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
Contenido 1. El Potencial de la Integración energética regional 2. Objetivo del proyecto CIER 15 3. Resultados Fase I 4. Avances Fase II
El Potencial de la Integración
Precios Spot Año 2006 4 Uruguay Nicaragua Guatemala El Salvador Panama Ecuador Peru Bolivia Argentina Colombia
Precios Spot Año 2007 5 USD/MWh 350.0 300.0 250.0 200.0 Nicaragua Panamá El Salvador Guatemala Argentina Ecuador Perú Colombia Bolivia 150.0 100.0 50.0 0.0 Ene-07 Feb-07 Mar-07 Abr-07 May-07 Jun-07 Jul-07 Ago-07 Sep-07 Oct-07 Nov-07 Dic-07
Precios Spot Año 2008 6 500.0 450.0 400.0 350.0 300.0 250.0 Panamá Nicaragua Perú El Salvador Guatemala Argentina Ecuador Colombia Bolivia 200.0 150.0 100.0 50.0 0.0 Ene-08 Feb-08 Mar-08 Abr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08
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
La diferencia de zonas horarias en la región representan complementariedad de carga (demanda) 8 100 80 % Demanda Máxima 60 40 20 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
Reservas de Gas y Carbón de América Latina 9 3.5 Gm3 (0.1%) 0.02 Gton(0.1%) 5150.0 Gm3 (71%) 1.5Gton (3.5%) 131.4 Gm3 (1.8%) 6.87Gton (16.6%) 328.7 Gm3 (4.5%) 0.05Gton (0.1%) 584.5 Gm3 (8.1%) 32.3 Gton (78.3%) Reservas de Carbón en el Mundo a 2007 616 Gm3 (8.5%) 0 Gton 0% 300.0 257.5 249.3 250.0 200.0 226.0 42.8 Gm3 (0.6%) 0.16Gton (0.4%) 150.0 100.0 50.0 0.0 51.0 46.3 43.0 0.4 395.1 Gm3 (5.4%) 0.42 Gton (1%) Gm3: Giga Metros Cúbicos Gton: Giga Toneladas Fuente: Informe Olade 2007
200MW Interconexiones Eléctricas 300MW http://www.planpu 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
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
Interconexiones Futuras de Gas Natural - 2018 12
Objetivo del Proyecto CIER 15
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
Resultados Fase I Proyecto CIER 15
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
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
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
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
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
Proyecto CIER 15 Avance Fase II
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
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 2018. 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
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
Proyecto CIER 15 Resultados Preliminares Fase II Modulo 1
Costos Marginales en USD/MWh 240 Costo Marginal USD/MWh 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 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
Costos Marginales en USD/MWh 65 109 156 120 96 148 146 ENELVEN 243 GUAYANA 189 Futuras Existentes 36 172 37 NORTE 75 22 SING 210 46 SUDESTE SIC 175 116 51 46 SUL
Costos Marginales en USD/MWh 65 71 71 70 69 70 72 ENELVEN 33 GUAYANA 123 Futuras Existentes 38 29 91 NORTE 9 14 SING 94 94 SUDESTE SIC 84 94 80 98 SUL
Déficit en %
Capacidad Instalada Vs Demanda Máxima (MW) Capacidad Instalada [MW] Vs Demanda Max 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 ARGENTINA BOLIVIA BRASIL CHILE SIC CHILE SING COLOMBIA ECUADOR PERU URUGUAY VENEZUELA CAPACIDAD - HIDRO CAPACIDAD - TERMO DEMANDA - MW
Capacidad Instalada Vs Demanda Máxima (MW) 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 ARGENTINA BOLIVIA BRASIL CHILE SIC CHILE SING COLOMBIA ECUADOR PERU URUGUAY VENEZUELA CAPACIDAD - HIDRO CAPACIDAD - TERMO DEMANDA - MW
Energía Firme Vs Demanda promedio (MW) Energía Firme Vs Demanda promedio (MW) 90000 80000 70000 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 ARGENTINA BOLIVIA BRASIL CHILE SIC CHILE SING COLOMBIA ECUADOR PERU URUGUAY VENEZUELA CAPACIDAD - HIDRO CAPACIDAD - TERMO DEMANDA - MW
Energía Firme Vs Demanda promedio (MW) 25000 20000 15000 10000 5000 0 ARGENTINA BOLIVIA BRASIL CHILE SIC CHILE SING COLOMBIA ECUADOR PERU URUGUAY VENEZUELA CAPACIDAD - HIDRO CAPACIDAD - TERMO DEMANDA - MW
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