PROYECTO CIER 15 Estudio de transacciones de energía entre las regiones Andina, América

Transcripción

1 PROYECTO CIER 15 Estudio de transacciones de energía entre las regiones Andina, América Central y Cono sur Grupo de Trabajo CIER Operadores & Administradores de Mercados INTEGRACIÓN REGIONAL, EFICIENCIA Y RECURSOS ENERGÉTICOS Bogotá, Colombia; 18 de Mayo de

2 Contenido 1. El Potencial de la Integración energética regional 2. Objetivo del proyecto CIER Resultados Fase I 4. Avances Fase II

3 El Potencial de la Integración

4 Precios Spot Año Uruguay Nicaragua Guatemala El Salvador Panama Ecuador Peru Bolivia Argentina Colombia

5 Precios Spot Año USD/MWh Nicaragua Panamá El Salvador Guatemala Argentina Ecuador Perú Colombia Bolivia Ene-07 Feb-07 Mar-07 Abr-07 May-07 Jun-07 Jul-07 Ago-07 Sep-07 Oct-07 Nov-07 Dic-07

6 Precios Spot Año Panamá Nicaragua Perú El Salvador Guatemala Argentina Ecuador Colombia Bolivia Ene-08 Feb-08 Mar-08 Abr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08

7 Complementariedad hidrológica entre Región Andina y América Central 7 10,000 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 Aportes hidrológicos RA - AC (GWh-mes) Zona convergencia intertropical Responsable que en Colombia se tengan dos temporadas de invierno y en Centroamérica solo una. CR GU HO NI PA ES CO 2,000 Temporada de huracanes 1,000 Impacto en precipitaciones de ambas regiones (especial. Centroamérica) 0 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Complementariedad ríos Pan - Col Periodos de mayores aportes

8 La diferencia de zonas horarias en la región representan complementariedad de carga (demanda) % Demanda Máxima CO PA ES NI VE Corresponde a un día laboral tipico. Referido a la hora Colombia, Ecuador, Perú 0 1:00 3:00 5:00 7:00 9:00 11:00 13:00 15:00 17:00 19:00 21:00 23:00

9 Reservas de Gas y Carbón de América Latina Gm3 (0.1%) 0.02 Gton(0.1%) Gm3 (71%) 1.5Gton (3.5%) Gm3 (1.8%) 6.87Gton (16.6%) Gm3 (4.5%) 0.05Gton (0.1%) Gm3 (8.1%) 32.3 Gton (78.3%) Reservas de Carbón en el Mundo a Gm3 (8.5%) 0 Gton 0% Gm3 (0.6%) 0.16Gton (0.4%) Gm3 (5.4%) 0.42 Gton (1%) Gm3: Giga Metros Cúbicos Gton: Giga Toneladas Fuente: Informe Olade 2007

10 200MW Interconexiones Eléctricas 300MW ebla-panama.org/ 300MW 336MW Futuras Existentes 500MW 200 MW 100MW 900 MW 6,300 MW 600 MW 2,000 MW 70 MW 2,045 MW

11 Interconexiones a Gas Natural 11 Venezuela - Colombia Bolivia Brasil Bolivia Argentina Argentina Brasil Argentina Chile Fuente: Olade, IV Encuentro latinoamericano de energía Hagamos de América Latina un solo mercado, Febrero de 2006 Argentina - Uruguay

12 Interconexiones Futuras de Gas Natural

13 Objetivo del Proyecto CIER 15

14 Proyecto CIER 15 Cómo incrementar las Transacciones? 1. Fase I - Diagnóstico Análisis interconexiones (gas y electricidad) existentes Evolución regulatoria e institucional. Escenarios a desarrollar en la Fase II 3. Toma de decisiones 2. Fase II - Análisis Recursos, Redes y Reglas Barreras y Oportunidades Beneficios: Cuantificación y asignación Medio ambiente Inversión Riesgos Principios y criterios básicos para estructurar acuerdos y definir reglas subregionales Estrategias Esquemas comerciales Inversión Capital Social

15 Resultados Fase I Proyecto CIER 15

16 Resultados Fase I Principales Hallazgos Rescatar los beneficios estructurales alcanzables No responder reactivamente a los problemas del pasado, promover lo positivo La integración como opción para enfrentar necesidades concretas Se requiere evolución en el paradigma de la integración Se requieren modelos flexibles, adaptables a diferentes situaciones, que puedan funcionar en condiciones de mayor interdependencia entre países, y en sistemas energéticos multinacionales, basados en valores que permitan converger a una eficiencia, sustentabilidad y seguridad de servicio. Voluntad política Desarrollo institucional supranacional Adecuada regulación de comercio transfronterizo Infraestructura de interconexión Instrumentos requeridos para incrementar integración

17 Resultados Fase I Conclusiones Informe Final Integración EXPERIENCIAS VALIOSAS Vector: uso gas natural Motores: modificaciones regulatorias (Estados) e inversión (Privada) Cambio paradigma: energía firme en otro país Beneficios superan inversiones CRISIS Incremento precios petróleo Ambiente político/económico Conflictos contratos de largo plazo Crisis Económica mundial FUTURO Nuevas alternativas. Nuevo paradigma (político y económico) Nuevas figuras en determinación de beneficios, ej: Prima de Riesgo Tiempo

18 Resultados Fase I Elementos claves a analizar en la Fase II Mecanismos transaccionales Institucionalidad mínima requerida Flujos en tránsito Arbitraje Equidad y Poder de Mercado Alianzas o tratados Herramientas legales e institucionales Contratos de corto y largo plazo Aspectos comerciales y arancelarios Metodologías de manejo de riesgos Herramientas comerciales Análisis de oferta y demanda regional Planificación nacional y regional Herramientas operativas

19 Resultados Fase I Futuros Propuestos: Integración Limitada Gas Electricidad Suficiencia energética con recursos propios y/o utilizando commodities internacionales (FO, Carbón, GNL). Poyectos de nueva generación de escala nacional

20 Resultados Fase I Futuros Propuestos: Fuerte Integración Gas Carbón Electricidad Se optimiza el uso de las reservas Cada país acepta que su energía firme esté localizada en otro país Proyectos de generación a escala regional Reservas de generación regionales para afrontar crisis

21 Proyecto CIER 15 Avance Fase II

22 Avance Fase II Módulos Módulo 1: Estudio del Potencial Energético en la Región : Financiación Estructura de la demanda Banco Mundial Proyecciones crecimiento demanda de gas y electricidad Planes de expansión de la oferta y transporte de energía eléctrica y gas Potencial energético: canastas energéticas y ubicación Módulo 2: Análisis y Evaluación de Oportunidades de Transacciones Internacionales de Energía : Caracterizar Escenarios en los que se pueden desarrollar las Transacciones Analizar oportunidades de Transacciones internacionales y desarrollar metodología para cuantificación y asignación de beneficios Determinar el contexto general de cada oportunidad relacionado con riesgos y cobertura, regulación y medio ambiente. Analizar posibles esquemas comerciales de corto, mediano y largo plazo para cada una de las oportunidades Financiación CAF

23 Avance Fase II Aspectos Generales GRUPO CONSULTOR ESTADO DEL PROYECTO PERÍODO DE EVALUACIÓN MODELO A UTILIZAR PROYECTOS A SER CONSIDERADOS INFORMACION UTILIZADA Consorcio PSR Consultoría Ltda, Synex Ingenieros consultores y Mercados Energéticos Consultores S.A En ejecución desde Diciembre de 2008 con duración de 12 meses Años a Período Operativo a Período de planificación a 2018 SDDP Segundo circuito SIEPAC () Interconexiones Eléctricas: Colombia-Panamá, Venezuela-Brasil, Brasil-Uruguay, Bolivia-Chile, Bolivia- Perú, Bolivia-Brasil, Sur Chile-Sur Argentina, Ecuador- Perú, Brasil-Perú Información Oficial: Argentina, Bolivia, Brasil, Centroamérica, Chile, Colombia, Ecuador, Perú, Uruguay. Información no Oficial (preparada por el consultor): Paraguay y Venezuela

24 Avance Fase II Estudios realizados Se realizaron estudios de Simulación Operativa para cada uno de los países El procedimiento de simulación utilizado fue: Ajuste del modelo de caudales. Cálculo de política operativa de mínimo costo esperado (PDDE) Simulación operativa para 100 escenarios hidrológicos Cálculo de estadísticas económicas y de confiabilidad de suministro a partir de los resultados de la simulación: valor esperado de los costos marginales, riesgo de falla de suministro

25 Proyecto CIER 15 Resultados Preliminares Fase II Modulo 1

26 Costos Marginales en USD/MWh 240 Costo Marginal USD/MWh ARGENTINA BOLIVIA BRASIL SUL BRASIL SUDESTE BRASIL NORTE PANAMA COSTA RICA NICARAGUA HONDURAS EL SALVADOR GUATEMALA CHILE SIC CHILE SING COLOMBIA ECUADOR PERU URUGUAY VENEZUELA GUAYANA VENEZUELA ENELVEN Los costos marginales de Colombia corresponden a la corrida oficial del Largo Plazo del mes de Mayo realizada por XM

27 Costos Marginales en USD/MWh ENELVEN 243 GUAYANA 189 Futuras Existentes NORTE SING SUDESTE SIC SUL

28 Costos Marginales en USD/MWh ENELVEN 33 GUAYANA 123 Futuras Existentes NORTE 9 14 SING SUDESTE SIC SUL

29 Déficit en %

30 Capacidad Instalada Vs Demanda Máxima (MW) Capacidad Instalada [MW] Vs Demanda Max ARGENTINA BOLIVIA BRASIL CHILE SIC CHILE SING COLOMBIA ECUADOR PERU URUGUAY VENEZUELA CAPACIDAD - HIDRO CAPACIDAD - TERMO DEMANDA - MW

31 Capacidad Instalada Vs Demanda Máxima (MW) ARGENTINA BOLIVIA BRASIL CHILE SIC CHILE SING COLOMBIA ECUADOR PERU URUGUAY VENEZUELA CAPACIDAD - HIDRO CAPACIDAD - TERMO DEMANDA - MW

32 Energía Firme Vs Demanda promedio (MW) Energía Firme Vs Demanda promedio (MW) ARGENTINA BOLIVIA BRASIL CHILE SIC CHILE SING COLOMBIA ECUADOR PERU URUGUAY VENEZUELA CAPACIDAD - HIDRO CAPACIDAD - TERMO DEMANDA - MW

33 Energía Firme Vs Demanda promedio (MW) ARGENTINA BOLIVIA BRASIL CHILE SIC CHILE SING COLOMBIA ECUADOR PERU URUGUAY VENEZUELA CAPACIDAD - HIDRO CAPACIDAD - TERMO DEMANDA - MW

34 Que sigue? Revisión de la información y resultados preliminares Finalización del Módulo 1, con la definición del Potencial Energético de la región (Dic ). Inicio del Módulo 2 Caracterizar Escenarios en los que se pueden desarrollar las transacciones Analizar oportunidades de transacciones internacionales y desarrollar metodología para cuantificación y asignación de beneficios Determinar el contexto general de cada oportunidad relacionado con riesgos y cobertura, regulación y medio ambiente. Analizar posibles esquemas comerciales de corto, mediano y largo plazo para cada una de las oportunidades

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