Mar José Ramón Gómez. Central American Energy Conference Achieving_Regional_Integration Especialista Senior Energia Panama, Junio de 2017

Transcripción

1 1 Mar José Ramón Gómez Central American Energy Conference Achieving_Regional_Integration Especialista Senior Energia Panama, Junio de 2017

2 Iniciativas de Integración Energética con apoyo del BID Integración Energética en países del Caribe Integración Energética en América Central Gas Natural Gas Natural Interconexión Eléctrica-SIEPAC Interconexión Eléctrica Colombia-Panamá Interconexión Eléctrica Arco Norte Integración Eléctrica Andina Interconexión Eléctrica SINEA Interconexión Eléctrica Ecuador-Perú 2

3 Financiamiento al proceso de integración energética Región Productos de integración Método de financiamiento BID Monto US$ 000 Año de inicio el apoyo del BID Estado actual América Central 8 estudios eléctricos 10 estudios gas Cooperación Técnica Cooperación Técnica estudios terminados Estudios terminados 2 estudios en ejecución 7 Infraestructura de transmisión eléctrica Préstamo de inversión Línea en funcionamiento 3

4 SIEPAC Antecedentes Plan de expansion regional indicativo Propuesta de tercer protocolo Cumbre de Tuxtla- Propuesta de acuerdo para 2o ciruito Infraestructura SIEPAC en operación comercial Reglamento del MER aprobado y vigente Firma de Segundo Protocolo Tratado Marco (creación CDMER 2 ) Entra en vigencia el RMER CFE de México se une a la EPR Reglamento Transitorio del MER (Mercado Eléctrico Regional) vigente ISA de Colombia se une a la EPR 1987 El BID se une al proyecto Firma de Tratado Marco (creación de los entes regionales CRIE, EOR y EPR 1 ) Firma del Primer Protocolo del Tratado Marco El BID aprueba financiamiento Reunión de Madrid : Empresas Estatales Centroamericanas-ENDESA-Gobierno Español. Acuerdo para elaborar anteproyecto de interconexión. 1 Comisión Regional de Interconexión Eléctrica -CRIE-, Ente Operador Regional -EOR- y Empresa Propietaria de la Red EPR- 2 Consejo Director del Mercado Eléctrico Regional -CDMER- 4

5 País Costa Rica El Salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panama Alcance financiamiento BID Construcción de la linea SIEPAC Construcción de la linea SIEPAC Construcción de la linea SIEPAC Construcción de la linea SIEPAC Construcción de la linea SIEPAC Construcción de la linea SIEPAC Periodo de Ejecución Desde SIEPAC Financiamiento Tipo Hasta Préstamo Cooperació n técnica Monto Ejecutada (E) US$ MM Implementació n (I) X 44.5 E X 40 E X 40 E X 44.5 E X 44.5 E X 40 E Regional Estudios iniciales SIEPAC X 1.5 E Estructura de financiamiento Millones US$ BID Banco Centroamericano de Integración Económica 109 Banco de Desarrollo de América Latina 16.7 Capital EPR 58.5 Contribución ETESA, CEL y el INDE 13.5 Banco Nacional de Comercio Exterior S.N.C Banco Davivienda 12 Total Regional Apoyo al desarrollo de SIEPAC/MER X 5 E Regional Apoyo al desarrollo de SIEPAC/MER X 9.9 E Regional Consolidación de MER-I X 1.5 E Regional Consolidación of MER-II X 1.5 I Total

6 SIEPAC Resultados 15 Subestaciones Eléctricas Capacidad 300 MW Longitud km 230 kv Guatemala y Panama principales exportadores Mercado Eléctrico Regional (MER) creado y en funcionamiento Tres Organismos Regionales, creado y en funcionamiento Reglamento del MER aprobado y vigente 6 países interconectados 1 Regulador Regional 98 generadores habilitados por MER en su mayoría privados Entre Julio de 2014 y Enero de 2015 se intercambiaron aproximadamente 750GWh Comunicación y Telecomunicación vía Fibra óptica 6

7 GWH SIEPAC Resultados GWh: Venta (+), Compra (-) VOLUMEN INTERANUAL DE TRANSACCIONES EN EL MER Por orden de importancia: Exportadores netos: Guatemala y Panamá MES 1,947.4 GWh +42.3% Importadores netos: El Salvador, Honduras, Nicaragua y Costa Rica 1,600 1,400 1,200 1, ,000-1,200-1,400-1,600 42,3% de incremento del volumen anual de intercambios de energía con respecto a 2015 Intercambios netos anuales de energia en el MER GU ES HO NI CR PA 7

8 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 SIEPAC Precios Indicativos de fin de mes de energia en el MER Precios ($MWh) GU ES HO NI CR PA

9 Antecedentes Interconexión Eléctrica Colombia-Panamá Aprobación del corredor ambiental por ambos países. Panamá priorizó la ruta por Guna Yala (del lado Panameño), falta la aprobación por parte del Congreso para así avanzar con los estudios técnicos y socio ambientales restantes Actualización y aprobación del Estudio de Impacto Ambiental y Social (EIAS). A completarse una vez que se tenga el corredor aprobado. Realización de las consultas con las comunidades ubicadas en el área de influencia del proyecto. La consulta será parte del EIAS. Formulación del plan estratégico de apoyo a la región de Darién. Si se aprueba la ruta marina que no implica pasar por el Darién, se descartaría esta actividad. Realizar los estudios de diseño detallados de la línea. Pendiente hasta no obtener la aprobación del corredor en Panamá. Actualización estudio interconexión a la Red de Transmisión Regional (RTR) línea SIEPAC. Evaluación de la ampliación a riesgo con beneficio regional. Pendiente. Depende de la aprobación del estudio de conexión a la RTR por parte de la CRIE y los resultados del plan de expansión indicativo regional. Actualización de los estudios de la armonización regulatoria Aprobación de tercera CT, RG-T Ejecución de la Hoja de Ruta para la Viabilidad del Proyecto de Interconexión por US$1.5 millones Aprobación del corredor ambiental por parte de Colombia Preparación del estudio interconexión a la Red de transmisión regional (RTR) Aprobación segunda CT RG-T1663 -Estructuración Financiera de la Interconexión Eléctrica Colombia Panamá: US$928 mil Estructuración del Proyecto de Interconexión ( viabilidad financiera y legal). Ejecutor: Empresa Interconexión Eléctrica Colombia-Panamá, S.A. \ Aprobación de CT RS-T1241 Interconexión Colombia Panama: US$1.2 millones. Primeros estudios.

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11 Integración con Gas Natural en América Central 11

12 Integración Gas Natural México Países Triángulo Norte Antecedentes y financiamiento Estudios de demanda Estudios de viabilidad económica-financiera 2015 Preparación de CT RG-T2563 por US$ para estudios de viabilidad de Gasoducto México Países Triangulo Norte. Aprobada en octubre de Resultados de CT son presentados a los países. Guatemala y México solicitan CT para estudios del proyecto binacional México-Guatemala Países de América Central, solicitan CT al BID para la elaboración de estudios de penetración de gas natural en la región. Preparación y Aprobación de CT RG-T Actualización de la Estrategia de Introducción de Gas Natural en Centroamérica por US$

13 Costo estimado de la inversion: USD$1.914 millones Nota: las líneas que representan el trazado del gasoducto son demostrativas al igual que los km. El mapa no muestra la escala real.

14 Estimaciones de tarifas diferenciales (para diferentes extensiones del gasoducto) ESC. MX - GT ESC. MX - ES ESC. MX - HN Juchitán de Zaragoza Juchitán de Zaragoza Juchitán de Zaragoza 0,62 USD / MMBTU 0,62 USD / MMBTU 0,62 USD / MMBTU 0,90 USD / MMBTU 0,74 USD / MMBTU 0,74 USD / MMBTU Tapachula 1,52 USD / MMBTU Tapachula 1,36 USD / MMBTU Tapachula 1,36 USD / MMBTU 0,51 USD / MMBTU 0,48 USD / MMBTU 0,53 USD / MMBTU Ciudad de Guatenala / Esquintla 2,03 USD / MMBTU Ciudad de Guatenala / Esquintla 1,84 USD / MMBTU Ciudad de Guatenala / Esquintla 1,89 USD / MMBTU 0,53 USD / MMBTU 0,73 USD / MMBTU El Salvador 2,37 USD / MMBTU El Salvador 2,62 USD / MMBTU 0,85 USD / MMBTU Puerto Cortes 3,47 USD / MMBTU Nota: Los calculos son preliminares para un supuesto de precio de gas en sitio de consumo de HH+$1.5/MMBTU. Para el cálculo de tarifa se usa como supuesto una tasa de descuento del 10%.

15 Tarifas de Transporte y Requerimiento de Inversión Gasoducto hasta Honduras Cálculos preliminares El modelaje tarifario basado en pago de transporte de gas por distancia (peajes) arroja los siguientes valores para el precio del gas (molécula más costo de transporte) que deberían observarse en los nodos de consumo en cada país: En Escuintla (Guatemala): HH + $1.89/MMBTU En Acajutla (El Salvador): HH + $2.62/MMBTU En Puerto Cortés (Honduras): HH +$ 3.47/MMBTU Debido a que las tarifas de transporte superan el valor de HH+US$1.5/MMBTU, es necesario los Gobiernos del Triángulo Norte asuman parte de la inversión que no sería remunerada a través de las tarifas. Se estima que dicho monto es del orden de US$1.200millones*, con los siguientes rangos por país: Guatemala: Entre $250 y $300 millones El Salvador: Entre $150 y $200 millones Honduras: Mas de $700 millones *Nota: Estos datos corresponden al caso en que no hay financiamiento de la inversión. Se prevén reducciones financiamiento. significativas al incluir

16 Gasoducto México Países Triangulo Norte Siguientes Pasos Estudio viabilidad económica y financiera. Concluir los estudios de análisis financiero y económico del gasoducto para determinar opciones de financiamiento y si los países deberían considerar asumir responsabilidad parcial o total de costos de inversión o de compromisos de demanda para garantizar que el gasoducto sea viable. El tramo en territorio mexicano: Dar seguimiento al gasoducto Salina Cruz Tapachula que ha sido recategorizado como estratégico, es decir, el sector privado lo desarrollaría bajo cuenta y riesgo propio. La empresa TAG Pipelines (filial de PEMEX) está analizando el proyecto examinado la posibilidad de contar con un offtaker localizado en Tapachula que garantice un demanda estable y significativa de gas natural. Regulación. Los países del Triángulo Norte deberán desarrollar un esquema normativo para la importación y exportación, el transporte, el almacenamiento, la comercialización y la distribución de gas natural para varios tipos de uso. Esto incluye, entre otros, regulación tarifaria, reglamentos técnicos, y normativa ambiental.

17 Gracias José Ramón Gómez Junio de

18 GRACIAS 18