evaluacion gn electrico macro consult
TRANSCRIPT
DDeemmaannddaa ddee GGaass NNaattuurraall SSeeccoo ddee CCaammiisseeaa aassoocciiaaddaa aa llaa ggeenneerraacciióónn ddee eenneerrggííaa eellééccttrriiccaa eenn eell SSEEIINN..
PPrreesseennttaaddaa aa::
LLiimmaa,, NNoovviieemmbbrree 22000055
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
2
Índice
Resumen Ejecutivo .............................................................................................................. 3 Introducción........................................................................................................................... 9 1. Demanda de energía eléctrica: crecimiento natural y exportación.................... 11 2. Oferta de energía eléctrica I: parámetros técnicos y económicos. .................... 16 3. Oferta de energía eléctrica II: parque generador futuro. ..................................... 20 4. Resultados de la simulación - Gas Natural Seco (GNS). .................................... 23 5. Conclusiones. ............................................................................................................. 27 6. Anexos ......................................................................................................................... 29 Anexo 1: Metodología de estimación de la demanda de GNS................................... 29 Anexo 2: Costos marginales de energía del SEIN. ...................................................... 32
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
3
Resumen Ejecutivo
Este documento tiene como objetivo proyectar la demanda de Gas Natural Seco
(GNS) para el corto y largo plazo, correspondiendo al primero la demanda mensual
para el período Noviembre 2005-Diciembre 2007 y, para el segundo, la demanda
anual para el periodo 2005-2030.
La aproximación metodológica consistió en derivar la demanda de GNS a partir de
la generación de energía eléctrica de las centrales que utilizan al GNS de Camisea
como combustible. Para ello, Macroconsult elaboró un modelo de simulación de
despacho económico de energía eléctrica que combina la optimización del
despacho eléctrico con condiciones de viabilidad financiera de los proyectos de
generación. En adelante, cuando se haga mención del modelo de despacho se
referirá al Modelo desarrollado por Macroconsult.
Los supuestos considerados en el modelo se agrupan en tres categorías que son
la demanda, la oferta y la evolución de la hidrología.
1. Supuesto relacionados a la demanda de energía eléctrica.
• Las tasas de crecimiento de la demanda de energía para el periodo 2006-2008
corresponden a las calculadas por el Osinerg en la fijación tarifaria de mayo de
2005 y publicadas en “El Informe OSINERG-GART/DGT N° 020-2005”.
• Para el resto del periodo se asume una tasa de crecimiento de 4.1%, que
corresponde a la tasa promedio del “escenario de crecimiento de demanda
moderado para el periodo 2004-2012” señalada en el Plan referencial de
Electricidad de 2003. Además, es importante señalar que la tasa de
crecimiento de la demanda de energía de 4.1% es consistente con la tasa de
crecimiento de largo plazo del PBI (3.6%).
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
4
• Adicionalmente se incorpora la exportación a Ecuador que se iniciaría en abril
de 2006, se exportaría durante todo el año y se tendría un factor de utilización
de 50%.
• Con los supuestos mencionados anteriormente se espera que la demanda de
energía eléctrica y potencia, incluyendo la exportación a Ecuador, crezcan a
una tasa promedio anual de 4.2% entre el 2005 y 2030. Asimismo, se espera
un crecimiento superior a los 179 MW anuales para el periodo 2005-2015.
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA.
Años Energía SEIN TasasEnergía
SEIN+ ExpTasas
Potencia SEIN+ Exp
(GWh) (%) (GWh) (%) (MW)2004 21 903 21 903 3 1312005 22 894 4,5 22 894 4,5 3 2892006 23 786 3,9 24 090 5,2 3 4242007 25 761 8,3 26 164 8,6 3 7102008 26 817 4,1 27 221 4,0 3 8602009 27 916 4,1 28 320 4,0 4 0132010 29 061 4,1 29 464 4,0 4 175
2010-2030 4,1 4,1
2. Supuesto relacionados a la oferta de energía eléctrica.
• El precio de los derivados del petróleo será igual al promedio de los precios
proyectados por el Energy International Administration (EIA) para el período
2010-2025, ajustados por el costo de transporte al Callao. Así, se asume un
precio de US$ 52 por barril para el Diesel, entre US$ 34 y 37 por barril para los
residuales y US$ 60 por tonelada para el carbón.
• El precio del gas natural de Camisea para la generación eléctrica corresponde
al precio del gas en boca de pozo, ajustado por la variación esperada en el
precio del residual, más las tarifas de transporte y distribución. Así, el precio del
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
5
gas natural para las centrales de generación eléctrica se encuentra entre US$
2.1 y 2.2 por MMBTU.
• Las nuevas centrales que utilizarían el gas natural de Camisea se localizarían
cerca del ducto principal.
• Los precios declarados por Aguaytía (US$ 1.4 por MMBTU) y Eepsa (US$ 1.6
por MMBTU) mantendrán la ventaja relativa respecto al precio de Etevensa
registrada en el mes de octubre de 2005.
• El parque de obras de muy corto plazo se elaboró en base a la información
proveniente de la fijación tarifaria de mayo de 2005, las solicitudes de
capacidades de transporte de gas y la información pública disponible sobre las
inversiones en nuevas centrales.
• El parque de obras para el largo plazo responde al criterio de rentabilidad que,
en base a los costos eficiente del sistema, busca que la TIR de los proyectos
evaluados sea mayor o igual que el WACC. El escenario de la oferta para el
periodo 2005-2019 se muestra en el siguiente cuadro.
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
6
PARQUE DE OBRAS. Central Potencia
efectiva (MW)
Año entrada
Mes entrada
Año salida
Mes salida
Callahuanca1 2,5 2005 11 2020 12Callahuanca2 2,5 2006 1 2020 12Machupichu (IIEtapa) 50 2008 11 2020 12CH1 220 2009 1 2020 12CH2 250 2012 7 2020 12CH3 250 2015 7 2020 12
Conversión Ventanilla 3 (CS) a CC 225 2006 7 2020 12Conversión Ventanilla 4 (CS) a CC 229 2007 11 2020 12GN 1 (CS) 180 2007 3 2010 12GN 2 (CS) 180 2008 5 2013 7Conversión GN 1a CC 375 2011 1 2020 12Conversión GN 2 a CC 375 2013 8 2020 12GN 3 (CS) 180 2014 7 2017 7Conversión GN 3 a CC 255 2017 8 2020 12GN 4 (CS) 180 2018 7 2019 7Conversión GN 4 a CC 255 2019 8 2020 12
3. Evolución de la hidrología
• En este estudio se consideraron los caudales naturales de la cuenca del
Mantaro con frecuencia mensual desde el año 1965 hasta el 2004. Es
importante señalar que el modelo de despacho económico se basa en el
promedio de los caudales históricos.
En base a los supuestos considerados se obtiene la siguiente proyección de la
demanda de GNS.
1. Demanda mensual de GNS. Nov 2005-Dic 2006.
Para lo que resta del año 2005, el consumo de GNS se ubicaría entre 29 y 34
MMPCD. Para el año 2006, el consumo fluctuaría alrededor de 63 MMPCD,
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
7
alcanzando un máximo de 97 MMPCD en agosto de 2006 y un mínimo de 24
MMPCD en marzo.
Por su parte, para el año 2007 el consumo promedio se ubica en 96 MMPCD
alcanzando un máximo de 144 MMPCD y un mínimo de 57 MMPCD en agosto y
marzo respectivamente.
CONSUMO MENSUAL DE GNS. (en MMPCD)
Central 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-06Etevensa 3 16 16 19 22 15 20 31 35 29 37 37 37 37 29Etevensa 4 12 12 13 17 8 21 26 28 30 35 33 17 16 17Santa Rosa 2 5 2 9 0 11 18 20 14 26 21 8 3 15GN 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Total 29 34 34 49 24 52 75 83 73 97 91 62 56 61
Central Ene-07 Feb-07 Mar-07 Abr-07 May-07 Jun-07 Jul-07 Ago-07 Sep-07 Oct-07 Nov-07 Dic-07Etevensa 3 37 28 35 37 37 37 29 37 37 37 37 29Etevensa 4 21 25 13 21 26 28 35 35 34 23 36 29Santa Rosa 14 17 0 3 11 15 14 28 20 10 1 12GN 1 0 0 9 17 27 31 35 44 41 22 13 25Total 72 70 57 78 101 112 112 144 132 92 87 95
2. Demanda anual de GNS: 2006-2019
El consumo de GNS para el periodo 2006-2019 muestra una tasa de crecimiento
promedio anual de 13%. Posteriormente, crecería a la misma tasa de la demanda
de energía eléctrica (4%).
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
8
CONSUMO ANUAL DE GNS. (En MMPCD)
63
96
114
94
116
170 172
198
241249 254
277
301
325
0
50
100
150
200
250
300
350
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
MM
PC
D
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
9
Introducción
El presente documento constituye el informe final de la proyección de la demanda
de Gas Natural Seco (GNS) proveniente de Camisea (Lote 88) para la generación
de energía eléctrica en el SEIN. El periodo de proyección corresponde al horizonte
2005- 2030 para cifras en términos anuales y, el horizonte 2005-2007 para cifras
en términos mensuales.
El objetivo del estudio es estimar la demanda de GNS de corto plazo con el mayor
grado de precisión posible, por lo que se incorporó al modelo de simulación de
despacho económico, la información disponible respecto a la entrada de centrales
a gas natural al parque generador y, las indisponibilidades técnicas de las
centrales por mantenimiento o factores fortuitos. Por su parte, la proyección para el
largo plazo responde a un parque generador optimizado resultante del criterio
económico de rentabilidad de las nuevas centrales.
De manera resumida, la lógica de la proyección de la demanda de GNS es la
siguiente (mayor detalle ver el Anexo1):
• La demanda de energía eléctrica proyectada, la información histórica de
caudales y el parque generador a evaluar se incorporaron al modelo de
simulación del despacho económico.
• Se obtienen como resultados los costos marginales, la producción de
energía y la potencia del parque en evaluación.
• Se establecen los flujos de ingresos (energía y potencia) y de costos
(inversión, operación y mantenimiento) del parque en evaluación.
• Se compara la Tasa Interna de Retorno (TIR) con Costo de Oportunidad del
Capital (medido a través del WACC). Si la primera es mayor o igual que la
segunda se dice que el parque está optimizado, caso contrario se desplaza
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
10
en el tiempo el ingreso de las centrales por uno o más periodos hasta que
se haga rentable de acuerdo con los indicadores.
El documento se ha dividido en cinco capítulos. En el primero se proyecta la
demanda de energía eléctrica y potencia, incorporando la exportación a Ecuador.
En el segundo capítulo se presentan las principales variables de la oferta que son
los precios de los combustibles y no combustibles, el rendimiento calórico, los
costos de inversión y el parque de obras optimizado.
En el tercer capítulo se identifica el parque generador futuro de acuerdo con los
supuestos centrales. El cuarto capítulo presente el balance entre la oferta y
demanda de energía eléctrica, llegando al quinto capítulo con los resultados de la
simulación de la demanda de gas natural para generación eléctrica.
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
11
1. Demanda de energía eléctrica: crecimiento natural y exportación.
La proyección de la demanda de energía eléctrica del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN) es resultado de la agregación de dos
componentes.
El primero es el crecimiento “natural” explicado - a través de un modelo
macroeconómico de comportamiento- por la evolución de la economía (PBI), la
población y la tarifa media a usuario final. En este estudio se consideran las tasas
de crecimiento de energía calculadas por el Osinerg en el fijación tarifaria de Mayo
de 2005.
El segundo componente es la demanda de electricidad asociada a los nuevos
proyectos de inversión. En esta oportunidad, la información disponible da cuenta
de la exportación a Ecuador como el único proyecto con mayor probabilidad de
convertirse en una nueva demanda.
a) Crecimiento natural de la demanda de energía y potencia.
• Las tasas de crecimiento de la demanda de energía para el periodo 2006-2008
corresponden a las calculadas por el Osinerg en la fijación tarifaria de mayo de
2005 y publicadas en “El Informe OSINERG-GART/DGT N° 020-2005”.
• Para el resto del periodo se asume una tasa de crecimiento de 4.1% (ver
cuadro 1), que corresponde a la tasa promedio del “escenario de crecimiento
de demanda moderado para el periodo 2004-2012” señalada en el Plan
referencial de Electricidad de 2003. Además, es importante señalar que la tasa
de crecimiento de la demanda de energía de 4.1% es consistente con la tasa
de crecimiento de largo plazo del PBI (3.6%).
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
12
CUADRO1: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y POTENCIA.
Demanda de energía a nivel de Barra SEIN
TasasDemanda de
potencia a nivel de Barra SEIN
Tasas
(GWh) (%) (MW) (%)2004 21 903 3 1432005 22 894 4,5 3 289 4,62006 23 786 3,9 3 369 2,42007 25 761 8,3 3 655 8,52008 26 817 4,1 3 804 4,12009 27 916 4,1 3 957 4,02010 29 061 4,1 4 118 4,1
Tasas de crecimientoPeríodo Tasas (%) Tasas (%)2004-2010 4,8% 4,8 4,6% 4,62010-2030 4,1% 4,1 0,041 4,1
Año
b) Exportación a Ecuador.
Según la Comisión Nacional de Electricidad de Ecuador (CONELEC), las
instalaciones de transmisión para la interconexión Perú-Ecuador son un sistema
radial con una capacidad de 93 MW, que abastecería principalmente a la Empresa
Eléctrica El Oro y que sería operada por Trans Electric S.A.
La fecha de inicio de operación de la exportación de manera continua es variada
según la fuente de información:
• El Plan Nacional de Electrificación de Ecuador para el periodo 2004-2013
señala que la fecha de inicio de operación seria diciembre de 2004.
• Los informes diarios del Comité de Operaciones del Sistema Eléctrico (COES)
dan cuenta de exportación a Ecuador en algunos días de los meses de mayo y
junio de 2005. La exportación no se ha realizado de manera continua.
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
13
• El Osinerg en su informe GART/DGT N° 020A-2005 correspondiente a la última
fijación tarifaria, señala que la exportación a Ecuador se iniciaría en abril de
2005.
• En el presente estudio se asume que la fecha de inicio de la exportación a
Ecuador sería abril de 2006.
El factor de utilización de las instalaciones de interconexión Perú-Ecuador tiene
también diferentes valores:
• El Plan Nacional de Electrificación de Ecuador considera un valor de 60%, lo
que se traduce en una exportación cerca de 488 GWh anuales.
• En una publicación1 de la División de Finanzas e Infraestructura del Básica del
Banco Interamericano de Desarrollo se señala un factor de utilización
ascendente al 55%, lo que significaría más de 440 GWh anuales.
• Los datos históricos de exportación a Ecuador registrados en los informes
diarios del COES permiten inferir un factor de utilización de 50%. En el
presente estudio se adopta este factor de utilización.
Por su parte, la continuidad de la exportación durante el año está influenciada
principalmente por dos factores:
• El exceso de demanda: El CONELEC señala requerimientos de energía
durante todos los meses del año para el periodo 2005-2013, que fluctuaría
alrededor de 40 GWh mensuales.
1http://www.iadb.org/regions/re3/studies/ligazoneselectricas.pdf.
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
14
• La complementariedad hidrológica: El Osinerg en su informe GART/DGT N°
020A-2005 correspondiente a la última fijación tarifaria resalta la importancia de
la complementariedad entre las cuencas del Mantaro (Perú) y Paute (Ecuador).
Los datos históricos muestran que el incremento de los caudales en la cuenca
del Mantaro se inicia en octubre y alcanza su máximo valor en marzo, mientras
que en la cuenca del Paute se inicia en enero y llega a su máximo en julio.
• La conjunción de ambos factores debería determinar el perfil de los volúmenes
de exportación a lo largo del año. No obstante, la indisponibilidad de
investigaciones sobre el efecto de la complementariedad hidrológica en la
evolución de la exportación hace inviable recoger este efecto. Por ello, en este
estudio se define el perfil de la exportación en base a los requerimientos de
energía.
• Así, en base a los registros históricos de exportación del año 2005 se
obtuvieron los consumos promedios para días laborables y no laborables, para
luego multiplicarlos por el número de días correspondientes en el año.
En base a estos supuestos se obtienen los volúmenes de exportación a Ecuador.
Así, se tendría una exportación neta que fluctuaría alrededor de 400 GWh anuales.
c) Consolidado anual de la demanda de energía y potencia en el SEIN.
La demanda de energía eléctrica y potencia, incluyendo la exportación a Ecuador,
crecería a una tasa promedio anual de aproximadamente 4.2% entre el 2005 y
2030. En el año 2005 y 2010, la máxima demanda superaría los 3,200 MW y 4,100
MW respectivamente (ver cuadro 2).
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
15
En otro orden de magnitud, entre los años 2000 y 2004, la máxima demanda creció
en 120 MW anuales y se espera un crecimiento de 179 MW anuales para el
periodo 2005-2015.
CUADRO2: CONSOLIDADO ANUAL DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y POTENCIA.
Demanda de energía SEIN
Exportación a Ecuador
Demanda energia SEIN+Expor
Demanda de potencia SEIN
Demanda de potencia SEIN+Exp
(GWh) (GWh) (GWh) (MW) (MW)2004 21 903 0 21 903 3 143 3 1312005 22 894 0 22 894 3 289 3 2892006 23 786 303 24 090 3 369 3 4242007 25 761 403 26 164 3 655 3 7102008 26 817 405 27 221 3 804 3 8602009 27 916 403 28 320 3 957 4 0132010 29 061 403 29 464 4 118 4 1752015 35 527 403 35 931 5 027 5 0842020 43 433 405 43 837 6 147 6 2032025 53 097 403 53 500 7 517 7 5732030 64 912 403 65 315 9 192 9 248
Año
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
16
2. Oferta de energía eléctrica I: parámetros técnicos y económicos.
En este capítulo se describen los principales supuestos sobre los parámetros
técnicos y económicos asociados a la definición de los costos variables de energía.
También se presenta la composición del parque generador existente.
a) Costos combustibles y no combustibles.
El nivel de los precios de los combustibles derivados del petróleo es diferente de
acuerdo a la aproximación que se adopte:
• La aproximación de corto plazo utilizaría los precios vigentes, los mismos que
se ubican en sus máximos valores históricos (el precio del WTI al 2 de
Noviembre de 2005 se ubicó en US$ 59.9 por barril) como consecuencia de
eventos climáticos y factores políticos. Adoptar estos precios incrementaría
artificialmente la rentabilidad de nuevas centrales, haciendo atractivo incluso el
ingreso de tecnologías dominadas como el Carbón y el Diesel. El resultado
sería un parque generador desadaptado y una excesiva capacidad instalada.
• La aproximación de largo plazo utilizaría los precios esperados para el
horizonte de planeación. Esta aproximación es consistente con las
consideraciones de los agentes económicos en su toma de decisiones de
inversión. En este estudio se adoptó la aproximación de largo plazo para definir
el nivel del precio de los combustibles.
• Así, los precios esperados de largo plazo serán igual al promedio de los precios
proyectados por el Energy International Administration (EIA) para el período
2010-2024, ajustadas por el costo de transporte al Callao (ver cuadro 3). Las
proyecciones del EIA están publicadas en el Annual Energy Outlook 2005.
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
17
CUADRO3: PRECIO DE LARGO PLAZO PARA LOS COMBUSTIBLES. Combustibles US$/barril US$/TonDiesel 2 52 380Residual 6 37 242Residual 500 34 217Carbón 60WTI * 34* Promedio para el período 2010-2032Fuente: Elaborado en base a datos del EIA
• A los precios de los combustibles ajustados se adiciona “otros costos de
combustibles” (transporte, fletes, seguros y otros) incurridos para el traslado de
los combustibles desde el Callao hasta las centrales de generación. El Osinerg
estimó el valor de los “otros costos de combustibles” como porcentaje de los
costos de combustibles. Estos porcentajes son publicados en la fijación tarifaria
de mayo de 2005, los mismos que son adoptados en este estudio.
En el caso del nivel de precio del gas natural también se considera la aproximación
de largo plazo y la diferenciación por localización de las centrales:
• Los precios del gas natural para las centrales de Etevensa y Edegel fueron
ajustados por la variación esperada del precio del gas en Boca de Pozo
(considerando la variación del precio del residual) tal como se aprecia en el
cuadro 4.
• Además, para las nuevas centrales que utilizarían el gas natural de Camisea se
asume que se localizarían cerca del ducto principal.
• Los precios declarados por Aguaytía y Eepsa mantendrán la misma posición
relativa respecto al precio de Etevensa registrada en el mes de octubre de
2005. Así, el precio del gas de Aguaytía y Malacas serán 64% y 72% el precio
del gas de Camisea respectivamente.
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
18
CUADRO4: PRECIO DEL GNS POR CENTRAL. (enUS$/MMBTU)
Etevensa Edegel
Componentes Largo Plazo Largo Plazo
Gas Natural 2,1 Gas Natural 2,2Boca de Pozo 1,2 Boca de Pozo 1,3Transporte 0,8 Transporte 0,8Distribución 0,1 Distribución 0,1
Otras centrales que usarán el Gas de Camisea
Largo Plazo
Gas Natural 2,1Boca de Pozo 1,3Transporte 0,8Distribución 0,0
Centrales que usa gas distinto al de Camisea
Largo Plazo
Eepsa 1,6Termoselva 1,4
Por su parte, los precios variables no combustibles y los consumos específicos por
central serán los valores establecidos por el Osinerg en la fijación tarifaria de mayo
de 2005. En el caso de las nuevas centrales se consideraron parámetros
estándares y se presentan en el cuadro 5:
CUADRO5: PARÁMETROS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS PARA LAS NUEVAS CENTRALES.
Tecnología Poder CalórificoEficiencia máquina
Consumo específico 1/
C.V.N.C. US$/MWh
Centrales a Gas Natural (CC) 10% 55% 6,893 2,8Centrales a Gas Natural (CS) 10% 35% 10,832 3,8Centrales a Diesel 6% 36% 0,221 5,6Centrales a Carbón 5% 39% 0,368 1,0
1/ Gas Natural en US$/MMBTU. Diesel y Carbón en US$/Tonelada
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
19
b) Hidrología.
La hidrología corresponde a los caudales de la cuenca del Mantaro registrados
mensualmente desde el año 1965. En este estudio se utilizó la misma información
hidrológica del modelo PERSEO para el periodo 1965 – 2004. Es importante
señalar que el modelo de optimización se basa en el promedio de los caudales
históricos.
c) Parque generador existente.
Desde 1993 se registró un importante incremento en la capacidad de generación
eléctrica. Así, entre 1994 y agosto de 2004 la capacidad de generación creció a
una tasa promedio anual de 4.6%, mientras que la demanda lo hizo a una tasa de
3.1% en el mismo período. Esto se tradujo en un incremento del margen de
reserva del SEIN de 21% registrado en 1994 a más de 40% para el 2004.
La estructura del parque generador también ha variado en los años posteriores a la
reforma del sector eléctrico. Así, la participación de la capacidad hidráulica pasó de
73% registrado en 1994 a 60% en el 2004. Asimismo, desde 1997 se cuenta,
aunque en pequeña escala, con centrales a gas natural (Aguaytía y Eepsa). La
empresa Enersur concretó inversiones en una central que opera con carbón.
Con la llegada del gas de Camisea se generó un cambio en la estructura del
parque generador que privilegia la entrada de centrales que usan gas natural para
la generación de electricidad. Se espera que este cambio continué en el futuro en
la medida que el gasoducto llega al principal centro de carga (Lima) y a las
ventajas contractuales de precio del gas natural para generación eléctrica.
Actualmente, el parque generador tiene una importante participación hidráulica
(62%), además se aprecia un incremento en la participación de las centrales a gas
natural que pasó de 14% registrado en diciembre de 2004 a 16% en octubre de
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
20
2005 (ver cuadro 6). Paralelamente se estima una margen de reserva de 38% para
el año 2005.
CUADRO6: COMPOSICIÓN DEL PARQUE GENERADOR DEL SEIN Y MARGEN DE RESERVA.
Tecnología 2005Centrales Hidráulicas 62%Centrales a Gas Natural (CC) 0%Centrales a Gas Natural (CS) 16%Centrales a Diesel 19%Centrales a Carbón 3%
OFERTA (en MW) 4530
Máxima Demanda del SEIN (en MW) 3289
Margen de Reserva 38%
3. Oferta de energía eléctrica II: parque generador futuro.
En este capítulo se describe la metodología utilizada para definir la oferta de
energía esperada en el horizonte de proyección.
a) Parque de obras.
• Para el muy corto plazo se consideraron las centrales que formaron parte del
parque de obras de la fijación tarifaria de mayo de 2005. Además, se
complementó con la información referida a nuevas solicitudes de capacidades
de transporte de gas proporcionados por TGP, así como la información pública
disponible sobre inversiones en nuevas centrales a gas natural.
• Para el largo plazo, se asume que el incremento de la demanda es cubierto
principalmente por centrales a gas natural y por centrales hidráulicas a fin de
converger a la composición que señala el criterio de “Sistema Económicamente
Adaptado”.
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
21
En efecto, dicho criterio indica que, dado los precios relativos de largo plazo de
los combustibles y los costos estándares de inversión, teóricamente el parque
óptimo convergerá a una composición que incluye potencia hidráulica, de gas
natural y en menor medida tecnologías de carbón y diesel.
• Así se asume el ingreso de cuatro centrales hidráulicas entre el 2006 al 2015.
La primera en el 2008 con 50MW, la segunda en el 2009 con 220 MW, tercera
en el 2012 con 250 MW y, finalmente otra en el 2015 con 250 MW.
• Por su parte, la fecha de ingreso de nuevas centrales a gas natural fue
determinada por la rentabilidad económica de las mismas considerando costos
marginales eficientes del sistema (ver Anexo 2). La oferta esperada para el
periodo 2005-2019 se muestra en el cuadro 7:
CUADRO7: PARQUE DE OBRAS FUTURO. Central Potencia
efectiva (MW)
Año entrada
Mes entrada
Año salida
Mes salida
Callahuanca1 2,5 2005 11 2020 12Callahuanca2 2,5 2006 1 2020 12Machupichu (IIEtapa) 50 2008 11 2020 12CH1 220 2009 1 2020 12CH2 250 2012 7 2020 12CH3 250 2015 7 2020 12
Conversión Ventanilla 3 (CS) a CC 225 2006 7 2020 12Conversión Ventanilla 4 (CS) a CC 229 2007 11 2020 12GN 1 (CS) 180 2007 3 2010 12GN 2 (CS) 180 2008 5 2013 7Conversión GN 1a CC 375 2011 1 2020 12Conversión GN 2 a CC 375 2013 8 2020 12GN 3 (CS) 180 2014 7 2017 7Conversión GN 3 a CC 255 2017 8 2020 12GN 4 (CS) 180 2018 7 2019 7Conversión GN 4 a CC 255 2019 8 2020 12
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
22
b) Rentabilidad del parque de obras futuro.
Como se aprecia en el cuadro 8, los ingresos medios estimados para las centrales
hidráulicas previstas superan los costos medios, lo cual es compatible con una
Tasa Interna de Retorno superior al WACC previsto. Ello se explica por su mayor
presencia en la base de la curva de carga, lo que genera menores costos medios,
dado sus altos costos fijos asociados principalmente a la inversión.
Por su parte, las centrales a gas natural presentan leves diferencias respecto a la
rentabilidad entre la tecnología de Ciclo Simple y Ciclo Combinado. Además, se
aprecia que las centrales que ingresan primero son las que obtienen una
rentabilidad mayor respecto a las que ingresan en años posteriores.
Por ello, se espera una intensificación de la competencia entre los agentes
económicos por instalar centrales a gas siendo esta tecnología la dominante en los
próximos años. Asimismo, a fin de obtener mayor ventaja en el despacho (vía
reducción de costos variables) buscarían localizarse cerca del ducto de red
principal.
Esto último refuerza la hipótesis de ingresar primero en los años iniciales de
proyección debido a la limitada disponibilidad de zonas geográficas y a la
restricción actualmente existente en la capacidad de las instalaciones de
transmisión. No obstante, para el largo plazo, se asume que estas restricciones
son levantadas en el tiempo.
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
23
CUADRO8: RENTABILIDAD DEL PARQUE DE OBRAS. Central Potencia
efectiva (MW)
Ingreso medio (US$/MWh) 1/
Costo medio (US$/MWh) 1/
Callahuanca1 2,5 46 19Callahuanca2 2,5 46 19Machupichu (IIEtapa) 50 37 19CH1 220 37 16CH2 250 34 18CH3 250 34 18
#¡DIV/0! # ¡DIV/0!Conversión Ventanilla 3 (CS) a CC 225 45 29Conversión Ventanilla 4 (CS) a CC 229 42 30GN 1 (CS) 180 48 37GN 2 (CS) 180 45 44Conversión GN 1a CC 375 34 33Conversión GN 2 a CC 375 34 33GN 3 (CS) 180 45 45Conversión GN 3 a CC 255 42 29GN 4 (CS) 180 51 37Conversión GN 4 a CC 255 53 29
1/ Asumiendo un WACC de 10% 4. Resultados de la simulación - Gas Natural Seco (GNS).
En este capitulo se presenta la proyección del consumo de GNS proveniente de
Camisea considerando los supuestos descritos anteriormente.
a) Demanda mensual de GNS: 2005-2007
El consumo de GNS estaría entre 29 y 34 MMPCD para lo que resta del año 2005.
Para el año 2006, el consumo fluctuaría alrededor de 63 MMPCD, alcanzando un
máximo de 97 MMPCD en agosto de 2006 y un mínimo de 24 MMPCD en marzo.
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
24
Por su parte, para el año 2007 el consumo promedio se ubica en 96 MMPCD
alcanzando un máximo de 144 MMPCD y un mínimo de 57 MMPCD en agosto y
marzo respectivamente.
CUADRO9: CONSUMO MENSUAL DE GNS. (en MMPCD)
Central 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-06Etevensa 3 16 16 19 22 15 20 31 35 29 37 37 37 37 29Etevensa 4 12 12 13 17 8 21 26 28 30 35 33 17 16 17Santa Rosa 2 5 2 9 0 11 18 20 14 26 21 8 3 15GN 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Total 29 34 34 49 24 52 75 83 73 97 91 62 56 61
Central Ene-07 Feb-07 Mar-07 Abr-07 May-07 Jun-07 Jul-07 Ago-07 Sep-07 Oct-07 Nov-07 Dic-07Etevensa 3 37 28 35 37 37 37 29 37 37 37 37 29Etevensa 4 21 25 13 21 26 28 35 35 34 23 36 29Santa Rosa 14 17 0 3 11 15 14 28 20 10 1 12GN 1 0 0 9 17 27 31 35 44 41 22 13 25Total 72 70 57 78 101 112 112 144 132 92 87 95
Asimismo, se aprecia una evolución del consumo de GNS coincidente con el ciclo
hidrológico a lo largo del año. Además, es importante resaltar que el incremento
del nivel promedio de GNS en el año 2007 se explica principalmente por la entrada
de una nueva central al parque generador.
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
25
GRAFICO1: EVOLUCIÓN DEL CONSUMO MENSUAL DE GNS. (en MMPCD)
0
20
40
60
80
100
120
140
Nov-05 Ene-06 Mar-06 May-06 Jul-06 Sep-06 Nov-06 Ene-07 Mar-07 May-07 Jul-07 Sep-07 Nov-07
MM
PC
D
Etevensa 3 Etevensa 4 Edegel GN 1 (CS) TOTAL
b) Demanda anual de GNS: 2006-2019
El consumo de GNS para el periodo 2006-2019 muestra una tasa de crecimiento
promedio anual de 13%. Posteriormente, crecería a la misma tasa de la demanda
de energía eléctrica (4%).
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
26
CUADRO10: CONSUMO ANUAL DE GNS. (en MMPCD) Centrales 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Etevensa3 23 29 35 35 35 35 34 34 33 32 33 33 34 34 34 Etevensa4 19 22 27 35 33 35 31 32 29 28 29 30 31 31 33 Santa Rosa 8 12 12 5 1 4 3 4 3 3 3 4 10 12 15 GN 1 - - 22 26 18 26 87 87 87 87 87 87 87 87 87 GN 2 - - - 14 7 16 14 14 46 86 87 87 87 87 87 GN 3 - - - - - - - - - 5 10 14 28 38 38 GN 4 - - - - - - - - - - - - - 12 30
TOTAL 50 63 96 114 94 116 170 172 198 241 249 254 277 301 325 GRAFICO2: EVOLUCIÓN DEL CONSUMO ANUAL DE GNS. (en MMPCD)
63
96
114
94
116
170 172
198
241249 254
277
301
325
0
50
100
150
200
250
300
350
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
MM
PC
D
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
27
5. Conclusiones.
• La demanda de energía eléctrica crecerá a una tasa promedio anual de 4.2%
entre el 2005 y 2030. Asimismo, la máxima demanda crecería a 179 MW
• El incremento marginal de la demanda será cubierto por el ingreso de nuevas
centrales que usan gas natural y centrales hidráulicas.
• El parque de obras de muy corto plazo resultó de considerar la información
proveniente de la fijación tarifaria de mayo de 2005, las solicitudes de
capacidades de transporte de gas y la información pública disponible sobre las
inversiones en nuevas centrales.
• El parque de obras para los siguientes años responde al criterio de rentabilidad
basado en costos eficiente del sistema en el largo plazo. Para ello se
consideraron los precios esperados de los derivados del petróleo proyectados
por el EIA y el precio del gas natural de Camisea ajustado por la actualización
del precio del gas en Boca de Pozo. Además se considera que las nuevas
centrales que utilizarían el gas natural de Camisea se localizarían cerca del
ducto principal.
• Para el año 2006, el consumo fluctuaría alrededor de 63 MMPCD, alcanzando
un máximo de 97 MMPCD en agosto de 2006 y un mínimo de 24 MMPCD en
marzo. Por su parte, para el año 2007 el consumo promedio se ubica en 96
MMPCD alcanzando un máximo de 144 MMPCD y un mínimo de 57 MMPCD
en agosto y marzo respectivamente.
• La demanda GNS de Camisea ascendería a 63 MMPCD para el 2006, año a
partir del cual crece a una tasa promedio de 13% hasta ubicarse en 325 MPCD
en el año 2019.
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
28
• Al tercer año de explotación del gas de Camisea (2006), el consumo de GNS
proveniente de las centrales de Etevensa representará el 80%, para luego
reducirse a 20% en el año 2019, ya que las centrales nuevas pasan a ser las
demandantes más importantes del Gas de Camisea.
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
29
6. Anexos
Anexo 1: Metodología de estimación de la demanda de GNS.
• El consumo de GNS es una demanda derivada del requerimiento para producir
determinada cantidad de energía eléctrica. Así, el producto del rendimiento 2 de
las centrales de gas (MMPC/MWh) con la producción de energía (MWh) da
como resultado la demanda de GNS asociada a la generación eléctrica.
• La producción de cada central es obtenida del modelo de simulación de
despacho económico de la energía eléctrica. Este modelo requiere tres
conjuntos de información que son: la proyección de la demanda de energía
eléctrica, la evolución esperada de la oferta de generación (potencia efectiva,
fecha de entrada y salida de las centrales, precio de combustibles y no
combustibles, rendimiento térmico y mantenimiento de las centrales) y la
evolución hidrológica (cuenca del Mantaro para el periodo 1965-2004).
• El modelo realiza un proceso de optimización dinámico estocástica para
obtener el valor estratégico del agua, el cual es utilizado para establecer el
orden de merito en el despacho, ingresando primero las que tienen los menores
costos variables hasta abastecer la demanda proyectada. Los grandes
supuestos de este modelo son: el comportamiento hidrológico esperado
corresponde al promedio histórico, no existen limitaciones en el sistema de
transmisión y las indisponibilidades fortuitas de las centrales son mínimas.
• De manera esquemática, la metodología se resume en el siguiente gráfico. En
base a la información proporcionada, el modelo de simulación del despacho
calcula los costos marginales de energía, la producción de energía y potencia
2 Es un parámetro tecnológico.
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
30
por central. Asimismo, en base a los costos marginales se calculan la tarifa de
energía.
• Posteriormente, considerando la tarifa de energía y potencia (correspondiente
a la última fijación tarifaria), y la producción de energía y potencia por central se
obtiene los ingresos de las centrales incorporadas en el parque de obras.
Paralelamente se obtienen los costos de inversión y, de operación y
mantenimiento para las mismas centrales.
• Los parámetros asociados al costo de inversión y mantenimiento son valores
estándares. En el caso de los costos de operación se consideran parámetros
de poder calorífico y eficiencia de la tecnología señalados por el Osinerg. Los
costos variables no combustibles de las centrales a gas corresponden a los
valores imputados por el Osinerg en la fijación tarifaria de mayo de 2005 para
las centrales de Etevensa. Por su parte, los costos de combustibles están
diferenciados por central cuyos valores son analizado en el acápite 2.a del
presente estudio. Costo de Inversión
TecnologíaInversion
(US$/KW)Costos fijos anuales
(US$/KW-año)
Período de construcción
(años)Vida útil (años)
GNCC 550 17 2 20GNCS 300 9 1 20DIESEL 300 6 1 20CARBON 1000 30 2 30CH 1000 10 4 50
Costo de Operación
TecnologíaPoder
CalórificoEficiencia máquina
Consumo específico
1/C.V.N.C.
US$/MWh
Centrales a Gas Natural (CC) 10% 55% 6.893 2.8Centrales a Gas Natural (CS) 10% 35% 10.832 3.8Centrales a Diesel 6% 36% 0.221 5.6Centrales a Carbón 5% 39% 0.368 1.0Centrales Hidráulicas 0
1/ Gas Natural en MMBTU/MWh. Diesel y Carbón en Tonelada/MWh
• Se compara si la TIR es mayor e igual que el WACC para las centrales en
evaluación. Si ocurre se considera que dichas centrales forman parte del
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
31
parque generador optimizado, caso contrario se desplaza un año hasta que
alcance rentabilidad económica.
ESQUEMA DE LA METODOLOGÍA PARA ESTIMAR EL CONSUMO DE GNS.
Demanda•Crecimiento vegetativo•Exportación
Tasa Regulatoria
Tarifa Energía
Hidrología•Cuenca Mantaro•1969-2004
Oferta•Precios combustibles•Capacidad•Fecha de entrada y salida
Costos O&M
TarifaPotencia
Ingresos PotenciaIngresos Energía
Costo Marginaldel Sistema
Costos Inversión
Modelo Optimización
Modelo Optimización
Producción de Potencia
por Central
Producción deEnergía
por Central
+
+Ren
tabi
lidad
WACC<=TIRWACC<=TIR NO
SI “ Ingresa al parque generador optimizado”
Demanda de Gas Natural Seco de Camisea asociada a la generación de energía eléctrica en el SEIN.
32
Anexo 2: Costos marginales de energía del SEIN.
-
10
20
30
40
50
Ene-
05
Jul-0
5
Ene-
06
Jul-0
6
Ene-
07
Jul-0
7
Ene-
08
Jul-0
8
Ene-
09
Jul-0
9
Ene-
10
Jul-1
0
Ene-
11
Jul-1
1
Ene-
12
Jul-1
2
Ene-
13
Jul-1
3
Ene-
14
Jul-1
4
Ene-
15
Jul-1
5
Ene-
16
Jul-1
6
Ene-
17
Jul-1
7
US
$/M
Wh