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SG/GOPLAN/X/ACTA6 de julio de 2010

D.2.6

X REUNIÓN DEL GRUPO TÉCNICO DE ORGANISMOS PLANIFICADORES DE LOS SECTORES ELECTRICOS DE LOS PAÍSES MIEMBROS DE LA COMUNIDAD ANDINA – GOPLAN6 de julio de 2010Lima - Perú

ACTA

DE LA X REUNIÓN DEL GRUPO TÉCNICO DE ORGANISMOS PLANIFICADORES DE LOS SECTORES

ELECTRICOS DE LOS PAÍSES MIEMBROS DE LA COMUNIDAD ANDINA – GOPLAN

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ACTA

DE LA X REUNIÓN DEL GRUPO TÉCNICO DE ORGANISMOS PLANIFICADORES DE LOS SECTORES ELECTRICOS DE LOS PAÍSES MIEMBROS DE LA

COMUNIDAD ANDINA – GOPLAN

El día 6 de julio de 2010, a las 9:30 a.m. se reunieron en la sede de la Secretaría General los representantes de Colombia y Ecuador, vía fonoconferencia, y Perú de manera presencial, para continuar con el desarrollo de los objetivos del Grupo Técnico de Organismos Planificadores de los Sectores Eléctricos de los Países Miembros de la Comunidad Andina (GOPLAN). La lista de participantes se encuentra en la presente Acta como Anexo 1.

Asimismo, se contó con la participación de Chile en su calidad de País Miembro Asociado, con la presencia de delegados del Ministerio de Energía de Chile y se tomó nota de las excusas presentadas por la delegación de Bolivia y de OLADE por no poder participar en la reunión.

I. Agenda de la X Reunión del GOPLAN fue la siguiente:

La X Reunión del GOPLAN fue convocada con la siguiente agenda:

1. Presentación de miembros asistentes 2. Revisión de tareas pendientes de la Reunión IX 3. Evaluación de los resultados del estudio de interconexión regional entre Bolivia,

Colombia, Chile, Ecuador y Perú 4. Definición de actividades para financiamiento por cooperación técnica 5. Definición de acuerdos para la realización de talleres para homologación de información,

de modelos y coordinación de estudios6. Presentación de escenarios prospectivos con invitación a OLADE7. Informe Ejecutivo de actividades efectuadas por GOPLAN a ser presentado a CANREL.8. Varios

II. Desarrollo de la reunión:

Luego de revisar la agenda prevista en la convocatoria ésta fue aprobada modificando el orden del punto 3, el cual fue tocado seguidamente de la presentación de los asistentes.

1. Evaluación de los resultados del estudio de interconexión regional entre Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador y Perú

La delegación de Chile procedió a realizar una presentación sobre el “Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú” y sus conclusiones.

La mencionada presentación se adjunta como Anexo 2 a la presente acta.

Sobre este punto el GOPLAN acordó hacer una revisión continua del estudio para establecer posteriores fases para su actualización o implementación de sus conclusiones. En ese sentido, se solicitó incluir en la agenda de la próxima reunión del GOPLAN este punto para que las delegaciones presenten propuestas respecto su tratamiento a futuro o la viabilidad de programar algunas reuniones exclusivas para ver este tema.

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2. Revisión de tareas pendientes de la Reunión IX

a) Análisis respecto a la conveniencia de uniformizar las herramientas informáticas de planificación.

Las delegaciones presentes informaron cuáles son las herramientas informáticas utilizadas por cada una de ellas para labores de planificación:

Colombia: SUPER OLADE, SDDP y NEPLANEcuador SUPER OLADE, OPTGEN, SDDP y NEPLANPerú: SUPER OLADE, NEPLAN, DigSilent, PERSEO

La delegación de Perú señaló que para los análisis a nivel regional deberíamos arribar a un solo paquete informático para poder hacer los análisis estandarizados

Mientras que la delegación de Colombia manifestó que migrar de una programa a otro es complicado para UPME porque son procedimientos sometidos a acciones de control interno. Además propuso que es más sencillo que se actualicen constantemente las bases de datos utilizadas en cada País Miembro, y así no habría necesidad de hacer migración o actualizaciones

La delegación de Chile señaló que en ese momento no podía informar sobre la herramienta informática utilizada en su país, pero que remitiría la información a la brevedad.

b) Incorporación de las señales de operación en el proceso de planificación.

Sobre este punto se acordó que en el marco de las reuniones del GOPLAN los Países Miembros presentarán periódicamente la expansión desarrollada en el sector eléctrico en cada uno de ellos, no sólo en cuanto a demanda sino también la evolución de la generación de la transmisión en redes.

c) Discusión de metodologías para el intercambio de experiencias en prospectiva eléctrica. En este punto se acordó que en la próxima reunión del GOPLAN cada País Miembro realice una presentación sobre cómo se establecen las proyecciones de demanda en cada uno de ellos, desde la demanda hasta el establecimiento de la expansión.

3. Definición de actividades para financiamiento por cooperación

Se acordó que la cooperación debería enfocarse en la continuación del estudio “Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”. Una vez se defina algo más preciso sobre la siguiente fase del estudio se puede establecer este tema.

En ese sentido, las delegaciones se comprometieron a remitir a la Secretaría General la información necesaria para actualizar el estudio, con el fin de acopiarla en el e-can. La información general podrá ser remitida de inmediato, mientras que respecto a las bases de datos se dará un plazo de 15 días para establecer el formato en que deberá ser mandada dicha información (txt o Excel).

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4. Informe Ejecutivo de actividades efectuadas por GOPLAN a ser presentado a CANREL

Se acordó que se informaría al CANREL sobre las conclusiones del estudio “Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”

5. Varios

La Secretaría General informó al GOPLAN de la nueva Agenda Estratégica de la Comunidad Andina, señalando que establece un marco más amplio para el desarrollo de actividades en el sector energético. Por tanto, se solicitó propuestas sobre nuevos temas a tratar en el GOPLAN en ese nuevo marco.

Asimismo, se hizo entrega a los delegados del GOPLAN de dos propuestas de proyectos de cooperación sobre energías renovables para obtener sus comentarios y propuestas en una próxima reunión del GOPLAN

6. Fecha, lugar y temario para la próxima reunión del GOPLAN

Se estableció como fecha tentativa de la próxima reunión la última semana de agosto de 2010.

a. Aprobación del Acta

Siendo las 13h00 de 6 de julio de 2010 y luego de la respectiva lectura del Acta de la X Reunión del GOPLAN, se dio por concluida la misma.

Javier MartínezCoordinador de TransmisiónUnidad de Planeación Minero Energética de Colombia (UPME)COLOMBIA

Paul VasquezDirector de PlanificaciónConsejo Nacional de Electricidad – CONELECECUADOR

ALFREDO SAUSA CORNEJODirector de Promoción y EstudiosMinisterio de Energía y MinasPERU

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ANEXO 1

LISTA DE PARTICIPANTES

X REUNION DEL GRUPO TECNICO DE ORGANISMOS PLANIFICADORES DE LOS SECTORES ELECTRICOS DE LOS PAISES MIEMBROS DE LA COMUNIDAD ANDINA -

GOPLAN

6 de julio 2010

ECUADOR

PAUL VASQUEZConsejo Nacional de Electricidad – CONELECTelf.: (593 2) 2268746Fax: (593 2) 2268737Email: pvasquez@cibekec,gov.ec

COLOMBIA

JAVIER MARTINEZ GILCoordinador Grupo de Planeamiento de la TransmisiónUnidad de Planeamiento Minero Energético – UPMETelf.: (57 1) 2220601 ext. 170Fax: (57 1) 2219637

PERU

ALFREDO SAUSA CORNEJODirector de Promoción y EstudiosMinisterio de Energía y MinasTelf. (51 1) 6188700 anexo 2291Fax: (51 1) 6188700 anexo 2271Email: [email protected]

CESAR IVAN ROMERO TORRESEspecialista en PlanificaciónMinisterio de Energía y MinasTelf. (51 1) 6188700Fax: (51 1) 6188700Email: [email protected]

WILFREDO SIFUENTES ROSALESEspecialista de la División de Generación y Transmisión EléctricaOSINERGMINTelf. (51 1) 2193400 anexo 2022Email: [email protected]

mailto:[email protected]


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EDGAR ALFREDO ROSELL CALDERONSubdirector de Planificación del COESCOESTelf. ( (51 1) 6118585 anexo 14Fax: (51 1) 7053076Email: [email protected]

CHILE

CARLOS PIÑA RIQUELME Director de Asuntos InternacionalesMinisterio de EnergíaTelf. (562) 365 6800Fax; (562) Email:

SECRETARIA GENERAL DE LA COMUNIDAD ANDINA

FATIMA TOCHEGerente de ProyectoTelf: (51 1) 411 1400 anexo 1190Fax: (51 1) 221 3329Email: [email protected]


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ANEXO 2

Presentación de la Comisión Nacional de Energía de Chile del “Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile,

Colombia, Ecuador y Perú”

MINISTERIO DE ENERGMINISTERIO DE ENERGMINISTERIO DE ENERGÍÍÍAAACOMISICOMISICOMISIÓÓÓN NACIONAL DE ENERGN NACIONAL DE ENERGN NACIONAL DE ENERGÍÍÍAAA

J ulio 2010“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de

Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”

• Encargado por:– El Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo,

PNUD.

• Desarrollado por las empresas consultoras:– Estudios Energéticos Limitada, Colombia.– Consultores Supervisores y Asesores Nacionales S.A.C.,

Perú.– KAS Ingeniería S.A., Chile.

• Participantes:– Este estudio fue elaborado con el apoyo de las autoridades

en materias energéticas de Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú, junto con representantes de los organismos CAF, CIER, OLADE y PNUD.

“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”

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•Definición de Hipótesis: Antecedentes

La información y bases de datos de los sistemas eléctricos estudiados se obtuvieron de documentos oficiales:

•Bolivia: Plan de Expansión del Sistema Interconectado Boliviano, Periodo 2009-2018. ComitéNacional de Despacho de Carga, Noviembre, 2008.

•Chile: Fijación de Precios de Nudo Abril 2009 Sistema Interconectado Central (SIC), Informe Técnico Definitivo y Fijación de Precios de Nudo Abril 2009 Sistema Interconectado del NorteGrande (SING), Informe Técnico Definitivo. Ambos de Comisión Nacional de Energía, Abril, 2009.

•Colombia: Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2009-2023. Unidad de Planeación Minero Energética, Ministerio de Minas y Energía, Marzo de 2009.

•Ecuador: Plan Maestro de Electrificación, Periodo 2009 – 2020. Consejo Nacional de Electricidad, Marzo 2009.

•Perú: Elaboración del Plan Referencial de Electricidad 2008-2017. Ministerio de Energía y Minas, Abril 2009.


•Definición de Hipótesis: Demanda de Energía

Año Bolivia Chile - SIC Chile - SING Colombia Ecuador Perú Total

2010 5,883 42,102 14,320 55,913 18,278 29,956 166,452

2011 6,356 44,345 15,034 57,849 21,355 31,637 176,577

2012 6,717 46,735 15,784 59,885 22,417 34,095 185,633

2013 7,131 49,488 16,573 62,160 23,716 37,665 196,732

2014 7,571 52,406 17,401 64,547 25,059 43,477 210,462

2015 8,041 55,448 18,302 66,906 26,504 47,661 222,862

2016 8,543 58,617 19,249 69,321 28,332 49,478 233,540

2017 9,078 61,909 20,246 71,821 30,146 51,427 244,627

2018 9,649 65,276 21,294 74,476 31,712 53,811 256,217

2019 10,253 68,757 22,396 77,245 33,181 56,320 268,153

2020 10,895 72,397 23,556 79,734 34,604 58,963 280,149

2021 11,578 76,230 24,778 81,818 36,294 61,748 292,446

2022 12,303 80,268 26,067 84,443 38,096 64,684 305,860

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0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

GWh

Proyección Demanda Energía

Colombia

Chile

Perú

Ecuador

Bolivia

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

GWh

Proyección Demanda Agregada

Bolivia

Ecuador

Perú

Chile

Colombia

Crecimientos promedios proyectados (2010-2022):

Bolivia: 6.3 % Chile: 5.4 % Colombia: 3.5 % Ecuador: 5.5 % Perú: 6.7 %


•Definición de Hipótesis: Demanda de Energía

•Definición de Hipótesis: Oferta de Generación


Tipo Bolivia SIC-Chile SING-Chile Colombia Ecuador Perú

Hidro 127 3,778 - 3,820 3,724 5,796

Térmico 1,130 1,996 1,860 1,159 1,044 3,176

ERNC 97 978 260 - - -

Total 1,354 6,752 2,120 4,979 4,768 8,972

•Los planes de expansión en generación utilizados contienen la información oficial entregada por los distintos países en el marco del Estudio. Dichos planes no fueron alterados en los escenarios considerados, salvo extensiones en aquellos planes que no alcanzan a representar el año 2022.

•En los distintos escenarios considerados se utilizó el modelo de análisis técnico eléctrico DigSilent, el que permite evaluar el comportamiento transitorio y permanente de los enlaces de interconexión bajo diferentes contingencias.

•En la siguiente tabla se realiza una comparación general respecto de la capacidad instalada de cada país contenida en sus respectivos planes de obras.

Capacidad de Generación Plan de Expansión [MW], período 2009-2022

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0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW

Capacidad Instalada Bolivia 2009 - 2022

Hidro Existente Térmico Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo Otros Nuevo

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW

Capacidad Instalada Colombia 2009 - 2022

Hidro Existente Térmico Existente Otros Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo Otros Nuevo

0

5000

10000

15000

20000

25000

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW

Capacidad Instalada Chile 2009 - 2022

Hidro Existente Térmico Existente Otros Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo Otros Nuevo


0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW

Capacidad Instalada Perú 2009 - 2022

Hidro Existente Térmico Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

MW

Capacidad Instalada Ecuador 2009 - 2022

Hidro Existente Térmico Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo



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Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Colombia.


Chinú500kV

Sabanalarga230kV

Cerromatoso500kV

San Carlos 500kV

San Carlos 230kV

Ancón ISA230kV

Comuneros 230kVGuatiguará

230kV

Ocaña230kV

Bucaramanga230kV

San Felipe230kV

Purnio230kV

Sabanalarga500kV

Bolivar500kV

Bolivar230kV

Barranca230kV

Primavera230kV

Primavera500kV

La Sierra230kV

La Miel230kV

Esmeralda230kV

La Virginia230kV

San Marcos230kV

Yumbo230kV

Juanchito230kV

Pance230kV

Paez230kV

San Bernardo230kV

Jamondino230kV

Mocoa230kV

Altamira230kV

Betania230kV

Mirolingo230kV

La Mesa230kV

Noroeste230kV

Paraíso230kV

Tunal230kV

Guavio230kV

Chivor230kV

Torcais230kVBacata

500kV

Bacata230kV

Sochagota230kV

Occidente230kV

Miraflores230kV

Guatape230kV

Ocaña500kV

Alto Anchicaya230kV

Ancón EPM230kV

Nueva Esperanza230kV

Porce III500kV

Sogamoso500kV

San Marcos500kV

La Virginia500kV

Sogamoso230kVPorce IV

500kV

Quimbo230kV

Sub2202 230kV

Nueva Esperanza500kV

Pescadero500kV

Occidente 500kV

A Ecuador

A Ecuador

Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Ecuador.


Pomasqui230kV

Pomasqui138kV

Vicentina138kV

Santa Rosa138kV

Santa Rosa230kV

Tortoras230kV

Milagro230kV

Quevedo230kV

Trinitaria230kV

Trinitaria138kV

Salitral138kV

Pascuales138kV

Totoras138kV

Dos Cerritos230kV

Milagro138kV

Machala230kV

Machala138kV

Paute (Molino)230kV

Riobamba230kV

Santo Domingo230kV

Tulcan138kV

Ibarra138kV

Pascuales230kV

Idelfonso138kV

Esclusas230kV

Salitral69kV

Idelfonso230kV

Yahuachi230kV

El Inga (Pifo)230kV

Nueva Loja138kV

Nueva Loja230kV

Yahuachi500kV

El Inga (Pifo)500kV

Salitral 230kV

Sinclair230kV

Sinclair500kV

Prosperina230kV

Sopladora500kV

Toachi-Pilaton230kV

Pomasqui500kV

A Colombia

A Perú

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Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Perú.


Trujillo Norte220kV

Paramonga Nueva220kV

Tingo María220kV

Guadalupe220kV

Chiclayo Oeste220kV

Piura Oeste220kV

Talara220kV

Zorritos220kV

Chimbote 1220kV

Paragsha 2220kV

Zapallal220kV

Chavarria220kV

Ventanilla220kV

Santa Rosa220kV San Juan

220kV

Carhuaquero220kV

Cajamarca220kV Cerro Corona

220kV

Huacho220kV

Huallanca Nueva220kV

Vizcarra220kV

Carhuamayo220kV

Chilca 1220kV

Chilca220kV

Marcona220kV

Callahuanca220kV

Pachachaca220kV

Oroya Nueva220kV

Pomacocha220kV

Independencia220kV

Mantaro220kV

Cotaruse220kV Socabaya

220kV

Moquegua220kV

Chimbote 1138kV

Huallanca138kV

Puno138kV

Socabaya138kV

Callali138kV

Azangaro138kV

Tintaya138kV

Ayaviri138kV

Machu Picchu138kV

Paragsha138kV

Carmahuayo138kV

Machu Picchu220kV

Conococha220kV

Chilca500kV

Mantaro500kV

Montalvo500kV

Tintaya220kV

Onocora138kV

Onocora220kV

Trujillo500kV

Marcona500kV

Puno200kV

Azangaro200kV

Zarumilla220kV

Chiclayo500kV

A Ecuador

A Chile

Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Bolivia


Sucre230kV

Catavi115kV

Vinto230kV

Santivañez230kV

Valle Hermoso

230kV

Corani115kV Santa Isabel

115kV

SanJosé115kV

Punutuma230kV

Vinto115kV

Valle Hermoso

115kV

Carrasco230kVSanJosé

230kV

Chimore230kV

Arocagua115kV

Coboce115kV

Sacaca115kV

Ocuri115kV

Potosi115kV

Arboleda230kV

Urubo230kV

Guarachi230kV

Guarachi69kV

Sucre69kV

Punutuma69kV

Urubo69kV

Camargo230kV

Tarija230kV

Tarija69kV

Vinto69kV

Potosi69kV

Aranjuez69kV

Santa Isabel105kV

Corani105kV

Punutuma115kV

Atocha115kV

Atocha69kV

Trinidad115kV

Sucre115kV

Mazocruz230kV

Mazocruz115kV

Chilcobija115kV

Kenko115kV

Catavi230kV

Ocuri 230kV

Chilcobija230kV

Potosi230kV

Kenko230kV

A Chile SING

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Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Chile-SING


Parinacota220kV

Condores220kV

Tarapacá220kV Lagunas

220kV

El Abra220kV

Radomiro Tomic220kV

Tocopilla220kV

Nueva Tocopilla220kV

Chuquicamata220kV

Crucero220kV

Encuentro220kV

Collahuasi220kV

Atacama220kV

O’Higgins220kV

Domeyko220kV

Esmeralda220kV

Escondida220kV

Nueva Zaldivar220kV

Zaldivar220kV

Sulfuros220kV

Andes220kV

Laberinto220kV

Chacaya220kV

Mantos Blancos220kV

Mejillones220kV

Pozo Almonte220kV

Crucero500kV

A Perú

A Bolivia


Esquema General de Análisis Técnico-EconómicoPuntos de Intercambio

Análisis Preliminar de Interconexiones (Análisis Uninodal)

Diseño de Interconexiones

Análisis Interconexiones Factibles Horizonte de Estudio (Análisis Multinodal)

Escenarios de Interconexión:•Base•Interconexión Sin Limitaciones

Escenarios de Interconexión:•Base•Co-Pe | Pe-Ec•Co-Pe | Pe-Ec | Pe-Ch•Co-Pe | Pe-Ec | Pe-Ch | Bo-Ch

Análisis Oferta

Margen Operacional Generación

Análisis Demanda

Análisis Social

Análisis Ambiental

Análisis Técnico Eléctrico

Retiros de Energía a Costo Marginal

Costos de Operación y Falla de Sistemas Eléctricos

Toneladas de CO2 Emitidas Cumplimiento de

Parámetros Generales

Análisis de Contingencias

Efecto Económico Privado – Venta de Energía

Efecto Económico Lado Demanda –Compra de Energía

Costos de Inversión y COyMde Enlaces Internacionales y Ampliaciones Locales

Efecto Económico Social –Inversión y Operación de los Sistemas Eléctricos

Efecto Seguridad Sistema Eléctrico

Valor Ton CO2

DesplazadoEfecto Económico Ambiental -Reducción de CO2

Efecto Económico Total

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• El Estudio utiliza una metodología que parte de plantear un sistema interconectado sin restricciones de capacidad, aprovechando al máximo las complementariedades entre los distintos países. Posteriormente, y teniendo en cuenta el horizonte en estudio y los tiempos de ejecución de las inversiones, se ajustó la capacidad y secuencia de entrada de las interconexiones. Estas capacidades permiten los intercambios de energía teniendo en cuenta las diferencias de precios en cada sistema.

• Los escenarios que se utilizan parten de un caso base que es la situación actual en donde exclusivamente hay intercambios de energía entre Colombia y Ecuador. Se construyen tres escenarios más que van interconectando más países en el tiempo. El cuadro siguiente resume las interconexiones que se simulan, su entrada en operación y cómo se construyen los escenarios:


Caso base

Esc 1

Esc 2

Esc 3

Col Ecu actual

Col Ecu actual Col Ecu 1


Ecu Perú 2


Ecu Perú 2 Perú Chile 3

Ecu Perú 2 Perú Chile 3 Bol Chile 4

Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión

Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión

Interconexión Línea Distancia [km]

Capacidad Inversión[miles de US$]

[MW] [MW]

Colombia-Ecuador San Marcos-Pomasqui 551 1,500 210,942

Colombia-Ecuador Jamondino-Pomasqui 213 125 Existente

Ecuador-Perú Trujillo-Yaguachi 638 1,000 174,427

Perú- Chile Montalvo-Crucero 645 1,500 401,646

Bolivia-Chile Chilcobija-Chuquicamata 489 340 163,735

Jamondino

Pomasqui

San Marcos

Pifo

Yaguachi

Trujillo

Montalvo

Montalvo (CC)

Crucero (CC)

CruceroCrucero

Chuquicamata

Chilcobija

BOLIVIA

CHILE

COLOMBIA

ECUADOR

PERÚ

1500 MW HVDC

340 MW

1000 MW

500 MW

1500 MW

Jamondino1500 MW

Tarija


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.

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Niveles de Transferencias de Energía [GWh], Período 2014-2022


Escenario

Desde Hacia Base 1 2 3

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

Costos Marginales - Escenario Base

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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

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Chile Ecuador Colombia Perú Bolivia

Costos Marginales - Escenario 1

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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022U

S$/

MW

h

Chile Colombia Ecuador Perú Bolivia

Escenario 1En este escenario, con la ampliación de interconexión entre Colombia y Ecuador (2014), y una interconexión entre Perú y Ecuador (2015), los costos marginales en estos tres países tienden a ser similares en el largo plazo, del orden de 30 a 31 US$/MWh. Sin embargo, el efecto neto es un alza respecto del Escenario Base en Colombia y Perú, debido a las exportaciones hacia Ecuador.




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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

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Chile Perú Ecuador Colombia Bolivia


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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

US$

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h

Chile Perú Ecuador Colombia Bolivia

Escenario 2En este escenario se agrega la interconexión entre Perú y Chile, lo que provoca un alza importante en los costos marginales en los primeros años en Colombia, Ecuador y Perú, respecto de los escenarios anteriores, producto de las exportaciones hacia Chile. Hacia el final de horizonte los costos marginales en estos países tienden a disminuir, acercándose a valores cercanos a los 30 US$/MWh, debido a que existe una mayor relación entre capacidad instalada y demanda, incluida la que proviene de las interconexiones. Por el contrario, los costos marginales en el SING-Chile disminuyen de manera considerable, a valores cercanos a 60 US$/MWh, en casi todo el resto del horizonte, con una pequeña alza al final, que indicaría que los enlaces están a su máxima capacidad y no es posible inyectar más energía de bajo costo a este sistema.

Escenario 3En este escenario se agrega la interconexión entre el sistema eléctrico Boliviano y el SING-Chile. A partir de la entrada en operación de este enlace, los costos marginales en Bolivia tienden a acoplarse con los de Colombia, Ecuador y Perú en el largo plazo, en torno a los 34 US$/MWh. mientras que en los últimos tres países, los costos marginales se mantienen en el mismo orden que en el Escenario 2. Esto indicaría una importante transferencia de energía desde Bolivia hacia el SING-Chile en este período.En el SING-Chile los costos marginales tienden a valores levemente inferiores a 60 US$/MWh, en casi todo el resto del horizonte, en donde el alza al final del mismo sería inferior al Escenario 2, producto de las importaciones de energía desde Bolivia.

Costos Marginales promedio anual, Escenario 2 y Escenario 3.

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Sensibilidad GNEsta es una sensibilidad a los escenarios de interconexión propuestos, en donde se utilizan los costos de oportunidad para los precios de gas natural en los diferentes países, tanto desde el punto de vista de la exportación como importación de este insumo.En la siguiente gráfica, se observa el Escenario 3 con dicha sensibilidad de precios. En estas condiciones, se produce un alza en los costos marginales de todos los países, en particular en Bolivia, respecto del Escenario 3 original. Se produce un relativo acoplamiento en los costos marginales asociados a Colombia, Ecuador y Perú hacia el largo plazo entre 40 y 45 US$/MWh, mientras que los precios en Bolivia y en el SING-Chile tienden a acoplarse en torno a los 65 US$/MWh.


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US$/

MW

h

Chile Bolivia Perú Ecuador Colombia

Costos Marginales promedio anual, Escenario 3 con Sensibilidad Gas Natural.

BENEFICIO TOTAL DE INTEGRACIÓN ELÉCTRICADIFERENCIA SOBRE CASO BASE – US$ millones*

Margen operacional vendores

Beneficios para los compradores

Rentas de congestión

Beneficios ambientales

Inversiones y mto en expansión de sistemas

Valor residual de energía

2.919

(1.408)

888

1.073

(459)

387

TOTAL 3.400

ESCENARIOS BASE 1 2 3

2.537

(1.296)

784

884

(405)

328

2.832

(185)

500

(140)

61

(240)

170

(166)

0

0

0

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0

0


Resumen de Principales Conclusiones

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• En términos generales hay beneficios sobre todo cuando se contemplan los escenarios de mayor integración.

• Teniendo en cuenta que uno de los grandes supuestos del Estudio es que los planes de expansión permanecen como están actualmente, se pueden presentar beneficios asimétricos entre los países. Esto ocurre ya que al no suponer que mayor generación se instala para servir el mercado de exportaciones entonces los sistemas estresan sus capacidades actuales. Con este supuesto los países importadores como Chile ganan por tener menores precios de energía y menores costos en sus sistemas de generación así como menores emisiones. Países exportadores como Colombia o Perú, tienen un balance negativo ya que los precios de energía en sus sociedades aumentan más que los ingresos por ventas e igualmente se aumentan los costos de combustibles de los sistemas. Esto se resuelve a mediano plazo a través de contar con generación que se atraiga por la oportunidad de exportación y en el corto plazo con un esquema de distribución de rentas de congestión. En los cuadros agregados no es evidente la asimetría pero a nivel de detalle sí, y tal vez sea un tema de discusión.

• Los principales obstáculos regulatorios que se enuncian en el Estudio parten de la falta de una institucionalidad supranacional que pueda reglamentar la manera como funcionan las interconexiones. Se sugiere realizar un acuerdo político entre los cinco países y conformar un grupo regulatorio, otro de planeación y otro de coordinación de los mercados.




• El esquema comercial sugerido por el Estudio es de contar con contratos entre agentes de los países. Estos contratos pueden ser físicos o financieros y pueden tener o no firmeza. Es más eficiente utilizar los contratos financieros y adjudicar las capacidades de las interconexiones a través de subastas. Esto requiere de un mecanismo acordado entre todos los países con el fin de que la regla de asignar las líneas sea objetiva entre todos.

• Llegar a un esquema de contratos que otorguen derechos sobre las líneas es complejo. Y debe implementarse de manera gradual. Mientras esto ocurre es importante plasmar el rumbo hacia este fin pero iniciar con transacciones de oportunidad. Es decir algo similar a lo que tienen hoy Colombia y Ecuador. Estas transacciones iniciales contarán con rentas de congestión y dichas rentas, las cuales se merman a medida que hay más ampliaciones pueden ser utilizadas para amortiguar los costos adicionales que se presentan en algunos países y que se mencionan en el punto 5.

• El análisis realizado tiene en cuenta los beneficios y costos por el lado de: – La oferta: es decir las mayores ganancias de los vendedores de energía y las menores de aquellos que se

desplazan por contar con oferta más económica. – La demanda: beneficios por menores precios en aquellos países importadores y los costos de mayores

precios por los países exportadores.– Ambientales: menores emisiones en países que desplazan oferta térmica y mayores emisiones en países

que deben utilizar más su parque térmico para exportar energía. – Costos de la expansión: Estos son los costos de las inversiones para la expansión del sistema de

transmisión menos los ahorros, más el valor residual de las interconexiones.


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FIN DE LA PRESENTACIÓNGracias por su atención

MINISTERIO DE ENERGMINISTERIO DE ENERGMINISTERIO DE ENERGÍÍÍAAACOMISICOMISICOMISIÓÓÓN NACIONAL DE ENERGN NACIONAL DE ENERGN NACIONAL DE ENERGÍÍÍAAA

* * * *

acta - decima reuniÓn del grupo tÉcnico de...

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