
► Remuneración asegurada de las interconexiones
Subasta de la construcción con licencia ambiental previa215