Visión y Perspectiva de Integración Energética en América del Sur Visão e Perspectiva de Integração Energética na América do Sul

Transcripción

1 Visión y Perspectiva de Integración Energética en América del Sur Visão e Perspectiva de Integração Energética na América do Sul VI SISEE Seminário Internacional do Sector de Energia Elétrica rraineri@ricardoraineri.com 29 de Agosto de 2011

2 Presentación Desafíos Integración Regional

3 Desafíos Alcanzar un ingreso comparable al de países desarrollados Crecimiento (6%) vigoroso y sostenido

4 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0-2,0-4,0-6,0 Actividad Económica S&P500 Imacec: variación 12 meses Enero Marzo Mayo Julio Septiembre Noviembre Enero Marzo Mayo Julio Septiembre Noviembre Enero Marzo Mayo Julio Septiembre Noviembre Enero Marzo Mayo Julio Septiembre Noviembre Enero Marzo Mayo Julio Septiembre Noviembre Enero Marzo Mayo Julio Septiembre Noviembre Enero Marzo Mayo Julio Septiembre Noviembre Enero

5 Política Energética Inversiones necesarias para nutrir el crecimiento económico con la finalidad de garantizar un adecuado nivel de seguridad energética a precios competitivos, y un adecuado resguardo ambiental Generación Transmisión

6 Política Energética ERNC Hidroelectricidad Hidrocarburos Reducción de emisiones Eficiencia energética EN Integración energética regional

7 Fukushima Dai-ichi ichi Tokio (CNN)

8 Política Energética ERNC Hidroelectricidad Hidrocarburos Reducción de emisiones Eficiencia energética EN Integración energética regional

9 Costos Marginales SIC y SING * (promedios mensuales US$(marzo-11)/MWh) abr-87 dic-87 ago-88 abr-89 dic-89 ago-90 abr-91 dic-91 ago-92 abr-93 dic-93 ago-94 abr-95 dic-95 ago-96 abr-97 dic-97 ago-98 abr-99 dic-99 ago-00 abr-01 dic-01 ago-02 abr-03 dic-03 ago-04 abr-05 dic-05 ago-06 abr-07 dic-07 ago-08 abr-09 dic-09 ago-10 abr-11 SIC SING Oil Price WTI - US$( march-11)/barril Energía de Afluentes del Sistema (TWh)

10 Requerimiento de Nueva cap. de Generación MW (P1 6% SIC a 2019; P2 5% SIC a 2019; SIC 3% 2020 y SING 4% 2011 ) Proyección 1 Cap. SIC y SING Proyección 2 Cap. SIC y SING Pruebas + Construcción+Existente D MW 6% D MW 5%

11 Integración Energética Regional Alianzas e Intercambio Energético Regional Grandes beneficios para la región de avanzar en una integración energética regional Argentina Bolivia Chile Colombia Perú Brasil Ecuador Paraguay Uruguay Venezuela

12 Conceptos Económicos Básicos P Sólo Mercado Local S 0 D 0 P 0 a S 0 E 0 D 0 E

13 Conceptos Económicos Básicos P Exportación de Excedentes D 1 S 0 D 0 P* P 0 c a b S 0 D 1 D 0 E 0 E* E

14 Conceptos Económicos Básicos P Exportación con Nueva capacidad de Generación S 0 D 1 S 1 D 0 P* P 0 P 1 c a b d S 0 S 1 e D 1 D 0 E 0 E 0 * E* E 1 E

15 Costo Marginal [US$/MWh], SIC-SING, Bolivia y Perú Enero 2005-Diciembre 2010 CMg [US$/MWh] ene-05 feb-05 mar-05 abr-05 may-05 jun-05 jul-05 ago-05 sep-05 oct-05 nov-05 dic-05 ene-06 feb-06 mar-06 abr-06 may-06 jun-06 jul-06 ago-06 sep-06 oct-06 nov-06 dic-06 ene-07 feb-07 mar-07 abr-07 may-07 jun-07 jul-07 ago-07 sep-07 oct-07 nov-07 dic-07 ene-08 feb-08 mar-08 abr-08 may-08 jun-08 jul-08 ago-08 sep-08 oct-08 nov-08 dic-08 ene-09 feb-09 mar-09 abr-09 may-09 jun-09 jul-09 ago-09 sep-09 oct-09 nov-09 dic-09 ene-10 feb-10 mar-10 abr-10 may-10 jun-10 jul-10 ago-10 sep-10 oct-10 nov-10 dic-10 CMg [US$/MWh]-SIC CMg [US$/MWh]-SING CMg [US$/MWh]-Bolivia CMg [US$/MWh]-Perú

16 Capacidad Instalada MW Capacidad Instalada MW (Fuente: CIER Mayo 2011) Argentina Bolivia Brasil Chile Colombia Ecuador Paraguay Perú Uruguay Venezuela

17 Capacidad de Generación Capacidad de Generación por Fuente %, 2009 (Fuente: CIER Mayo 2011) Témico vapor Convencional Gas Ciclo Abierto Gas Ciclo Combinado Diesel y Otras fuentes Nuclear Hidroeléctrica Autoproductores 11,8% 17,3% 11,9% 8,3% 2,9% 17,6% 0,0% 15,8% 6,5% 34,3% 31,4% 61,7% 33,9% 64,6% 39,9% 40,5% 61,4% 3,2% 2,3% 70,2% 14,7% 100,0% 2,1% 22,6% 6,2% 2,3% 6,8% 22,6% 0,2% 3,2% 0,6% 14,4% 13,1% 46,7% 41,9% 21,3% 1,9% 6,4% 27,3% 25,7% 15,7% 16,0% 18,4% 13,8% 0,0% 10,2% 5,0% 5,6% 0,0% Argentina Bolivia Brasil Chile Colombia Ecuador Paraguay Perú Uruguay Venezuela

18 Energías Renovables Participación de las energías renovables en la potencia instalada y generación de energía eléctrica año 2009 Energía Convencional Energia Renovable Unid. Térmica Hidro ER no Hidro Argentina MW 68,4% 31,5% 0,1% GWh 71,2% 28,8% 0,0% Bolivia MW 64,0% 34,5% 1,5% GWh 61,5% 37,5% 1,0% Brasil MW 18,8% 73,8% 7,5% GWh 9,5% 83,9% 6,6% Chile MW 63,6% 34,8% 1,6% GWh 56,1% 42,1% 1,8% Colombia MW 33,3% 66,5% 0,1% GWh 26,1% 71,7% 2,2% Ecuador MW 57,4% 42,6% 0,0% GWh 49,7% 50,2% 0,0% Paraguay MW 0,0% 100,0% 0,0% GWh 0,0% 100,0% 0,0% Perú MW 59,0% 41,0% 0,0% GWh 39,6% 60,4% 0,0% Uruguay MW 31,7% 61,4% 6,9% GWh 32,7% 64,5% 2,8% Venezuela MW 38,3% 61,7% 0,0% GWh 31,1% 68,9% 0,0% Fuente: CIER Mayo 2011

19 Consumo kwh/per cápita Energía Consumida kwh/per cápita (Fuente: CIER Mayo 2011)

20 Consumo por Sectores % Energía eléctrica consumida según sectores de consumidores finales año 2009, % (Fuente: Cier Mayo 2011) Consumos Residenciales Consumos Industriales Consumos Comerciales Alumbrado Público y otros 11% 8% 13% 4% 13% 8% 15% 16% 3% 18% 14% 20% 18% 16% 20% 20% 19% 21% 70% 35% 38% 47% 66% 31% 30% 23% 55% 24% 34% 36% 24% 18% 41% 35% 42% 25% 41% 30% Argentina Bolivia Brasil Chile Colombia Ecuador Paraguay Perú Uruguay Venezuela

21 Precio a Clientes Finales Precio de la electricidad de distribuidoras a consumidores residenciales U$S/MWh con impuestos incluido el IVA, vigentes enero/2010, fuente Cier BT 200wWh/mes BT 400kWh/mes

22 Precio a Clientes Finales Precio de la electricidad de distribuidoras a consumidores comerciales U$S/MWh con impuestos incluido el IVA, vigentes enero/2010, fuente Cier BT 1.000kWh/mes BT 2.000kWh/mes

23 Precio a Clientes Finales Precio de la electricidad de distribuidoras a consumidores industriales U$S/MWh con impuestos incluido el IVA, vigentes enero/2010, fuente Cier 300 MT 25MWh/mes MT 50MWh/mes

24 Demanda de Punta Diciembre Promedio Tasa de crecimiento anual de demanda máxima (años ) Abril Argentina 4,7% Bolivia 5,9% Brasil 4,1% Chile 2,4% Colombia 2,2% Ecuador 3,3% Paraguay 7,9% Perú 6,7% Uruguay 3,6% Venezuela 4,7% Diciembre Marzo Diciembre Julio Julio Noviembre Demanda Máxima No Coincidente América del Sur MW

25 Intercambio de Energía Importad dor Intercambios de energía entre países año 2009 (GWh) Exportador Argentina Bolivia Brasil Chile Colombia Ecuador Paraguay Perú Uruguay Venezuela Total importacio nes Argentina Brasil Chile Colombia Ecuador Uruguay Venezuela Total exportaciones Las exportaciones de Brasil hacia Uruguay incluyen 402 GWhde energía pasante durante el 2009 utilizando el Sistema Argentino de Interconexión SADI. Fuente: Cier mayo 2011

26 Intercambio de Energía 20% 18% Intercambios de energía entre países como % Generación Local, 2009 (Fuente: Cier Mayo 2011) 82,62% 18,30% Importaciones Exportaciones 16% 14% 12% 10% 8% 6% 6,60% 8,32% 6,21% 4% 2% 0% 3,30% 2,26% 2,36% 1,89% 0,24% 0,32% 0,00% 0,04% 0,11% 0,19% 0,23% Argentina Bolivia Brasil Chile Colombia Ecuador Paraguay Perú Uruguay Venezuela

27 Principales centrales e interconexiones eléctricas Ref. Países Ubicación Tensión Potencia Observaciones 1 Co-Ve Cuestecita (Co) Cuatricentenario (Ve) 230 kv 150 MW Operativa (60 Hz) 2 Co-Ve Tibú (Co) La Fría (Ve) 115 kv 36 / 80 MW Operativa (60 Hz) 3 Co-Ve San Mateo (Co) El Corozo (Ve) 230 kv 150 MW Operativa (60 Hz) 4 Co-Pa Cerromatoso (Co) Panamá (Pa) MW En estudio 5 Co-Ec Pasto (Co) Quito (Ec) 230 kv 200 / 250 MW Operativa (60 Hz) 6 Co-Ec Jamondino (Co) -Pomasqui(Ec) 230 kv 250 MW Operativa (60 Hz) 7 Co-Ec Ipiales (Co) Tulcán (Ec) 138 kv 35 MW Operativa (60 Hz) 8 Ec-Pe Machala (Ec) Zorritos (Pe) 230 kv 110 MW Operativa (60 Hz) 9 Br-Ve Boa Vista (Br) El Guri (Ve) 230/400 kv 200 MW Operativa (60 Hz) 10 Bo-Pe La Paz (Bo) Puno (Pe) 230/220 kv 150 MW En proyecto (50/60 Hz) 11 Br-Py Salidas de Central Itaipú 500/220 kv MW Operativa (60/50 Hz) 12 Br-Py Foz de Iguazú (Br) Acaray (Py) 220 / 138 kv 50 MW Operativa (60/50 Hz) 13 Ar-Py El Dorado (Ar) Mcal. A. López (Py) 220 / 132 kv 30 MW Operativa (50 Hz) 14 Ar-Py Clorinda (Ar) Guarambaré (Py) 132/220 kv 150 MW Operativa (50 Hz) 15 Ar-Py Salidas de Central Yacyretá 500 kv MW Operativa (50 Hz) 16 Ar-Br Rincón S.M. (Ar) Garabí (Br) 500 kv / MW Operativa (50/60 Hz) 17 Ar-Br P. de los Libres (Ar) Uruguayana (Br) 132/230 kv 50 MW Operativa (50/60 Hz) 18 Ar-Uy Salto Grande (Ar) Salto Grande (Uy) 500 kv MW Operativa (50 Hz) 19 Ar-Uy Concepción (Ar) Paysandú (Uy) 132/150 kv 100 MW Op. en emerg. (50 Hz) 20 Ar-Uy Colonia Elia (Ar) San Javier (Uy) 500 kv MW Operativa (50 Hz) 21 Br-Uy Livramento (Br) -Rivera (Uy) 230/150 kv 70 MW Operativa (60/50 Hz) 22 Br-Uy Pte. Médici (Br) -San Carlos (Uy) 500 kv 500 MW En construc. (60/50 Hz) 23 Ar-Cl C.T. TermoAndes (Ar) Sub.Andes (Cl) 345 kv 633 MW Operativa (50 Hz) Ref. Países Denominación Río Cap. Instalada Observaciones A Br -Py Itaipú Paraná MW En operación B Ar -Uy Salto Grande Uruguay MW En operación C Ar -Py Yacyretá Paraná MW En operación D Ar -Br Garabí Uruguay MW En estudio E Ar -Py Corpus Paraná MW En estudio Cier Mayo, 2011

28 Potencial Hidroeléctrico Potencial Hidroeléctrico Hacia Fines de 2008 (MW) Capacidad teórica bruta Capacidad técnicamente explotable Capacidad económicame nte explotable Estado de Desarrollo de la Hidroeléctricidad hacia Fines de 2008 Capacidad MW En Operación Generación 2008 en GWh En Construcción Capacidad MW Planificada Capacidad MW Argentina Bolivia Brasil Chile Colombia Ecuador Guyana Francesa n Guyana Paraguay Perú Surinam Uruguay Venezuela Total Sudamerica World Energy Council SER 2010

29 Principales gasoductos de América del Sur (2009) Cier Mayo, 2011 Ref Países Gasoducto Diámetro Capacidad (millones m3/día) Observaciones 1 Ar -Cl San Sebastián (Ar) -Pta. Arenas (Cl) (Bandurria) 10" 4 Operativo 2 Ar -Cl Batería de Recepción 7 -T. del Fuego 6" 1,5 Operativo 3 Ar -Cl Pta. Dungeness (Ar) -C. Negro (Cl) (Dungeness) 8" 2 Operativo 4 Ar -Cl El Cóndor (Ar) -Posesión (Cl) 12" 2 Operativo 5 Ar -Cl Pta. Magallanes (Ar) -Posesión (Cl) 18" 1 Operativo 6 Ar -Cl L. La Lata (Ar) -Concepción (Cl) (Gas Pacífico) 24"-20" 3,5 Operativo 7 Ar -Cl La Mora (Ar) -Santiago (Cl) (Gasandes) 24" 10 Operativo 8 Ar -Cl Cnel. Cornejo (Ar) -Mejillones (Cl) (Gasatacama) 20" 9 Operativo 9 Ar -Cl Gasod. Norte (Ar) -Tocopilla(Cl) (Norandino) 20" 8,5 Operativo 10 Ar -Bo Ramos (Ar) -Bermejo (Bo) 8" -13" 1,2 Existente 11 Ar -Bo Campo Durán (Ar) -Madrejones (Bo) 24" 7 Existente 12 Ar -Bo Miraflores (Ar) -Tupiza (Bo) (Puna) - - En proyecto 13 Ar -Br Cnel. Cornejo (Ar) -S. Paulo(Br) - - En proyecto 14 Ar -Br Aldea Brasilera (Ar) -Uruguayana (Br) 24" 10 / 15 Operativo 15 Ar -Uy Gto. Entrerriano (Ar) -Paysandú (Uy) (Del Litoral) 10" 1 Operativo 16 Ar -Uy Gto. Entrerriano (Ar) -Casa Blanca (Uy) 16" 5-2 Existente 17 Ar -Uy Bs. Aires (Ar) -Montevideo (Uy) (Cruz del Sur) 24" 6 Operativo 18 Bo -Br Río Grande (Bo) -S. Paulo (Br) 32" 30 Operativo 19 Bo -Br Río Grande (Bo) -Cuiabá (Br) (Gasbol) 18" 2,8 Operativo 20 Co -Ve Est. Ballena (Co) -Maracaibo (Ve) 18" 4,2 Operativo

30 Reservas Gas Natural Reservas probadas de gas natural (Trillones de pies cúbicos, Cier Mayo 2011) Colombia 3,5 7,8 4,6 3,9 4,2 Perú 12,0 7,1 8,8 11,7 11,3 Brasil 4,2 5,3 7,8 10,6 12,7 Argentina 23,3 21,9 27,5 15,5 13,1 Bolivia 3,9 4,6 24,0 26,1 25,1 Venezuela 121,1 143,4 146,5 152,5 200,2 Total 168,1 190,0 219,3 220,3 266,6

31 Gas de Esquisto Mapa de 48 cuencas gasíferas principales de gas esquisto en 32 países

32 Gas de Esquisto Estimación de los recursos de gas de esquisto técnicamente recuperable para cuencas seleccionadas 32 países, en comparación con las reservas existentes, producción y consumo durante el año 2009 Recursos de Gas 2009 Mercado del Gas Natural Reservas de Gas de Esquisto Natural Provadas 2 Técnicamente Recuperables (Trillones pies cúbicos, en base seca) Producción Consumo (Trillones pies cúbicos) (Trillones pies cúbicos) Europa 10,8 14,6 186,2 639,0 América del Norte 28,0 28,0 346, ,0 Asia 5,7 6,3 174, ,0 Australia 1,7 1,1 110,0 396,0 África 3,6 1,6 217, ,0 América del Sur 3,3 3,4 239, ,0 Venezuela 0,7 0,7 178,9 11,0 Colombia 0,4 0,3 4,0 19,0 Argentina 1,5 1,5 13,4 774,0 Brasil 0,4 0,7 12,9 226,0 Chile 0,1 0,1 3,5 64,0 Uruguay - 0,0 21,0 Paraguay ,0 Bolivia 0,5 0,1 26,5 48,0 Total áreas anteriores 53,1 55, , ,0 Total Mundial 106,5 106, ,0

33 PNUD 2009: Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú Escenario 1: considera el reforzamiento de las actuales interconexiones entre Colombia y Ecuador y una nueva interconexión entre Perú y Ecuador. El resto de las condiciones son similares al Escenario Base. Escenario 2: adiciona a las condiciones señaladas para el Escenario 1, una interconexión eléctrica entre Perú y Chile (SING). Escenario 3: incorpora a lo señalado para el escenario 2, la interconexión entre Bolivia y Chile (SING) MW Jamondino 1500 MW Pifo ECUADOR Yaguachi 1000 MW Trujillo PERÚ Montalvo Montalvo (CC) 1500 MW HVDC Crucero (CC) Crucero COLOMBIA San Marcos CHILE Jamondino 500 MW Pomasqui Chilcobija 340 MW Tarija BOLIVIA Chuquicamata Crucero

34 PNUD 2009: Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú Interconexión Línea Distancia [km] Colombia- Ecuador Colombia- Ecuador Ecuador-Perú Perú- Chile Bolivia-Chile San Marcos- Pomasqui Jamondino- Pomasqui Trujillo- Yaguachi Montalvo- Crucero Chilcobija- Chuquicamata Capacidad [MW] Inversión [miles de US$] [MW] 551 1, , Existente 638 1, , , , ,735 Criterios adoptados para la selección del trazado de las líneas: Selección de poligonales con la menor longitud posible y el menor número de vértices, tratando de lograr alineamientos de gran longitud. Evitar zonas que presenten riesgos de geodinámica externa, que afecten la seguridad de las líneas. Evitar zonas arqueológicas y parques nacionales. Aproximación a vías y caminos existentes, que faciliten el transporte y montaje y la operación y mantenimiento de la línea. Evitar en lo posible el paralelismo con líneas de comunicaciones y cruces con líneas de energía eléctrica. Evitar en lo posible pasar cerca a poblaciones MW Jamondino 1500 MW Pifo ECUADOR Yaguachi 1000 MW Trujillo PERÚ Montalvo Montalvo (CC) 1500 MW HVDC Crucero (CC) Crucero COLOMBIA San Marcos CHILE Jamondino 500 MW Pomasqui Chilcobija 340 MW Tarija BOLIVIA Chuquicamata Crucero

35 Descripción de las interconexiones analizadas. Interconexión Puntos de interconexión Longitud [km] Características Fecha Entrada Costo Inversión [miles de US$] Colombia- Ecuador San Marcos - Jamondino 500 kv (Colombia) - Pifo 500 kv (Ecuador) MW kv, AC 60 Hz. Abr ,942 Ecuador-Perú Perú-Chile Bolivia-Chile Yaguachi 500 (Ecuador) - Trujillo 500 kv (Perú) Montalvo 500 (Perú) - Crucero 500 kv (Chile) Chuquicamata 220 kv (Chile) - Chilcobija - Tarija 230 kv (Bolivia) MW kv, AC 60 Hz. Ene , MW 500 kv, HVDC Ene , MW kv, AC 50 Hz. Ene ,735 Transferencias de Energía en GWh totales periodo según Escenario de Interconexión. Escenario Desde Hacia Base Colombia Ecuador 14,567 23,435 29,458 29,564 Ecuador Colombia 10,505 15,031 11,211 11,314 Perú Ecuador 13,882 4,138 4,237 Ecuador Perú 12,896 23,321 22,677 Perú Chile SING 81,663 80,925 Chile SING Perú - - Chile SING Bolivia - Bolivia Chile SING 15,503 PNUD 2009: Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú

36 Costos Marginales - Escenario Base Costos Marginales - Escenario US$/MWh US$/MWh Chile Ecuador Colombia Perú Bolivia Costos Marginales - Escenario Chile Colombia Costos Marginales Ecuador - Escenario 3 Perú Bolivia US$/MWh US$/MWh Chile Perú Ecuador Colombia Bolivia Chile Perú Ecuador Colombia Bolivia PNUD 2009: Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú

37 Beneficios de integración Energética I a) Estímulo a la competencia b) Economías de escala c) Reducción de requerimientos de reservas d) Optimización en la utilización de recursos existentes e) Mayor confiabilidad, seguridad y calidad del servicio f) Reduce distorsiones de precios entre distintos combustibles ymercados g) Crea mayores oportunidades para los agentes h) Promueve la inversión de largo plazo en infraestructura i) Favorece el desarrollo de industrias de bienes y servicios conexos

38 Beneficios de integración Energética II j) Fortalece el comercio regional e incrementa la productividad k) Fortalece a la región frente a la volatilidad de la globalización l) Facilita la inserción competitiva de la región en los mercados internacionales m) Otorga beneficios económicos permitiendo financiar programas sociales de países exportadores n) Permite reducir los costos de generación en los países importadores y destinar recursos a otros usos

39 Desafíos de integración Energética Recursos naturales, de generación, transmisión y técnicos Coordinar los marcos regulatorios/técnicos Establecer los acuerdos comerciales Geopolíticos

40 Comentarios Finales América Latina debe avanzar a una mayor integración energética, donde la no integración sólo genera pobreza La hidroelectricidad es un recurso abundante, aporta a la seguridad de abastecimiento, es renovable y reduce las emisiones. Se debe avanzar en un mayor uso de energías renovables no convencionales y eficiencia energética. Existen oportunidades de inversión Generación, Transmisión Desafíos en Regulación/Reglas, pero el problema es político

41 Muchas gracias por su atención Muito obrigado pela sua atenção VI SISEE Seminário Internacional do Sector de Energia Elétrica 29 de Agosto de 2011