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Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación Preparado por el GTPIR Objetivo: Diseñar planes de expansión óptimos para la generación eléctrica en los países del istmo centroamericano, a través del análisis de diversas alternativas, considerando los escenarios futuros más relevantes.

Periodo 2012-2027

Grupo de Trabajo de Planificación Regional (GTPIR) Consejo de Electrificación de América Central (CEAC)

OCT 2012

PLAN INDICATIVO REGIONAL DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN

PERIODO 2012-2027 Visite el sitio web del CEAC

Consejo de Electrificación de América Central http://www.ceaconline.org/

Enlaces a empresas eléctricas que conforman el GTPIR:

Instituto Nacional de Electricidad INDE (Guatemala) http://www.inde.gob.gt/

Empresa Nacional de Energía Eléctrica ENEE (Honduras) http://www.enee.hn

Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Rio Lempa CEL (El Salvador) http://www.cel.gob.sv/

Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica ENATREL (Nicaragua) http://www.enatrel.gob.ni

Instituto Costarricense de Electricidad ICE (Costa Rica) http://www.grupoice.com

Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. ETESA (Panamá) http://www.etesa.com.pa

http://ceaconline.org/

http://www.inde.gob.gt/

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Informe Indicativo de Expansión Regional i

Contenido

1 RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................. 3

1.1 Objetivo del estudio ............................................................................................. 3 1.2 Metodología ......................................................................................................... 3 1.3 Situación actual del sistema de generación. ........................................................ 4 1.4 Base de datos ...................................................................................................... 4 1.5 Periodo de estudio ............................................................................................... 4 1.6 Proyección de demanda ...................................................................................... 5 1.7 Proyección de combustibles ................................................................................ 5 1.8 Plan fijo ................................................................................................................ 5 1.9 Proyectos térmicos .............................................................................................. 6 1.10 Proyectos renovables .......................................................................................... 6 1.11 Interconexiones ................................................................................................... 7 1.12 Escenarios estudiados ......................................................................................... 7 1.13 Casos de estudio ................................................................................................. 7

2 ANTECEDENTES Y ACTIVIDADES DESARROLLADAS ......................................... 11

3 ENTORNO CENTROAMERICANO .......................................................................... 17

3.1 Situación Económica y Social de Centro América.............................................. 17 3.2 Comparación de la Evolución de Precios de la Electricidad ............................... 17 3.3 Interconexiones Regionales ............................................................................... 18

3.3.1 Proyecto SIEPAC ....................................................................................... 19 3.4 Mercados Eléctricos en Centro América ............................................................ 20 3.5 Actividad Comercial del Mercado Regional ........................................................ 20 3.6 Evolución de los Sistemas de Generación ......................................................... 21

4 METODOLOGIA Y CRITERIOS DE PLANIFICACION.............................................. 25

4.1 Metodología ....................................................................................................... 25 4.2 Herramientas de simulación .............................................................................. 25 4.3 Planes de desembolso ...................................................................................... 25 4.4 Plantas Eólicas e Ingenios ................................................................................. 25 4.5 Criterios económicos ......................................................................................... 25

4.5.1 Costo de Falla ............................................................................................ 26 4.5.2 Tasa de actualización ................................................................................. 26 4.5.3 Moneda de referencia ................................................................................. 26 4.5.4 Costo de los planes .................................................................................... 26

4.6 Criterios de Planificación ................................................................................... 26 4.6.1 Confiabilidad ............................................................................................... 26 4.6.2 Período de estudio ..................................................................................... 26 4.6.3 Plan y Plantas Fijas .................................................................................... 26

4.7 Plantas Genéricas ............................................................................................. 27 4.8 Hidrología .......................................................................................................... 27 4.9 Bloques de demanda ......................................................................................... 27 4.10 Interconexiones y capacidad de transferencia ................................................... 27

4.10.1 SIEPAC ...................................................................................................... 27 4.10.2 Sistema de México y Colombia ................................................................... 27

5 BASE DE DATOS ..................................................................................................... 31

5.1 Sistema existente .............................................................................................. 31 5.2 Proyecciones Anuales de Demanda .................................................................. 31

Informe Indicativo de Expansión Regional ii

5.3 Curva de Carga Diaria ....................................................................................... 32 5.4 Costo del déficit ................................................................................................. 33 5.5 Confiabilidad ...................................................................................................... 33 5.6 Criterio de Confiabilidad..................................................................................... 34 5.7 Precios de los combustibles .............................................................................. 34 5.8 Retiros ............................................................................................................... 35 5.9 Plantas Fijas ...................................................................................................... 35 5.10 Proyectos Candidatos ........................................................................................ 36 5.11 Proyectos Térmicos ........................................................................................... 36 5.12 Proyectos Geotérmicos ..................................................................................... 37 5.13 Proyectos Hidroeléctricos .................................................................................. 37 5.14 Plantas Renovables Genéricas .......................................................................... 39 5.15 Proyectos renovables no convencionales .......................................................... 39

5.15.1 Proyectos Eólicos ....................................................................................... 39 5.15.2 Proyectos Biomásicos ................................................................................ 39 5.15.3 Otros proyectos no convencionales ............................................................ 39

5.16 Costos Nivelados ............................................................................................... 40 5.17 Hidrología .......................................................................................................... 41 5.18 Sistema de Transmisión y Capacidad de las Interconexiones ........................... 42 5.19 Emisiones de CO2 ............................................................................................. 43

6 ESCENARIO DE REFERENCIA ............................................................................... 47

6.1 Caso referencia ................................................................................................. 47 6.1.1 Guatemala .................................................................................................. 50 6.1.2 Honduras .................................................................................................... 50 6.1.3 El Salvador ................................................................................................. 51 6.1.4 Nicaragua ................................................................................................... 52 6.1.5 Costa Rica .................................................................................................. 53 6.1.6 Panamá ...................................................................................................... 54

7 SENSIBILIDADES AL CASO DE REFERENCIA ...................................................... 59

7.1 Proyectos de interconexión (siepac, co-pa) ....................................................... 59 7.1.1 Guatemala .................................................................................................. 59 7.1.2 Honduras .................................................................................................... 60 7.1.3 El Salvador ................................................................................................. 61 7.1.4 Nicaragua ................................................................................................... 61 7.1.5 Costa Rica .................................................................................................. 62 7.1.6 Panamá ...................................................................................................... 62

7.2 Factor de evolución del precio de los combustibles ........................................... 63 7.2.1 Guatemala .................................................................................................. 63 7.2.2 Honduras .................................................................................................... 64 7.2.3 El Salvador ................................................................................................. 65 7.2.4 Nicaragua ................................................................................................... 66 7.2.5 Costa Rica .................................................................................................. 66 7.2.6 Panamá ...................................................................................................... 67

7.3 Factor de crecimiento de la demanda ................................................................ 68 7.3.1 Guatemala .................................................................................................. 68 7.3.2 Honduras .................................................................................................... 69 7.3.3 El Salvador ................................................................................................. 69 7.3.4 Nicaragua ................................................................................................... 70 7.3.5 Costa Rica .................................................................................................. 71 7.3.6 Panamá ...................................................................................................... 72

Informe Indicativo de Expansión Regional iii

8 SOLUCIONES ÓPTIMAS ......................................................................................... 77

8.1 Interconexiones ................................................................................................. 77 8.1.1 Sin Interconexión CO-PA (INT1 PEC)......................................................... 77 8.1.2 Sin las interconexiones SIEPAC2 y CO-PA2 (INT2 PEC) ........................... 80 8.1.3 Sin la Interconexión CO-PA2 (INT3 PEC) ................................................... 83 8.1.4 Sin la 2da Etapa del SIEPAC (INT4 PEC) .................................................. 86

8.2 Evolución del Precio del Combustible ................................................................ 89 8.2.1 Precios Altos del combustible (COMB-PEC) ............................................... 89 8.2.2 Precios Altos del combustible y plantas hidroeléctricas (COMB+HID) ........ 92

8.3 Evolución de la demanda................................................................................... 95 8.3.1 Crecimiento alto de la demanda (DEM) ...................................................... 95

8.4 Factor de desarrollo de proyectos Hidroeléctrico y Renovables ......................... 98 8.4.1 Desarrollo hidroeléctricos (HID) .................................................................. 98 8.4.2 Proyectos Renovables (REN) ................................................................... 101

8.5 Sistema Colombiano ........................................................................................ 104 8.6 Sin proyectos de interconexión (SIEPAC y CO-PA) ......................................... 107

9 COMPARACIÓN DE LOS ESCENARIOS ............................................................... 113

9.1 Comparación de costos y su estructura ........................................................... 113 9.2 Comparación de Emisiones de CO2 ................................................................. 113 9.3 Discusión sobre el Efecto de los Escenarios en los Planes ............................. 114

9.3.1 Efecto del precio de los combustibles ....................................................... 114 9.3.2 Efecto de la demanda ............................................................................... 115 9.3.3 Efecto de las interconexiones ................................................................... 115 9.3.4 Efecto de eliminar las restricciones a la hidroelectricidad ......................... 117 9.3.5 Efecto de los proyectos renovables genéricos .......................................... 117 9.3.6 Efectos de una integración con el sistema colombiano ............................. 117

10 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................................... 119

Informe Indicativo de Expansión Regional iv

ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1 Tasa de Crecimiento de Demanda. .................................................................................... 4 Tabla 1.2 Generación Eléctrica en Centroamérica ............................................................................. 5 Tabla 1.3 Plan de Expansión Fijo (2012-2014) ................................................................................... 6 Tabla 1.4 Niveles de Interconexión. .................................................................................................... 7 Tabla 1.5 Escenarios Analizados ........................................................................................................ 8 Tabla 3.1 Datos Demográficos de Centroamérica ............................................................................ 17 Tabla 3.2 Tarifas Vigentes a Junio 2011 ........................................................................................... 18 Tabla 3.3 Cronograma de las Interconexiones SIEPAC ................................................................... 20 Tabla 4.1 Costos Marginales de Colombia ....................................................................................... 28 Tabla 5.1 Capacidad Instalada en MW ............................................................................................. 31 Tabla 5.2 Proyección de demanda de Energía y Potencia para Centroamérica .............................. 31 Tabla 5.3 Proyección de Demanda de Energía por país Escenario Medio (GWh) .......................... 32 Tabla 5.4 Proyección de Demanda de Potencia por país Escenario Medio (MW) ........................... 32 Tabla 5.5 Precios de Combustibles Medio ($/GJ) ............................................................................. 35 Tabla 5.6 Precios de Combustibles Alto ($/GJ) ................................................................................ 35 Tabla 5.7 Retiros de plantas térmicas ............................................................................................... 35 Tabla 5.8 Plan de Expansión de Corto Plazo ................................................................................... 36 Tabla 5.9 Capacidad Instalada de Corto Plazo (MW) ....................................................................... 36 Tabla 5.10 Proyectos Térmicos Candidatos ..................................................................................... 37 Tabla 5.11 Características técnicas de los proyectos térmicos candidatos. .................................... 37 Tabla 5.12 Proyectos Térmicos por país .......................................................................................... 37 Tabla 5.13 Proyectos Geotérmicos ................................................................................................... 37 Tabla 5.14 Proyectos Hidroeléctricos ............................................................................................... 38 Tabla 5.15 Proyectos Hidroeléctricos (cont.) .................................................................................... 38 Tabla 5.16 Proyectos Renovables Genéricos ................................................................................... 39 Tabla 5.17 Capacidades de Interconexión modeladas (MW). .......................................................... 43 Tabla 5.18 Factores de Emisión de CO2 ........................................................................................... 43 Tabla 6.1 Resumen de Instalación (MW) .......................................................................................... 47 Tabla 6.2 Plan de Expansión de Generación (REF) ......................................................................... 48 Tabla 7.1 Costo Operativo y Déficit GU (Mill $) ................................................................................ 60 Tabla 7.2 Costo Operativo y Déficit HO (Mill $) ................................................................................ 60 Tabla 7.3 Costo Operativo y Déficit ES (Mill $) ................................................................................. 61 Tabla 7.4 Costo Operativo y Déficit NI (Mill $) .................................................................................. 62 Tabla 7.5 Costo Operativo y Déficit CR (Mill $) ................................................................................ 62 Tabla 7.6 Costo Operativo y Déficit PA (Mill $) ................................................................................. 63 Tabla 7.7 Costo Operativo y Déficit GU (Mill $) ................................................................................ 64 Tabla 7.8 Generación Térmica GU (GWh) ........................................................................................ 64 Tabla 7.9 Costo Operativo y Déficit HO (Mill $) ................................................................................ 65 Tabla 7.10 Generación Térmica HO (GWh) ...................................................................................... 65 Tabla 7.11 Costo Operativo y Déficit ES (Mill $) ............................................................................... 65 Tabla 7.12 Generación Térmica ES (GWh) ...................................................................................... 65 Tabla 7.13 Costo Operativo y Déficit NI (Mill $) ................................................................................ 66 Tabla 7.14 Generación Térmica NI (GWh) ....................................................................................... 66 Tabla 7.15 Costo Operativo y Déficit CR (Mill $) .............................................................................. 67 Tabla 7.16 Generación Térmica CR (GWh) ...................................................................................... 67 Tabla 7.17 Costo Operativo y Déficit PA (Mill $) ............................................................................... 67 Tabla 7.18 Generación Térmica PA (GWh) ...................................................................................... 68 Tabla 7.19 Costo Operativo y Déficit GU (Mill $) .............................................................................. 68 Tabla 7.20 Generación Térmica GU (GWh) ...................................................................................... 69 Tabla 7.21 Costo Operativo y Déficit HO (Mill $) .............................................................................. 69 Tabla 7.22 Generación Térmica HO (GWh) ...................................................................................... 69 Tabla 7.23 Costo Operativo y Déficit ES (Mill $) ............................................................................... 70 Tabla 7.24 Generación Térmica ES (GWh) ...................................................................................... 70 Tabla 7.25 Costo Operativo y Déficit NI (Mill $) ................................................................................ 71 Tabla 7.26 Generación Térmica NI (GWh) ....................................................................................... 71

Informe Indicativo de Expansión Regional v

Tabla 7.27 Costo Operativo y Déficit CR (Mill $) .............................................................................. 71 Tabla 7.28 Generación Térmica CR (GWh) ...................................................................................... 72 Tabla 7.29 Costo Operativo y Déficit PA (Mill $) ............................................................................... 72 Tabla 7.30 Generación Térmica PA (GWh) ...................................................................................... 72 Tabla 8.1 Plan de Expansión de Generación (INT1 PEC) ................................................................ 77 Tabla 8.2 Resumen de Instalación (MW) .......................................................................................... 78 Tabla 8.3 Diferencia de Capacidad Instalada INT1 PEC vs Caso REF (%) ..................................... 78 Tabla 8.4 Plan de Expansión de Generación (INT2 PEC) ................................................................ 80 Tabla 8.5 Resumen de Instalación (MW) .......................................................................................... 81 Tabla 8.6 Diferencia de Capacidad Instalada INT2 PEC vs Caso REF (%) ..................................... 81 Tabla 8.7 Plan de Expansión de Generación (INT3 PEC) ................................................................ 83 Tabla 8.8 Resumen de Instalación (MW) .......................................................................................... 84 Tabla 8.9 Diferencia de Capacidad Instalada INT3 PEC vs Caso REF (%) ..................................... 84 Tabla 8.10 Plan de Expansión de Generación (INT4 PEC) .............................................................. 86 Tabla 8.11 Resumen de Instalación (MW) ........................................................................................ 87 Tabla 8.12 Diferencia de Capacidad Instalada INT4 PEC vs Caso REF (%) ................................... 87 Tabla 8.13 Plan de Expansión de Generación (COMB PEC) ........................................................... 89 Tabla 8.14 Resumen de Instalación (MW) ........................................................................................ 90 Tabla 8.15 Diferencia de Capacidad Instalada COMB PEC vs Caso REF (%) ................................ 90 Tabla 8.16 Plan de Expansión de Generación (COMB+HID) ........................................................... 92 Tabla 8.17 Resumen de Instalación (MW) ........................................................................................ 93 Tabla 8.18 Diferencia de Capacidad Instalada COMB+HID vs Caso REF (%) ................................ 93 Tabla 8.19 Plan de Expansión de Generación (DEM) ...................................................................... 95 Tabla 8.20 Resumen de Instalación (MW) ........................................................................................ 96 Tabla 8.21 Plan de Expansión de Generación (HID) ........................................................................ 98 Tabla 8.22 Resumen de Instalación (MW) ........................................................................................ 99 Tabla 8.23 Diferencia de Capacidad Instalada vs Caso REF (%) .................................................... 99 Tabla 8.24 Plan de Expansión de Generación (REN)..................................................................... 101 Tabla 8.25 Resumen de Instalación (MW) ...................................................................................... 102 Tabla 8.26 Diferencia de Capacidad Instalada vs Caso REF (%) .................................................. 102 Tabla 8.27 Plan de Expansión de Generación (COL) ..................................................................... 104 Tabla 8.28 Resumen de Instalación (MW) ...................................................................................... 105 Tabla 8.29 Diferencia de Capacidad Instalada vs Caso REF (%) .................................................. 105 Tabla 8.30 Plan de Expansión de Generación (S/INT) ................................................................... 107 Tabla 8.31 Resumen de Instalación (MW) ...................................................................................... 108 Tabla 8.32 Diferencia de Capacidad Instalada vs Caso REF (%) .................................................. 108 Tabla 9.1 Costos por Escenarios en mill $ ...................................................................................... 113 Tabla 9.2 Comparación de Costos en mill $ ................................................................................... 113 Tabla 9.3 Costos de las Emisiones en mill $ .................................................................................. 114 Tabla 9.4 Comparación de Costos de las Emisiones en mill $ ....................................................... 114

Informe Indicativo de Expansión Regional vi

ÍNDICE DE GRÁFICOS Gráfico 1.1 Porcentaje de Generación por tipo de fuente. .................................................................. 4 Gráfico 1.2 Capacidad Instalada por País .......................................................................................... 4 Gráfico 1.3 Precios de Combustibles ($/GJ) ....................................................................................... 5 Gráfico 3.1 Producto Interno Bruto por Habitante ............................................................................. 17 Gráfico 3.2 Cobertura Eléctrica por País .......................................................................................... 17 Gráfico 3.3 Precios de Electricidad Residencial ($(KWh) ................................................................. 18 Gráfico 3.4 Precios de Electricidad Comercial ($(KWh) ................................................................... 18 Gráfico 3.5 Precios de Electricidad Industrial ($(KWh) ..................................................................... 18 Gráfico 3.6 Exportación de Energía en Centroamérica .................................................................... 21 Gráfico 3.7 Demanda Máxima de Potencia (1990-2010) .................................................................. 21 Gráfico 5.1 Curva de Carga Demanda Máxima (MW) ...................................................................... 33 Gráfico 5.2 Curva de Carga Adimensional (MW) .............................................................................. 33 Gráfico 5.3 Costo Unitario de Inversión. ........................................................................................... 38 Gráfico 5.4 Calculo del Costo Nivelado ($/MWh) .............................................................................. 40 Gráfico 5.5 Costo nivelado Hidroeléctricas ....................................................................................... 41 Gráfico 6.1 Instalación por País (MW) .............................................................................................. 47 Gráfico 6.2 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW) .......................................................... 48 Gráfico 6.3 Generación por Tipo de Fuente (GWh) .......................................................................... 49 Gráfico 6.4 Generación Hidroeléctrica por País (GWh) .................................................................... 49 Gráfico 6.5 Generación Térmica por País (GWh) ............................................................................. 49 Gráfico 6.6 Intercambios de Centroamérica (GWh) .......................................................................... 49 Gráfico 6.7 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh) ......................................................... 49 Gráfico 6.8 Instalación Anual de GU (MW) ....................................................................................... 50 Gráfico 6.9 Costo Marginal de Demanda de GU .............................................................................. 50 Gráfico 6.10 Intercambios Netos de GU (GWh) ................................................................................ 50 Gráfico 6.11 Generación por Tipo de Fuente de GU (GWh) ............................................................ 50 Gráfico 6.12 Instalación anual de HO (MW) ..................................................................................... 51 Gráfico 6.13 Costo Marginal de Demanda de HO ............................................................................ 51 Gráfico 6.14 Intercambios Netos de HO (GWh) ................................................................................ 51 Gráfico 6.15 Generación por Tipo de Fuente de HO (GWh) ............................................................ 51 Gráfico 6.16 Instalación anual de ES (MW) ...................................................................................... 52 Gráfico 6.17 Costo Marginal de Demanda de ES ............................................................................. 52 Gráfico 6.18 Intercambios Netos de ES (GWh) ................................................................................ 52 Gráfico 6.19 Generación por Tipo de Fuente de ES (GWh) ............................................................. 52 Gráfico 6.20 Instalación anual de NI (MW) ....................................................................................... 53 Gráfico 6.21 Costo Marginal de Demanda de NI .............................................................................. 53 Gráfico 6.22 Intercambios Netos de NI (GWh) ................................................................................. 53 Gráfico 6.23 Generación por Tipo de Fuente de NI (GWh) .............................................................. 53 Gráfico 6.24 Instalación anual de CR (MW) ...................................................................................... 54 Gráfico 6.25 Costo Marginal de Demanda de CR ............................................................................. 54 Gráfico 6.26 Intercambios Netos de CR (GWh) ................................................................................ 54 Gráfico 6.27 Generación por Tipo de Fuente de CR (GWh) ............................................................. 54 Gráfico 6.28 Instalación anual de PA (MW) ...................................................................................... 55 Gráfico 6.29 Costo Marginal de Demanda de PA ............................................................................. 55 Gráfico 6.30 Intercambios Netos de PA (GWh) ................................................................................ 55 Gráfico 6.31 Generación por Tipo de Fuente de PA (GWh) ............................................................. 55 Gráfico 7.1 Costo Marginal Promedio Anual GU ($/MWh) ............................................................... 59 Gráfico 7.2 Intercambios Netos GU (GWh) ....................................................................................... 59 Gráfico 7.3 Porcentaje de déficit GU ................................................................................................. 60 Gráfico 7.4 Costo Marginal Promedio Anual HO ($/MWh) ............................................................... 60 Gráfico 7.5 Intercambios Netos HO (GWh) ....................................................................................... 60 Gráfico 7.6 Porcentaje de déficit HO ................................................................................................. 60 Gráfico 7.7 Costo Marginal Promedio Anual ES ($/MWh) ................................................................ 61 Gráfico 7.8 Intercambios Netos ES (GWh) ....................................................................................... 61 Gráfico 7.9 Porcentaje de déficit ES ................................................................................................. 61

Informe Indicativo de Expansión Regional vii

Gráfico 7.10 Costo Marginal Promedio Anual NI ($/MWh) ............................................................... 61 Gráfico 7.11 Intercambios Netos NI (GWh) ...................................................................................... 61 Gráfico 7.12 Porcentaje de déficit NI ................................................................................................ 62 Gráfico 7.13 Costo Marginal Promedio Anual CR ($/MWh) .............................................................. 62 Gráfico 7.14 Intercambios Netos CR (GWh) ..................................................................................... 62 Gráfico 7.15 Porcentaje de déficit CR ............................................................................................... 62 Gráfico 7.16 Costo Marginal Promedio Anual PA ($/MWh) .............................................................. 63 Gráfico 7.17 Intercambios Netos PA (GWh) ..................................................................................... 63 Gráfico 7.18 Porcentaje de déficit PA ............................................................................................... 63 Gráfico 7.19 Costo Marginal Promedio Anual GU ($/MWh) ............................................................. 64 Gráfico 7.20 Intercambios Netos GU (GWh) ..................................................................................... 64 Gráfico 7.21 Porcentaje de déficit GU ............................................................................................... 64 Gráfico 7.22 Costo Marginal Promedio Anual HO ($/MWh) ............................................................. 64 Gráfico 7.23 Intercambios Netos HO (GWh) ..................................................................................... 64 Gráfico 7.24 Porcentaje de déficit HO ............................................................................................... 65 Gráfico 7.25 Costo Marginal Promedio Anual ES ($/MWh) .............................................................. 65 Gráfico 7.26 Intercambios Netos ES (GWh) ..................................................................................... 65 Gráfico 7.27 Porcentaje de déficit ES ............................................................................................... 65 Gráfico 7.28 Costo Marginal Promedio Anual NI ($/MWh) ............................................................... 66 Gráfico 7.29 Intercambios Netos NI (GWh) ...................................................................................... 66 Gráfico 7.30 Porcentaje de déficit NI ................................................................................................ 66 Gráfico 7.31 Costo Marginal Promedio Anual CR ($/MWh) .............................................................. 66 Gráfico 7.32 Intercambios Netos CR (GWh) ..................................................................................... 67 Gráfico 7.33 Porcentaje de déficit CR ............................................................................................... 67 Gráfico 7.34 Costo Marginal Promedio Anual PA ($/MWh) .............................................................. 67 Gráfico 7.35 Intercambios Netos PA (GWh) ..................................................................................... 67 Gráfico 7.36 Porcentaje de déficit PA ............................................................................................... 67 Gráfico 7.37 Costo Marginal Promedio Anual GU ($/MWh) ............................................................. 68 Gráfico 7.38 Intercambios Netos GU (GWh) ..................................................................................... 68 Gráfico 7.39 Porcentaje de déficit GU ............................................................................................... 68 Gráfico 7.40 Costo Marginal Promedio Anual HO ($/MWh) ............................................................. 69 Gráfico 7.41 Intercambios Netos HO (GWh) ..................................................................................... 69 Gráfico 7.42 Porcentaje de déficit HO ............................................................................................... 69 Gráfico 7.43 Costo Marginal Promedio Anual ES ($/MWh) .............................................................. 70 Gráfico 7.44 Intercambios Netos ES (GWh) ..................................................................................... 70 Gráfico 7.45 Porcentaje de déficit ES ............................................................................................... 70 Gráfico 7.46 Costo Marginal Promedio Anual NI ($/MWh) ............................................................... 70 Gráfico 7.47 Intercambios Netos NI (GWh) ...................................................................................... 70 Gráfico 7.48 Porcentaje de déficit NI ................................................................................................ 71 Gráfico 7.49 Costo Marginal Promedio Anual CR ($/MWh) .............................................................. 71 Gráfico 7.50 Intercambios Netos CR (GWh) ..................................................................................... 71 Gráfico 7.51 Porcentaje de déficit CR ............................................................................................... 71 Gráfico 7.52 Costo Marginal Promedio Anual PA ($/MWh) .............................................................. 72 Gráfico 7.53 Intercambios Netos PA (GWh) ..................................................................................... 72 Gráfico 7.54 Porcentaje de déficit PA ............................................................................................... 72 Gráfico 8.1 Instalación por País (MW) .............................................................................................. 78 Gráfico 8.2 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW) .......................................................... 78 Gráfico 8.3 Generación por Tipo de fuente (GWh) ........................................................................... 78 Gráfico 8.4 Generación Hidroeléctrica por País (GWh) .................................................................... 78 Gráfico 8.5 Generación Térmica por País (GWh) ............................................................................. 78 Gráfico 8.6 Intercambios de Centroamérica (GWh) .......................................................................... 79 Gráfico 8.7 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh) ......................................................... 79 Gráfico 8.8 Instalación por País (MW) .............................................................................................. 81 Gráfico 8.9 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW) .......................................................... 81 Gráfico 8.10 Generación por Tipo de fuente (GWh) ......................................................................... 81 Gráfico 8.11 Generación Hidroeléctrica por País (GWh) .................................................................. 81 Gráfico 8.12 Generación Térmica por País (GWh) ........................................................................... 82

Informe Indicativo de Expansión Regional viii

Gráfico 8.13 Intercambios de Centroamérica (GWh) ........................................................................ 82 Gráfico 8.14 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh) ....................................................... 82 Gráfico 8.15 Instalación por País (MW) ............................................................................................ 84 Gráfico 8.16 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW) ........................................................ 84 Gráfico 8.17 Generación por Tipo de fuente (GWh) ......................................................................... 84 Gráfico 8.18 Generación Hidroeléctrica por País (GWh) .................................................................. 84 Gráfico 8.19 Generación Térmica por País (GWh) ........................................................................... 85 Gráfico 8.20 Intercambios de Centroamérica (GWh) ........................................................................ 85 Gráfico 8.21 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh) ....................................................... 85 Gráfico 8.22 Instalación por País (MW) ............................................................................................ 87 Gráfico 8.23 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW) ........................................................ 87 Gráfico 8.24 Generación por Tipo de fuente (GWh) ......................................................................... 87 Gráfico 8.25 Generación Hidroeléctrica por País (GWh) .................................................................. 87 Gráfico 8.26 Generación Térmica por País (GWh) ........................................................................... 88 Gráfico 8.27 Intercambios de Centroamérica (GWh) ........................................................................ 88 Gráfico 8.28 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh) ....................................................... 88 Gráfico 8.29 Instalación por País (MW) ............................................................................................ 90 Gráfico 8.30 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW) ........................................................ 90 Gráfico 8.31 Generación por Tipo de fuente (GWh) ......................................................................... 90 Gráfico 8.32 Generación Hidroeléctrica por País (GWh) .................................................................. 90 Gráfico 8.33 Generación Térmica por País (GWh) ........................................................................... 90 Gráfico 8.34 Intercambios de Centroamérica (GWh) ........................................................................ 91 Gráfico 8.35 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh) ....................................................... 91 Gráfico 8.36 Instalación por País (MW) ............................................................................................ 93 Gráfico 8.37 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW) ........................................................ 93 Gráfico 8.38 Generación por Tipo de fuente (GWh) ......................................................................... 93 Gráfico 8.39 Generación Hidroeléctrica por País (GWh) .................................................................. 93 Gráfico 8.40 Generación Térmica por País (GWh) ........................................................................... 93 Gráfico 8.41 Intercambios de Centroamérica (GWh) ........................................................................ 94 Gráfico 8.42 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh) ....................................................... 94 Gráfico 8.43 Instalación por País (MW) ............................................................................................ 96 Gráfico 8.44 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW) ........................................................ 96 Gráfico 8.45 Generación por Tipo de fuente (GWh) ......................................................................... 96 Gráfico 8.46 Generación Hidroeléctrica por País (GWh) .................................................................. 96 Gráfico 8.47 Generación Térmica por País (GWh) ........................................................................... 96 Gráfico 8.48 Intercambios de Centroamérica (GWh) ........................................................................ 96 Gráfico 8.49 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh) ....................................................... 97 Gráfico 8.50 Instalación por País (MW) ............................................................................................ 99 Gráfico 8.51 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW) ........................................................ 99 Gráfico 8.52 Generación por Tipo de fuente (GWh) ......................................................................... 99 Gráfico 8.53 Generación Hidroeléctrica por País (GWh) .................................................................. 99 Gráfico 8.54 Generación Térmica por País (GWh) ........................................................................... 99 Gráfico 8.55 Intercambios de Centroamérica (GWh) ...................................................................... 100 Gráfico 8.56 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh) ..................................................... 100 Gráfico 8.57 Instalación por País (MW) .......................................................................................... 102 Gráfico 8.58 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW) ...................................................... 102 Gráfico 8.59 Generación por Tipo de fuente (GWh) ....................................................................... 102 Gráfico 8.60 Generación Hidroeléctrica por País (GWh) ................................................................ 102 Gráfico 8.61 Generación Térmica por País (GWh) ......................................................................... 103 Gráfico 8.62 Intercambios de Centroamérica (GWh) ...................................................................... 103 Gráfico 8.63 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh) ..................................................... 103 Gráfico 8.64 Instalación por País (MW) .......................................................................................... 105 Gráfico 8.65 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW) ...................................................... 105 Gráfico 8.66 Generación por Tipo de fuente (GWh) ....................................................................... 105 Gráfico 8.67 Generación Hidroeléctrica por País (GWh) ................................................................ 105 Gráfico 8.68 Generación Térmica por País (GWh) ......................................................................... 105 Gráfico 8.69 Intercambios de Centroamérica (GWh) ...................................................................... 106

Informe Indicativo de Expansión Regional ix

Gráfico 8.70 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh) ..................................................... 106 Gráfico 8.71 Instalación por País (MW) .......................................................................................... 108 Gráfico 8.72 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW) ...................................................... 108 Gráfico 8.73 Generación por Tipo de fuente (GWh) ....................................................................... 108 Gráfico 8.74 Generación Hidroeléctrica por País (GWh) ................................................................ 108 Gráfico 8.75 Generación Térmica por País (GWh) ......................................................................... 108 Gráfico 8.76 Intercambios de Centroamérica (GWh) ...................................................................... 109 Gráfico 8.77 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh) ..................................................... 109

Informe Indicativo de Expansión Regional x

PREFACIO Este informe fue elaborado por el Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR). Su ejecución se enmarca dentro de las actividades del Consejo de Electrificación de América Central (CEAC), que tienen por objeto coadyuvar a la integración regional en materia de energía eléctrica. El GTPIR funge como un comité técnico del CEAC con el objetivo de elaborar planes indicativos regionales de expansión de generación, teniendo en cuenta el efecto de las interconexiones actuales y futuras. El GTPIR ha realizado las siguientes actividades:

Análisis de la situación actual de la planificación de expansión de generación.

Definición de metodologías y criterios para la planificación regional.

Elaboración y actualización de una base de datos regional para la planificación de expansión de generación.

Elaboración de planes indicativos de expansión. El presente informe es una continuación de este esfuerzo, y en él se presentan los resultados de un seguimiento y actualización de los planes indicativos regionales, que en esta oportunidad cubren el período 2012-2027. Los miembros participantes del GTPIR han sido las siguientes personas:

Guatemala : Juan Carlos Dávila y Jorge Klug, INDE.

El Salvador : Ángel Díaz, Raúl Díaz, CEL.

Honduras : Silvia Coello y Amy Guardiola, ENEE.

Nicaragua : Horacio Guerra, Francis Sosa, ENATREL y Carlos Sanchez MEM

Costa Rica : Fanny Solano, Fernando Ramírez y Javier Orozco, ICE.

Panamá : Ernesto Rosales y Mario Saavedra, ETESA, La redacción del informe estuvo a cargo de la representación de Panamá. El Informe, los resultados y las conclusiones del presente documento pertenecen exclusivamente al CEAC, por esta razón el mismo no puede ser publicado, distribuido ni difundido sin previo autorización del CEAC. El CEAC no se hace responsable del uso que le pueden dar personas ajenas, a los datos presentados.

Informe Indicativo de Expansión Regional xi

GLOSARIO CEAC: Consejo de Electrificación de América Central

GTPIR: Grupo de Trabajo de Planificacion Indicativa Regional

INDE: Instituto Nacional de Energía

CEL: Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa

ENEE: Empresa Nacional de Energía Eléctrica

ENATREL: Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica

ICE: Instituto Costarricense de Electricidad

ETESA: Empresa de Transmisión Eléctrica, Sociedad Anónima

SDDP: Stochastic Dual Dynamic Programming

MER: Mercado Eléctrico Regional

CEPAL: Comisión Económica para América Latina y el Caribe

GU: Guatemala

HO: Honduras

ES: El Salvador

NI: Nicaragua

CR: Costa Rica

PA: Panamá

CO: Colombia

SIEPAC: Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central

PARPE: Programa de Asistencia Regional en la Planificación Eléctrica

PREEICA: Proyecto Regional de Energía Eléctrica del Istmo Centroamericano

ACDI: Agencia Canadiense de Desarrollo Internacional

GTPO: Grupo de Trabajo de Planeamiento Operativo

CRIE: Comisión Regional de Interconexión Eléctrica CRIE

EOR: Ente Operador de la Red

GND: Generación No Despachable

EIA: Energy Information Administration

AC: Corriente Alterna

DC: Corriente Directa

mill $: Millones de Dólares Americanos

REF: Caso de Referencia (antes caso A), se considera el crecimiento de demanda media, precios medios de combustibles, las dos etapas del proyecto de interconexión SIEPAC y CO-PA, además restricción media de hidroeléctricas (plantas menores a 150MW)

INT1: (antes caso C), se considera el crecimiento de demanda media, precios medios de combustibles, las dos etapas del proyecto de interconexión SIEPAC, restricción media de hidroeléctricas (plantas menores a 150MW) y solo la primera etapa del Proyecto de interconexión CO-PA.

INT2: (antes caso K), se considera el crecimiento de demanda media, precios medios de combustibles, restricción media de hidroeléctricas (plantas menores a 150MW) y solo la primera etapa del proyecto de interconexión SIEPAC y CO-PA.

INT3: (antes caso L), se considera el crecimiento de demanda media, precios medios de combustibles, las dos etapas del proyecto de interconexión SIEPAC, restricción media de hidroeléctricas (plantas menores a 150MW) y solo la primera etapa del proyecto de interconexión CO-PA.

/url?sa=t&rct=j&q=cel%20el%20salvador&source=web&cd=1&cad=rja&sqi=2&ved=0CB0QFjAA&url=http%3A%2F%2Fwww.cel.gob.sv%2F&ei=9JiOUKm8JpKu8QTjuoDYCg&usg=AFQjCNEkkVa46Vief2DQfNI9bt6sVqvFtw

Informe Indicativo de Expansión Regional xii

INT4: (antes caso M), se considera el crecimiento de demanda media, precios medios de combustibles, las dos etapas del proyecto de interconexión CO-PA, restricción media de hidroeléctricas (plantas menores a 150MW) y solo la primera etapa del proyecto de interconexión SIEPAC.

HID: (antes caso B), se considera el crecimiento de demanda media, precios medios de combustibles, las dos etapas del proyecto de interconexión SIEPAC y CO-PA, si restricción de hidroeléctricas (todas las plantas que conforman la base).

REN: (antes caso G), se considera el crecimiento de demanda media, precios medios de combustibles, las dos etapas del proyecto de interconexión SIEPAC y CO-PA, restricción media de hidroeléctricas (plantas menores a 150MW), además de plantas renovables genéricas.

COMB: (antes caso D), se considera el crecimiento de demanda media, precios altos de combustibles, las dos etapas del proyecto de interconexión SIEPAC y CO-PA, además restricción media de hidroeléctricas (plantas menores a 150MW).

COMB+HID: (antes caso F), se considera el crecimiento de demanda media, precios altos de combustibles, las dos etapas del proyecto de interconexión SIEPAC y CO-PA y sin restricción de hidroeléctricas.

DEM: (antes caso E), se considera el crecimiento de demanda alta, precios medios de combustibles, las dos etapas del proyecto de interconexión SIEPAC y CO-PA, además restricción media de hidroeléctricas (plantas menores a 150MW).

COL: (antes caso I), se considera el crecimiento de demanda media, precios medios de combustibles, las dos etapas del proyecto de interconexión SIEPAC y CO-PA, restricción media de hidroeléctricas (plantas menores a 150MW) y se simula el sistema detallado de Colombia.

S/INT: (antes caso J), se considera el crecimiento de demanda media, precios medios de combustibles, no se consideran los proyectos de interconexión SIEPAC y CO-PA, además restricción media de hidroeléctricas (plantas menores a 150MW)

Informe Indicativo de Expansión Regional xiii

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Informe Indicativo de Expansión Regional 3

1 RESUMEN EJECUTIVO 1.1 Objetivo del estudio

Elaborar planes indicativos de la expansión de la generación, para el período 2012-2027, que muestren la evolución económicamente deseable de los sistemas de generación de la región centroamericana, considerando diferentes escenarios futuros de desarrollo. Tanto en países en donde existe un sistema de planificación centralizada o en países en donde prevalecen mercados mayoristas de electricidad, la estimación de los planes de expansión de la generación de mínimo costo brinda información valiosa que puede orientar las inversiones que realizan los agentes en los países, ya no sólo con miras a proyectos locales, sino al desarrollo de generación para cubrir la demanda de varios países en la región. 1.2 Metodología

Para la realización del Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación se parte de las siguientes premisas:

Un horizonte del estudio de 16 años (2012-2027), más un período de extensión de un (1) año para estabilizar los efectos terminales de los embalses.

La hidrología incorpora los registros históricos de caudales para un período de 38 años (1965-2002).

Proyección de precios de combustibles considerando la tasa de crecimiento del EIA/DOE

Tasa de descuento del 12 % anual.

Costo de Energía No Servida (CENS) es un 2% a 800 $/MWh y 98% a 1500.0 $/MWh

Se utilizaron dos escenarios de demanda: el escenario de crecimiento medio de demanda, con tasas de crecimiento en promedio para todo el

periodo de 4.79% en energía y 4.72% en potencia; y el escenario de crecimiento alto de demanda, con tasas de 5.50% y 5.41% en Centroamérica. A partir de estos criterios, se realizaron simulaciones con el fin de obtener planes de expansión de mínimo costo considerando como alternativas plantas futuras de diversas tecnologías. Para obtener el cronograma de expansión de mínimo costo se utilizó el modelo OPTGEN. Posteriormente, se simuló con el modelo Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP), la operación del sistema para cada uno de los planes derivados del OPTGEN. La simulación del despacho se utiliza para validar el criterio de confiabilidad y además obtener los parámetros técnicos y económicos del despacho que se incluyen en el análisis de los resultados obtenidos para cada plan. Para realizar el análisis que abarca este estudio, se utiliza el modelo SDDP en modo operativo Coordinado. Debido a la forma en que está estructurado el Mercado Eléctrico Regional (MER), es necesario utilizar el modo Coordinado del modelo. Adicionalmente, se consideraron los límites de intercambio entre los diferentes países antes y después del inicio de operaciones del proyecto SIEPAC. Recientemente, la región ha recurrido a los combustibles fósiles para atender sus crecientes demandas eléctricas. La participación de las energías renovables cayó en la década de los años 90, de un 91 a un 65%, mientras que la dependencia del petróleo pasó de 9% en 1990 hasta el 35% en el 2010, tal como se muestra en la Gráfico 1.1.


Gráfico 1.1 Porcentaje de Generación por tipo de fuente.

Fuente: Elaboración propia con datos del CEPAL. Estadísticas del Subsector Eléctricos 2010.

1.3 Situación actual del sistema de generación. En la Gráfico 1.2 se presenta la capacidad efectiva en MW del 2010, según datos de la CEPAL. La generación total de ese año alcanzó los 39,535 GWh. Gráfico 1.2 Capacidad Instalada por País


1.4 Base de datos

La actualización permanente de la base de datos de los sistemas de generación de los países miembros del CEAC, Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá, es una de las principales tareas del GTPIR. Esta base de datos incluye la siguiente información:

Características del parque existente y futuro

Características de las demandas, actuales y futuras

Base de datos hidrológicos de las plantas hidroeléctricas, existentes y candidatas futuras

Datos económicos de los contratos de generación existentes

Pronóstico de costos de combustibles

Catálogo de proyectos de generación 1.5 Periodo de estudio

La definición y optimización de planes con el OPTGEN y el SDDP cubrió el período 2012-2027. El período 2012-2014 está basado en los planes de expansión actualmente en ejecución en cada país, y no fue sujeto a optimización. En la Tabla 1.2 Se muestra la generación histórica de ese período

Tabla 1.1 Tasa de Crecimiento de Demanda.

Fuente: Elaboración propia con datos del CEPAL. Estadísticas del Subsector Eléctricos 2010

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1990

1995

2000

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Hidro Petroleo Carbón Otras Renov.

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

GU HO ES NI CR PA

Hidro Geo Termico Eólica

Período GU HO ES NI CR PA CA

1990-1995 9.7% 7.5% 7.5% 5.3% 5.0% 5.9% 6.8%

1995-2000 7.2% 6.9% 5.1% 3.9% 5.2% 4.6% 5.6%

2000-2004 5.4% 7.0% 1.6% 4.1% 4.0% 4.5% 4.5%

2004-2005 2.7% 10.2% 2.5% 3.7% 5.9% 2.3% 4.6%

2005-2006 7.2% 7.3% 6.3% 3.7% 5.2% 2.6% 5.6%

2006-2007 4.4% 3.5% 2.8% 1.3% 2.7% 5.4% 3.5%

2007-2008 -0.9% 7.0% 2.0% -0.2% 1.7% 3.9% 2.3%

2008-2009 3.0% -0.2% -1.9% 3.6% -1.9% 8.4% 1.5%

2009-2010 -0.3% 3.5% 4.6% 2.7% 2.6% 5.9% 3.0%


Tabla 1.2 Generación Eléctrica en Centroamérica


1.6 Proyección de demanda

Para obtener las proyecciones de demanda cada país aportó las estimaciones de su sistema. En este estudio se usaron dos escenarios de proyección, medio y alto. La tasa prevista de crecimiento del conjunto de la energía en el MEAC es de 4.9% para el escenario medio y de 6.0% para el de alto crecimiento.

1.7 Proyección de combustibles

Los costos futuros de los combustibles (búnker, diesel, carbón y gas natural) se estiman mediante las proyecciones existentes de precios internacionales y del mercado norteamericano. El pronóstico de los precios de combustibles se basa en las publicaciones de la Energy Information Administration en su informe “Annual Energy Outlook 2010” o AEO-2010. En la Gráfico 1.3 se muestra la proyección para los escenarios medio y alto de precios de combustible.

Gráfico 1.3 Precios de Combustibles ($/GJ)

Fuente: Base de datos del GTPIR (2012-2027)

1.8 Plan fijo El plan fijo de cada país no tiene proyectos candidatos y no está sujeto a optimización. El plan fijo definido por cada sistema para el período 2012-2014, se muestra en la Tabla 1.3.

Año Total Hidro Geo Vapor Diésel Carbón Cogener Eólica

1990 14,175.2 12,165.9 747.6 1,013.8 247.9 0.0 0.0 0.0

1995 19,454.4 11,468.5 1,159.0 1,870.4 4,829.2 0.0 127.4 0.0

2000 26,955.4 15,417.8 1,999.3 1,133.8 6,941.7 558.4 721.6 182.7

2004 32,960.2 16,062.3 2,504.1 1,732.9 10,487.6 1,030.0 888.0 255.3

2005 34,504.0 17,050.3 2,461.5 1,611.2 10,947.5 978.5 1,251.3 203.6

2006 36,380.2 17,790.5 2,635.6 1,967.5 11,347.0 1,010.5 1,355.6 273.5

2007 38,229.0 17,749.8 2,975.5 2,236.5 12,386.9 1,037.5 1,601.7 241.1

2008 39,145.1 19,828.2 3,113.3 1,945.8 11,427.9 1,054.4 1,577.3 198.2

2009 39,544.7 18,660.4 3,149.5 1,924.5 12,802.5 722.8 1,848.9 436.0

2010 40,668.2 20,974.4 3,131.1 1,581.9 11,603.7 1,082.1 1,775.9 519.0

0

5

10

15

20

25

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

DSL BKR CB GNL


Tabla 1.3 Plan de Expansión Fijo (2012-2014)

Fuente: Base de datos del GTPIR (2012-2027

1.9 Proyectos térmicos Se han definido proyectos térmicos de diferentes tecnologías y tamaños. En todos los países se ha supuesto que habrá disponibilidad, en el horizonte de estudio, de diesel, búnker, carbón y gas natural licuado (GNL). Las tecnologías consideradas son turbinas de gas o combustión, movidas por diesel, motores de media velocidad con búnker, ciclos combinados alimentados con diesel o con GNL y turbinas de vapor con calderas de carbón. Los proyectos térmicos son genéricos y sus características no dependen del sistema o país donde se propongan. Sus costos de inversión, eficiencia y de combustible son iguales en toda la región. Las Plantas de GNL se están modelando de la siguiente manera:

Se definieron dos regiones: Norte (GU-ES-HO) y Sur (NI-CR-PA)

Se definieron dos periodos: 2020-2024 y 2025-2027

Se definió como candidatos para cada país en cada periodo: una

regasificadora y dos ciclos combinados de 500MW c/u

Se permite GNL sólo en un país de cada región en cada periodo

Se permite GNL en cualquier país sólo en uno de los periodos.

El primer CCGNL sólo puede entrar si ya entró la Regasificadora

El segundo CCGNL sólo puede entrar dos años después del primero

1.10 Proyectos renovables

Por mucho, la principal fuente energética renovable de la región es la hidroelectricidad. El listado de proyectos hidroeléctricos candidatos comprende 100 proyectos con una capacidad total de 8,175.0 MW. Los costos unitarios de instalación varían entre 6,117.0 $/kW y 1,212.0 $/kW. El presente estudio se enfoca en el modelamiento de los proyectos hidroeléctricos, principal fuente renovable de la región. Fuentes renovables, como la geotermia, la fuerza eólica, la solar y la generación con bagazo, son apenas incluidas con las plantas existentes y los

Gualaca (H) 25 Ing_Cutre (I) 3 El Fraile (H) 6 Ing_Palma (I) 5 La Huaca (H) 5

Palo Viejo (H) 80 EolProy12 (EO) 100 PTIZATE3 (GT) 36 Ing_CATSA (I) 8 Baitun (H) 89LiHd2012 (H) 1 EolBPower (EO) 40 Cubujuqui (H) 22 Cochea (H) 13

Tacares (H) 7 Perlas N (H) 10 Eol_VCent (EO) 15 Perlas S (H) 10 Mendre2 (H) 8 Pando (H) 32 Mon Lirio (H) 52 RemigioRo (H) 9 Bonyic (H) 31

LicBi2013 (I) 2 LARREYNAGA (H) 17 TORO 3 (H) 51 El Alto (H) 68GNL_13 (G) 99 PANTASMA (H) 12 Balsa Inf (H) 38 BajoTotuma (H) 5

LiHd2013 (H) 14 EOLO (EO) 37 Anonos (H) 4 Sindigo (H) 10 San Andres (H) 9 Caldera (H) 4 Tizingal (H) 5 Bajofrio (H) 56 RP490 (H) 10 EolProy 1 (EO) 150 Ojo de Agua (H) 6 Planetas2 (H) 4 Potrerillo (H) 4 Slorenzo (H) 8

Cristobal (H) 19 LicCog 14 (I) 15 Berlin V (GT) 30 CC Moin (T) 210 Las Cruces (H) 9LiHd2014 (H) 98 CHAPARRAL (H) 66 Eol-Ariva (EO) 40 BOT Chuca (H) 50 Estrechos (H) 10

15-sep (S) 14 Cachi_Amp (H) 158 San Bartolo (H) 15 Laguna (H) 9 Burica (H) 50 SMaria82 (H) 26 Cañazas (H) 6

Nicaragua Costa Rica Panama

Año Proyecto T MW Proyecto T

Guatemala Honduras El Salvador

MW

2012

2013

2014

MW Proyecto T MW Proyecto TMW Proyecto T MW Proyecto T


proyectos de corto plazo que cuentan con estudios avanzados. Otras fuentes no convencionales, como la cogeneración y la biomasa distinta al bagazo no se incluyen en este análisis. Esta exclusión obedece a la falta de proyectos candidatos representativos de estas tecnologías. No obstante, es de esperar que cada país y la región busquen en el futuro formas de incentivar la explotación de estas llamadas nuevas fuentes, para diversificar la oferta energética y reducir la dependencia de los combustibles fósiles.

1.11 Interconexiones

La capacidad de los intercambios que permitirá SIEPAC fue expresada en forma simplificada como un valor constante para cada dirección de flujo en cada enlace. Fuera de la región se consideraron los enlaces México-Guatemala y Panamá-Colombia. Las capacidades actuales y previstas de interconexión, así como las fechas de entrada en funcionamiento, se indican en la Tabla 1.4.

Tabla 1.4 Niveles de Interconexión.

Fuente: Base de Datos del GTPIR

1.12 Escenarios estudiados

Siempre es posible imaginar un número ilimitado de factores y de escenarios de evolución para cada uno de ellos. De igual manera, la combinación libre de escenarios produce cantidades infinitas de alternativas. Por tal motivo, es indispensable limitar el análisis a los aspectos que se consideran más relevantes o que tengan interés especial. En el presente estudio de planificación se escogieron seis factores: 1. Existencia de condiciones favorables para el desarrollo de plantas hidroeléctricas u otras renovables (incluyendo un caso extremo de

intensificación de plantas térmicas, sin participación de plantas hidroeléctricas) 2. Evolución del precio de los combustibles fósiles 3. Evolución del crecimiento de la demanda 4. Conexión de Panamá con Colombia 5. Entrada de la línea SIEPAC

6. Representación detallada del sistema colombiano 1.13 Casos de estudio

Los factores y los escenarios escogidos fueron combinados para establecer doce casos de estudio, que esquemáticamente se presentan en la Tabla 1.5

PROYECTO AÑO PA <-->CR CR<-->NI NI<-->HO HO<-->ES HO<-->GU ES<-->GU CO<-->PA GU<-->ME

2012 100/100 100/100 100/100 100/100 100/100 100/100

2013 150/150 150/150 150/150 150/150 150/150 150/150

2014 300/300 300/300 300/300 300/300 300/300 300/300

CO-PA 1 2015 300/300

SIEPAC 2 2020 450/450 600/500 600/564 600/560 600/600 600/600

CO-PA 2 2020 600/600

INTERCONEXIONES USADAS EN EL GTPIR

CAPACIDAD TOTAL X AÑO (MW)

SIEPAC 1


Tabla 1.5 Escenarios Analizados

Fuentes: GTPIR, Escenarios planteados.

REF Medio Con Medio Media Sin Con Con

S/INT Medio Sin Medio Media Sin Sin Sin

INT1 Medio Sin Medio Media Sin Con Con/Sin

INT2 Medio Con Medio Media Sin Con Sin

INT3 Medio Con Medio Media Sin Con Con/Sin

INT4 Medio Con Medio Media Sin Con Sin/Con

HID Sin Restricción Con Medio Media Sin Con Con

REN Medio Con Medio Media Con Con Con

COMB Medio Con Alto Media Sin Con Con

COMB+HID Sin Restricción Con Alto Media Sin Con Con

DEM Medio Con Medio Alta Sin Con Con

COL Medio Colombia Detallado Medio Media Sin Con Con

CASOSINTERCONEXIÓN

CON COLOMBIA

RESTRICCIÓN AL

DESARROLLO

HIDROELÉCTRICO

PRECIOS DE LOS

COMBUSTIBLES

CRECIMIENTO

DE LA

DEMANDA

PROYECTOS

GENÉRICOS

RENOVABLES

SIEPACSIEPAC2 Y

CO-PA2


2 ANTECEDENTES Y ACTIVIDADES DESARROLLADAS Las actividades del Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GPTIR) se iniciaron en marzo del 1999 cuando se celebró en San José, Costa Rica, la reunión del Subcomité de Planificación del Consejo de Electrificación de América Central (CEAC). Inicialmente el grupo se creó para instrumentalizar las actividades de planificación indicativa del Programa de Asistencia Regional en la Planificación Eléctrica (PARPE), que era uno de los componentes del Proyecto Regional de Energía Eléctrica del Istmo Centroamericano (PREEICA). El programa PREEICA fue financiado con fondos de la Agencia Canadiense de Desarrollo Internacional (ACDI), y en él se incluyó un componente para apoyar a los países del Istmo Centroamericano, por intermedio del CEAC, en la planificación indicativa regional de la expansión de los sistemas eléctricos. Como producto importante de este sub-programa, en enero del 2000 se publicó el primer informe de planificación indicativa regional, realizado por los consultores del PREEICA. A partir de entonces se han seguido celebrando reuniones de trabajo periódicas, que incluyeron la II, III, IV y V Reunión, todo lo cual culminó con la publicación del segundo “Plan Indicativo Regional de la Generación - Año 2000”, en mayo del 2001, a cargo del GTPIR, con la asesoría de los consultores de PREEICA. Posteriormente se realizó en junio del 2001 la VI Reunión, en San Salvador, en la cual se inició una nueva actualización de la base de datos regional y una nueva definición de escenarios a analizar. En octubre del 2001 se realizó en Tegucigalpa, Honduras, la VII Reunión del GPTIR, en la cual se presentaron

resultados preliminares de los escenarios analizados, y se afinaron algunos detalles sobre los criterios de planificación utilizados. En julio del 2002 se efectuó en El Salvador la VIII Reunión de Trabajo, esta vez en conjunto con el Grupo de Trabajo de Planeamiento Operativo (GTPO) del CEAC. Con esta actividad se inicia la armonización de criterios y de bases de datos entre los dos grupos de trabajo. Asimismo, se hizo una presentación de los resultados de los escenarios de planificación definidos en el GTPIR. En agosto del 2002 se participó en San José, Costa Rica, en un Seminario Taller en conjunto con el GTPO, en el cual el Ing. Rafael Kelman, de PSR Inc., dictó una actualización de varios aspectos del modelo de despacho hidro-térmico SDDP. En noviembre del 2002 se publica el tercer informe, que cubre el período 2002-2016. Con la IX Reunión de Trabajo, San José, Costa Rica, julio 2003, se inicia la revisión del cuarto informe. En agosto de 2004 se llevó a cabo la X Reunión del GTPIR en la ciudad de Managua, Nicaragua, en donde se presentaron resultados preliminares de los planes regionales y en febrero de 2005, se efectuó la XI reunión, también en Managua, Nicaragua, redefiniéndose los casos del estudio y revisándose las bases de datos. De este trabajo se obtuvo el cuarto informe del GTPIR, publicado en abril del 2005. Durante el año 2006, se realizaron varias reuniones de trabajo: la XII Reunión en Guatemala en enero, la XII Reunión en Costa Rica en junio y la XIV Reunión en El Salvador en octubre. En estas


sesiones se revisaron los criterios y se presentaron los avances parciales del estudio. En marzo del 2007 se realizó la XV Reunión de Trabajo en Ciudad Guatemala, donde se revisaron los detalles finales de los estudios realizados. Producto de estas reuniones y trabajo fue el quinto informe. En noviembre del año 2007 se efectuó en Tegucigalpa, Honduras, la XVI Reunión de Trabajo del GTPIR. En esa oportunidad se acordó solicitar al CEAC la compra del modelo OPTGEN. La XVII Reunión se realizó en setiembre del 2008, en Tegucigalpa, Honduras. Esta reunión incluyó un taller de capacitación sobre el modelo OPTGEN, impartido por sus desarrolladores PSR de Brasil. A partir de ese momento el GTPIR inicia la utilización del OPTGEN en sustitución del SUPER-OLADE. En marzo del 2009 se realizó la XVIII Reunión de trabajo en Ciudad Panamá, donde se continuó con la capacitación del modelo OPTGEN y se revisaron los resultados preliminares de los casos analizados por cada uno de los países y como producto de estas reuniones y capacitación se elaboró el sexto informe. En octubre del 2009 se realizó XIX Reunión del Grupo GTPIR en San José, Costa Rica, y más recientemente, en el mes de abril del 2010, se realizó en Nicaragua la XX Reunión del GTPIR. Allí se definieron las premisas para la elaboración de los escenarios y los criterios de planificación a aplicar para la realización del estudio para el período 2011-2025. La XXI Reunión se celebro en Honduras entre el 22 y 23 de noviembre, donde se discutió el contenido del séptimo informe del GTPIR.

XXII Reunión GTPIR realizada en San José de Costa Rica, entre el 21 y 22 de marzo del 2011. En la misma se presentaron los Planes de Corto Plazo de cada país. Se fijó el plan de trabajo para el estudio del 2011, se definen y asignan los escenarios del próximo informe. Además, se realizan las siguientes exposiciones:

El Salvador: Actualidad del Proyecto Fonseca. Avances del Tendido Eléctrico del Proyecto SIEPAC y los Subsidios al Gas propano en El Salvador.

Honduras: Parque Eólico Cerro de Hula.

Nicaragua: Compromisos de Proyectos Regionales de Centroamérica, Panamá y Rep. Dominicana presentada a los Ministerios de Hacienda de cada país.

Panamá: Próximas Licitaciones de Potencia y Energía

Del 23 al 25 todo el grupo del GTPIR participo en el I Congreso Regional de Energía Limpias CREL. XXIII Reunión celebrada en san José, Costa Rica del 19 al 22 de Julio Se designaron al Ing. Ernesto Rosales representante de Panamá y al Ing. Raúl Díaz representante de El Salvador como Coordinador y Subcoordinador respectivamente. Se contó con la participación de Maricela Muñoz, como expositor visitante del Proyecto sobre Integración Eléctrica en Centroamérica del Departamento del Estado & Instituto de las Américas. XXIV Reunión Ciudad Panamá, Panamá, del 14 al 16 de noviembre del 2011 En dicha reunión Costa Rica, realizó dos presentaciones: una respecto a cómo se están modelando las plantas de gas y la


forma en que se están modelando los intercambios en de SIEPAC, la otra sobre las diferencias que se dan al modelar con caudales históricos y con caudales sintéticos. Como es lo tradicional en cada reunión, los miembros de GTPIR, exponen los resultados de los casos asignados, el plan de corto plazo de su país y los acontecimientos más recientes en el sector eléctrico de cada país. Además el Ing. Silvio Binato, de PSR, realizó una presentación sobre el impacto que tiene el modelo de representación de caudales en los resultados que genera el OPTGEN. XXV Reunión realizada en Salvador del 8 al 11 de mayo 2011 Se trataron los siguientes temas y se contó con la participación de representantes de organismos que nos expusieron estudios de interés para el grupo:

Presentación de Base de Datos de cada país

Se conto con la participación del ingeniero Fernando Montoya dando algunas sugerencias al grupo de trabajo

La ingeniera Carmen Torres de SIGET, del Ente Regulador Nacional de El Salvador expuso el estudio “Vulnerabilidad de los Sistemas de Generación Hidroeléctrica en Centroamérica ante el cambio Climático y sus medidas de adaptación"

Se realizó una presentación del estudio, sobre “Vulnerabilidad de los Sistemas de Generación Hidroeléctrica en Centroamérica ante el cambio Climático y sus medidas de adaptación”. La exposición la realizó la ingeniera Carmen Torres de SIGET, regulador nacional de El Salvador.

El ingeniero Fernando Ramírez del Instituto Costarricense de Electricidad, realizó una presentación de la ejecución del SDDP y del OPTGEN en PSR-CLOUD.

Se presentó el Estudio “Diseminación de Geotermia en América Central” por parte del doctor Fernando Lecaros del Banco Mundial

El Ingeniero Rosales, de ETESA, y coordinador del Grupo GTPIR, realizó una presentación con respecto al Informe de GTPIR 2012, resaltando los cambios, actualizaciones y nueva información a incluir en dicho informe. Los participantes de la reunión realizaron sugerencias y comentarios de lo expuesto por el ingeniero Rosales.


Esta página fue deja en blanco apropósito


3 ENTORNO CENTROAMERICANO En las secciones siguientes se presentan datos y estadísticas que describen el entorno centroamericano. 3.1 Situación Económica y Social de Centro América

La región centroamericana, cubre un área de 509 mil km2, al año 2011 la

población fue de 42.9 millones de habitantes. En la Tabla 3.1 se presentan algunos datos demográficos de la región centroamericana.

Tabla 3.1 Datos Demográficos de Centroamérica


El consumo de energía eléctrica per cápita en la región centroamericana muestra grandes diferencia entre los países. El máximo consumo unitario es unas cuatro veces más alto que el consumo per cápita mínimo. Algo similar ocurre con el producto interno bruto, donde la relación es de unas cinco veces. Ver Gráfico 3.1 Gráfico 3.1 Producto Interno Bruto por Habitante

Fuente: CEPAL, Elaboración propia con base en fuentes oficiales (Dólares del 2005)

En la última década la mayoría de los países han hecho avances importante en la electrificación rural, esto ha permitido

mejorar sensiblemente los índices de cobertura eléctrica, como se muestra en la Gráfico 3.2. A pesar de esto, al año 2010 no tenían acceso al servicio eléctrico más de seis millones de centroamericanos. Gráfico 3.2 Cobertura Eléctrica por País


3.2 Comparación de la Evolución de Precios de la Electricidad

La ventaja comparativa de los precios de la energía eléctrica en Costa Rica, con respecto al resto de la región, se ha incrementado a lo largo de los últimos 20

Población%

Electrificación Area

Poblacion sin

Electricidad

Generación

Anual

Densidad de

Poblacion

Generación

Per Capita

Mill % Miles Km2 Mill GWh Hab/Km2 kWh-año

GU 14.7 85.3 109.0 2.2 8146.6 134.7 554.7

HO 7.8 81.3 112.0 1.5 7126.5 69.4 917.3

ES 6.3 91.2 21.0 0.6 5812.7 297.7 929.7

NI 5.9 74.6 139.0 1.5 3567.3 42.4 605.3

CR 4.7 99.2 51.0 0.0 9759.6 92.8 2061.7

PA 3.5 90.1 77.0 0.3 7702.5 45.8 2183.2

TOTAL 42.9 85.9 509 6.0 42115.2 84.2 990.9

País

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

GU HO ES NI CR PA

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

GU HO ES NI CR PA


años. Durante los procesos de apertura de los mercados eléctricos en Centro América, el valor real (ajustado por inflación) del precio medio anual de la energía para clientes regulados aumentó desde 1990, con la única excepción de Panamá, cuyas tarifas triplicaban la de sus vecinos y paulatinamente fueron bajando. En ese mismo período las tarifas en Costa Rica se mantuvieron prácticamente constantes. En la Gráfico 3.3,Gráfico 3.4 y Gráfico 3.5 se grafican los precios promedios sectoriales de la energía publicados por la CEPAL, para el período 2000 – 2010, expresados en dólares corrientes. Gráfico 3.3 Precios de Electricidad Residencial ($(KWh)


Gráfico 3.4 Precios de Electricidad Comercial ($(KWh)


Gráfico 3.5 Precios de Electricidad Industrial ($(KWh)


En la Tabla 3.2 se presenta las tarifas vigentes a junio del 2011, según datos de CEPAL. Los valores calculados no incluyen impuestos y tasas. En el sector residencial se han agregado los subsidios. En los consumos que se especifica la potencia se utilizó un factor de carga del 50%. Para Honduras se consideran ajustes por variación del precio de combustibles a febrero del 2011. Tabla 3.2 Tarifas Vigentes a Junio 2011


3.3 Interconexiones Regionales El sistema de transmisión de Centro América está conformado por los sistemas nacionales y las interconexiones de país a país. El voltaje de las interconexiones actuales es de 230 kV, aunque al interno de cada sistema se utiliza también 138 kV, 115 kV y otros voltajes menores. La línea SIEPAC permitirá intercambios de potencia significativa y con mayor confiabilidad. En su primera etapa, se

0.000

0.050

0.100

0.150

0.200

0.250

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

GU HO ES NI CR PA

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0.150

0.200

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0.300

2000

2001

2002

2003

2004

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2006

2007

2008

2009

2010

GU HO ES NI CR PA

0.000

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0.040

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2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

GU HO ES NI CR PA

CR ES GU HO NI PA

ICE CAESS EEGSA ENEE DN y DS ENSA

50kWh 12,62 20,88 21,38 7,90 13,24 18,10

99kWh 12,62 17,17 20,30 7,64 16,06 17,97

200kWh 12,62 20,83 19,75 11,62 20,14 17,90

751kWh 22,19 21,57 21,49 16,69 27,08 18,71

1000kWh 19,96 20,18 21,46 21,60 23,22 19,14

15000kWh, 41kW 17,09 17,12 25,98 22,00 23,86 18,96

50000kWh, 137kW 17,11 16,72 19,50 22,03 23,88 15,24

15000kWh, 41kW 17,09 17,12 24,46 22,04 21,86 18,96

50000kWh, 137kW 17,11 17,61 18,57 22,03 21,87 15,24

100000kWh, 274kW 17,11 17,60 18,48 15,66 21,92 15,24

930000kWh, 2500KW 14,26 17,57 18,36 15,25 19,56 13,68

1488000kWh, 4000KW 14,26 17,57 18,35 15,25 19,56 13,68

Tipo de cambio 2011 530,98 8,79 8,06 19,03 21,36 1,00

Industrial

Comercial

Residencial

Pais/Empresa


construirá un solo circuito sobre torres previstas para doble circuito. Con algunos refuerzos en los sistemas nacionales, se prevé que la capacidad de los intercambios será de 300 MW. Con una longitud total de 1 788 km, entrará en servicio en el 2014, excepto el tramo en Costa Rica, Parrita-Palmar Norte, que se atrasó por problemas de adquisición de servidumbres. Un diagrama de la línea SIEPAC se muestra en Figura 3.1 y Los datos más recientes sobre las capacidades actuales y futuras previstas de interconexión, así como las fechas de entrada de los enlaces se presentan en la Tabla 3.3 3.3.1 Proyecto SIEPAC Los países del istmo centroamericano decidieron interconectar sus sistemas eléctricos con la intención de aprovechar mejor los recursos energéticos y su infraestructura. Con este propósito, desde 1985 se crearon organismos regionales, como el Consejo de Electrificación de América Central (CEAC), para promover la cooperación, la construcción de infraestructura, los intercambios de energía y la planificación conjunta. Las primeras interconexiones entre sistemas datan de 1976 con el enlace Honduras-Nicaragua, Nicaragua-Costa Rica en 1982, Costa Rica-Panamá y Guatemala-El Salvador en 1986. Más recientemente, en el 2002 se unieron El Salvador y Honduras. Costa Rica y Panamá además culminaron la construcción del proyecto denominado El Anillo de la Amistad, línea en circuito sencillo que une ambos países por la costa del Caribe, y formará un anillo con el sistema existente. Con la adopción del Tratado Marco del Mercado Eléctrico Centroamericano, suscrito por los seis países de América Central en diciembre de 1996, la integración se refuerza. El proyecto del Sistema de Interconexión Eléctrica de los

Países de América Central (SIEPAC) está construyendo una nueva línea de transmisión, cuyos propietarios son las empresas eléctricas estatales de la región, más otros socios extra regionales (Endesa de España, ISA de Colombia y CFE de México). Dada la poca capacidad de las interconexiones entre los países vecinos y la ausencia de un mercado organizado, en el pasado no existía en la región las condiciones necesarias para depender de intercambios de energía entre países. Sin embargo, los esfuerzos por crear un mercado eléctrico centroamericano han avanzado significativamente y con la construcción de la línea SIEPAC, prevista para el 2014. En la primera etapa del proyecto, se esperan intercambios de hasta 300 megavatios. Además, desde el año 2010 está en operación el enlace entre Tapachula (México) y Los Brillantes (Guatemala). Esta línea de 103 km, está prevista para un doble circuito, funciona a 400 kV, y en su primera etapa de un solo circuito tiene capacidad para transportar 200 MW en la dirección norte-sur y 70 MW sur-norte, aunque actualmente está limitada a 120 MW hasta completar algunos refuerzos en el sistema regional.


Figura 3.1 Diagrama de la Línea SIEPAC

Tabla 3.3 Cronograma de las Interconexiones SIEPAC

Fuente: Proyecto SIEPAC

3.4 Mercados Eléctricos en Centro América

La región centroamericana ha experimentado reformas importantes en sus sectores eléctricos. Desde finales de la década de los ochenta la reestructuración eléctrica sustituyó el control centralizado de las empresas estatales verticalmente integradas por mercados liberalizados, particularmente

en la actividad de generación. En Guatemala, El Salvador, Nicaragua y Panamá se hicieron profundos cambios en relativamente poco tiempo, en los segmentos de generación, transmisión y distribución, mientras que en Honduras y Costa Rica, la apertura se dio en forma limitada y sólo en el segmento de generación. En los cuatro países que reestructuraron su sector, funciona un mercado de generación. En Honduras, se creó un modelo de comprador único y en Costa

Rica se abrió la participación privada para el desarrollo de fuentes renovables en plantas de capacidad limitada. El Tratado Marco del Mercado Eléctrico Centroamericano está concebido para crear un séptimo mercado, que convive superpuesto a los mercados internos particulares de cada país, y que respeta las diferencias que entre ellos existen. 3.5 Actividad Comercial del Mercado Regional

Las transacciones comerciales de los intercambios de energía están regidas por el Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional (MER). La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), conformada con representantes de los organismos reguladores de cada país, actúa como regulador regional. El Ente Operador de la Red (EOR) se encarga de la operación y el despacho regional.

Lago

Nicaragua

Panamá

Aguacapa

Nejapa

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Aguacaliente

Veladero

Cajón

San BuenaventuraPanaluya

Ahuachapán

Sandino

Guate Norte

15 de Sept.

T

Río ClaroPalmar Norte

Junio 2012

31 mar 2012

15 jun 2012

Junio 2012

SE en construcción

Toncontín

Junio 2012

Junio 2012

Línea terminada

Junio 2013

Agosto 2012Enlace en Operación

SE finalizada

Marzo 2012

PAIS KMS TRAMOS

GU 282 3

ES 287 4

HO 270 4

NI 309 3

CR 489 5

PA 151 1

TOTAL 1788 20

PROYECTO AÑO PA<-->CR CR<-->NI NI<-->HO HO<-->ES HO<-->GU ES<-->GU

SIEPAC 1 2013 300/300 300/300 300/300 300/300 300/300 300/300

SIEPAC 2 2020 600/600 600/600 600/600 600/600 600/600 600/600


Los intercambios se realizan entre los agentes habilitados por cada país ante el EOR. Todas las transacciones deben ser coordinadas con el Operador de Mercado (OM) de cada país y comunicadas con anticipación al EOR, que verifica la factibilidad técnica y comercial de los intercambios. Hechos los ajustes, el EOR coordina con los OM el pre despacho del día siguiente. Los intercambios registrados en el MER se muestran en la Gráfico 3.6, donde se registra el volumen total de exportaciones. Los niveles actuales de intercambio representan menos del 0.9% de la generación total de la región.

Gráfico 3.6 Exportación de Energía en Centroamérica


3.6 Evolución de los Sistemas de Generación

En la Gráfico 3.7se muestra la demanda de potencia para el período de 1990-2010 en la región centroamericana. Gráfico 3.7 Demanda Máxima de Potencia (1990-2010)


0

500

1,000

1,500

19

90

19

95

20

00

20

04

20

05

20

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20

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20

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20

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20

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0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1990

1995

2000

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

GU HO ES NI CR PA


4 METODOLOGIA Y CRITERIOS DE PLANIFICACION 4.1 Metodología Un estudio de planificación como el presente se ejecuta siguiendo una serie de pasos:

Establecimiento de los criterios de planificación.

Preparación de la base de datos.

Establecimiento de parámetros técnico-económicos (tasas de descuento, períodos de análisis, series hidrológicas, niveles de tolerancias, etc.).

Definición de escenarios a analizar.

Obtención de planes de mínimo costo.

Estrategias de expansión.

Simulaciones detalladas para validar y ajustar los planes regionales. 4.2 Herramientas de simulación OPTGEN-SDDP versión 6.0.6. Herramienta computacional de la empresa brasileña PSR para la planificación y optimización de las inversiones en la expansión de la generación e interconexiones de sistemas de energía. SDDP, versión 10.2.3c. Este programa, también de PSR, utiliza la denominada programación dinámica dual estocástica para simular el comportamiento de un sistema interconectado, incluyendo líneas de transmisión (opción que no se utiliza en este trabajo, con excepción de lo relativo a la capacidad máxima de las interconexiones). En el presente estudio, estas herramientas se utilizan de manera complementaria. Adicionalmente, se utilizó el modelo SUPER-OLADE, versión 5.1, para la modelación de la curva de carga por sistema (MODDEM) y para el relleno de caudales hidrológicos (MODHID).

4.3 Planes de desembolso Se registro el programa de desembolsos para la etapa constructiva de los proyectos. Esta información es necesaria para calcular el costo capitalizado al primer año de operación de la planta. Esta cifra es la que se utiliza para el cálculo del costo anual. Para ahorrar dimensiones en la memoria del OPTGEN, en el modelo se ingresó un único plan de desembolso, para todos los proyectos, de un solo pago del 100% en el año de inicio de operación, y como costo de construcción se ingresa el costo total ya capitalizado en una hoja de EXCEL. Este procedimiento es idéntico a utilizar la facilidad de planes de desembolso del OPTGEN pero tiene la ventaja de ahorrar espacio y facilitar la revisión en la hoja de EXCEL. 4.4 Plantas Eólicas e Ingenios En los estudios las plantas eólicas se modelaron como GND (Generadores No Despachables) tanto en el OPTGEN como en el SDDP. Esta opción funciona como un predespacho y en el modelamiento de plantas eólicas se asignan Escenarios de Generación para cada Escalón de Demanda y para cada mes. Se supone que los eólicos no generan en el escalón 1 para tomar en cuenta la aleatoriedad del viento que no permite considerar su potencia como firme. 4.5 Criterios económicos La vida económica o útil de las plantas hidroeléctricas ha supuesto en 50 años


Se usará 34.8 $/kW-año como costo fijo de operación y mantenimiento de las plantas hidro de todos los sistemas excepto el de Costa Rica en donde los valores varían entre 9.9 $/kW-año y 87.9 $/kW-año. 4.5.1 Costo de Falla Para el modelo OPTGEN-SDDP y SDDP se usaron: Déficit menores al 2% 800 $/MWh Déficit para restante 98% 1,500 $/MWh 4.5.2 Tasa de actualización Se usó una tasa de descuento de 12% en moneda constante. 4.5.3 Moneda de referencia Todos los presupuestos de los proyectos y los costos usados en el estudio se expresaron en dólares de Estados Unidos de América, en moneda constante a precios de diciembre del 2009. Cuando los presupuestos disponibles están expresados en otra moneda, se convertirán a dólares y se actualizarán a moneda de diciembre 2009 usando los índices del Bureau of Reclamation (BUREC). 4.5.4 Costo de los planes Para cada caso estudiado se escogió el plan que resultó con el mínimo costo, y que además satisface los criterios de confiabilidad. El costo de los planes simulados se calculó con el siguiente procedimiento:

El plan, originalmente obtenido del OPTGEN-SDDP se verifica con un mayor número de series con el modelo SDDP.

El costo de operación de la simulación se toma de las salidas del SDDP.

El costo de inversión se toma de las salidas del OPTGEN, en el que se fija el plan final simulado con el SDDP. Las cifras de costo total sólo comprenderán datos del 2012 al 2027, actualizados a valor presente a inicio del 2012. 4.6 Criterios de Planificación 4.6.1 Confiabilidad Se utilizan los siguientes criterios de confiabilidad del sistema eléctrico:

No se permiten déficits de energía que superen el 2% de la demanda de cualquier mes, en más del 5% de las series hidrológicas simuladas.

No se permiten déficits de cualquier tamaño en todas las series en un mismo mes. Los planes de expansión que presentan violaciones a los criterios de confiabilidad se modifican para que los cumplan, tratando de mantener el menor costo. 4.6.2 Período de estudio La definición y optimización de planes con el OPTGEN y el SDDP cubrió el período 2012-2027, con un año de extensión. El período 2012-2014 es fijo y no está sujeto a optimización. 4.6.3 Plan y Plantas Fijas En el presente estudio se ha definido como “Planta Fija” aquella central futura que por estar en construcción se sabe que efectivamente entrará en operación, además de los contratos firmados. Todas las demás plantas futuras se consideran “Plantas Candidatas”. Por definición, las Plantas Fijas tienen una fecha de entrada fija y conocida. Por el contrario, la fecha de entrada de las Plantas Candidatas es la incógnita buscada por el proceso de optimización y está acotada por la fecha más temprana


de implementación, y en caso de ser necesario, por los túneles de optimización del modelo OPTGEN. Por “Plan Fijo” se entiende el período del corto plazo del plan de expansión de cada país que está totalmente definido, y que por lo tanto, no está sujeto a optimización. En el Plan Fijo únicamente pueden aparecer Plantas Fijas, y no existe la posibilidad de la aparición de Plantas Candidatas, ya sea porque no hay tiempo para su maduración o porque no existe posibilidad real de que sean construidas y terminadas dentro de este período. El período del Plan Fijo es 2012-2014. Las Plantas Fijas pueden tener fechas de entrada que exceden el período del Plan Fijo mientras que las plantas candidatas no están sujetas a ninguna obligación de entrar en los planes, su inclusión depende sólo del proceso de optimización económica. 4.7 Plantas Genéricas Para tomar en cuenta el potencial de pequeños proyectos de generación hidroeléctrica, eólica y geotérmica que por su tamaño no forman parte de los catastros de proyectos candidatos del GTPIR, se hizo una sensibilidad usando plantas genéricas. El propósito de esta sensibilidad es evaluar si este recurso resulta atractivo suponiendo un costo de instalación. Las hidroeléctricas genéricas se modelaron como plantas a filo de agua, agrupadas en capacidades de 100 MW con caudales afluentes iguales a alguna de las estaciones de cada país. Las eólicas genéricas son de 100 MW y dentro del SDDP se representan como GND (Generación No Despachable) o también conocido como Fuente Renovable. De igual manera y para el mismo propósito se modelaron plantas

geotérmicas genéricas, con una capacidad por proyecto de 100 MW. En el caso de Guatemala no se incluyen eólicas genéricas y en Panamá no se incluyen geotérmicas genéricas. La optimización y la simulación se hicieron con un costo de inversión de 2,258 $/kW para las eólicas, de 2,904 $/kW para las hidroeléctricas y de 4,217 $/kW para las geotérmicas. 4.8 Hidrología Se estableció una base histórica con un periodo común de 38 años (1965-2002) para los seis países de América Central; para el relleno de caudales se utilizó el Módulo Hidrológico del Modelo SUPER. 4.9 Bloques de demanda Para el OPTGEN-SDDP se usaron cinco bloques, definidos con una duración de 8.25%, 26.52%, 18.82%, 20.66% y 25.75%. Las duraciones de los bloques de demanda se calcularon con un modelo desarrollado por el Ing. Fernando Montoya y con base en las Curvas de Carga del año 2010 de cada Sistema Centroamericano. 4.10 Interconexiones y capacidad de transferencia 4.10.1 SIEPAC Se toman en cuenta el proyecto de interconexión SIEPAC cuya entrada en operación de la primera etapa está establecida para el año 2014 y la segunda etapa en el año 2020. 4.10.2 Sistema de México y Colombia Se ha supuesto un costo marginal constante de 122.91 $/MWh para la energía en México. Para la interconexión con Colombia cuya fecha de entrada en


operación es el año 2015 se utiliza un costo variable por mes y año para el período 2012-2027, tal y como se muestra seguidamente. Este costo es resultado de una de las corridas conjuntas entre los miembros del Grupo GTPIR-Panamá y técnicos colombianos para modelar dicha interconexión.

Estas interconexiones extra-regionales se modelaron en forma simplificada como un sistema adicional, conectado a Guatemala y a Panamá, con una demanda y una planta térmica ficticia, cuyas potencias son superiores a la capacidad de la interconexión.

Tabla 4.1 Costos Marginales de Colombia

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

2012 2.41 1.71 5.2 5.69 2.09 2.32 2.74 2.12 2.44 0 3.97 0

2013 6 8.62 10.4 17.08 10.48 4.54 3.79 5.22 4.86 5.36 4.13 4.67

2014 5.07 5.23 12.48 8.86 4.92 4.7 5.13 8.07 7.35 0 8.6 8.48

2015 7.95 9.22 10.08 11.3 5.35 3.48 2.8 0 5.14 5.61 0 10.67

2016 11.25 17.07 24.87 23.52 11.62 13.31 14.77 15.9 14.44 0 17.68 22.18

2017 21.98 25.41 30.23 32.15 26.97 24.14 24.04 24.42 24.43 25.83 27.95 32.46

2018 33.72 43.81 49.23 44.16 23.38 14.34 17.14 16.87 15.54 16.65 19.95 22.09

2019 23.36 25.74 33.64 25.97 19.19 19.87 19.75 0 18.88 19.92 22.86 25.29

2020 26.6 29.77 30.22 34.31 21.65 20.4 22.17 23.81 21.96 22.79 25.93 27.72

2021 33.12 32.19 33.76 35.72 25.34 24.44 26.32 16.82 25.4 32.47 32.21 40.89

2022 36.63 34.36 35.12 37.9 27.46 26.91 29.05 18.63 27.9 39.15 37.45 46.09

2023 40.14 36.54 36.48 40.08 29.58 29.37 31.79 20.43 30.39 45.84 42.7 51.28

2024 43.65 38.71 37.83 42.25 31.69 31.83 34.53 22.23 32.89 52.52 47.94 56.48

2025 47.15 40.89 39.19 44.43 33.81 34.29 37.26 24.03 35.39 59.2 53.19 61.68

2026 50.66 43.06 40.55 46.61 35.93 36.75 40 25.83 37.88 65.89 58.43 66.87

2027 54.17 45.23 41.91 48.79 38.04 39.22 42.74 27.63 40.38 72.57 63.67 72.07


5 BASE DE DATOS En esta sección se presenta la información y datos actualizados que fueron utilizados para la creación de la base de datos para un periodo de estudio del 2012-2027, información que es proporcionada por los participantes de los países miembros del GTPIR, además se describen los parámetros utilizados para modelar las diferentes tipos de plantas.

5.1 Sistema existente La capacidad instalada en Centro América en el año 2011, de acuerdo con las estadísticas manejadas por los miembros del GTPIR, es la que se muestra en la Tabla 5.1, esta información esta actualizada a diciembre del 2011.

Tabla 5.1 Capacidad Instalada en MW

5.2 Proyecciones Anuales de Demanda Para obtener las proyecciones de demanda se utilizaron métodos econométricos y estadísticos de pronóstico. Usualmente las proyecciones se calculan para tres escenarios denominados bajo, medio y alto, aunque en el presente estudio sólo se ha utilizado el escenario medio y alto.

La Tabla 5.2 muestra las estimaciones de demanda agregada de Centroamérica para el período 2012–2027. La Tabla 5.3 y Tabla 5.4 muestran los valores de cada país en el escenario medio. La tasa prevista de crecimiento del conjunto de la energía en Centroamérica es de 4.7% para el escenario medio y de 5.5% para el de alto crecimiento.

Tabla 5.2 Proyección de demanda de Energía y Potencia para Centroamérica

Pais Total Hidro Geo Eolico Termico Otras % Total

Guatemala 2223.6 835.3 38.0 0.0 1058.9 291.4 20%

Honduras 1706.1 528.1 0.0 102.0 918.0 158.1 15%

El Salvador 1461.1 472.0 204.4 0.0 681.2 103.5 13%

Nicaragua 1152.8 104.8 122.4 63.0 733.9 128.7 10%

Costa Rica 2650.4 1643.9 217.5 132.8 612.6 43.7 24%

Panama 1990.6 1230.5 0.0 0.0 760.1 0.0 18%

Total 11184.7 4814.6 582.3 297.8 4764.7 725.3

% 43% 5% 3% 43% 6%

Energia Potencia Energia Potencia

2012 44904 7401 46261 7611

2013 47001 7742 4.7% 4.6% 48883 8036 5.7% 5.6%

2014 49223 8103 4.7% 4.7% 51738 8498 5.8% 5.8%

2015 51648 8491 4.9% 4.8% 54757 8983 5.8% 5.7%

2016 54167 8895 4.9% 4.8% 58004 9504 5.9% 5.8%

2017 56835 9322 4.9% 4.8% 61452 10059 5.9% 5.8%

2018 59675 9777 5.0% 4.9% 65153 10651 6.0% 5.9%

2019 62667 10257 5.0% 4.9% 68989 11266 5.9% 5.8%

2020 65825 10768 5.0% 5.0% 73003 11914 5.8% 5.8%

2021 68947 11272 4.7% 4.7% 76798 12527 5.2% 5.1%

2022 72135 11787 4.6% 4.6% 80685 13155 5.1% 5.0%

2023 75501 12332 4.7% 4.6% 84772 13816 5.1% 5.0%

2024 79079 12911 4.7% 4.7% 89101 14515 5.1% 5.1%

2025 82790 13511 4.7% 4.6% 93617 15246 5.1% 5.0%

2026 86573 14121 4.6% 4.5% 98360 16012 5.1% 5.0%

2027 90624 14776 4.7% 4.6% 103352 16819 5.1% 5.0%

Escenario Alto

GWh MW Crecimiento AnualCrecimiento AnualGWh MW

Escenario Medio

Años


Tabla 5.3 Proyección de Demanda de Energía por país Escenario Medio (GWh)

Tabla 5.4 Proyección de Demanda de Potencia por país Escenario Medio (MW)

5.3 Curva de Carga Diaria Otro aspecto importante con relación a la demanda es su comportamiento horario, determinado por la curva de carga diaria, a partir de la cual se construyen los escalones o bloques de demanda usados por los modelos OPTGEN y SDDP. Las curvas de demanda se construyeron a partir de las series horarias históricas de los países, correspondientes al año 2010, tomando en cuenta la diferencia de horario de Panamá con respecto a Centroamérica.

Los bloques de demanda son calculados por el Modulo de Demanda (MODDEM) del SUPER a partir de los datos horarios de potencia del año 2010. Para caracterizar la demanda, el MODDEM utiliza los siguientes cuatro coeficientes de:

tendencia anual

variación estacional

ponderación diaria

relación con potencia media diaria Solamente para propósitos ilustrativos, en el Gráfico 5.1 y Gráfico 5.2 se muestran la curva promedio diaria de los

2012 8623 6216 8012 3496 10441 8116

2013 8925 3.5% 6434 3.5% 8393 4.8% 3659 4.6% 10960 5.0% 8631 6.3%

2014 9243 3.6% 6659 3.5% 8791 4.7% 3839 4.9% 11507 5.0% 9185 6.4%

2015 9581 3.7% 6979 4.8% 9212 4.8% 4037 5.2% 12085 5.0% 9754 6.2%

2016 9947 3.8% 7347 5.3% 9661 4.9% 4173 3.4% 12699 5.1% 10340 6.0%

2017 10326 3.8% 7765 5.7% 10125 4.8% 4311 3.3% 13353 5.1% 10954 5.9%

2018 10721 3.8% 8238 6.1% 10597 4.7% 4454 3.3% 14047 5.2% 11618 6.1%

2019 11130 3.8% 8764 6.4% 11124 5.0% 4603 3.3% 14784 5.2% 12262 5.5%

2020 11555 3.8% 9259 5.7% 11668 4.9% 4758 3.4% 15566 5.3% 13018 6.2%

2021 11996 3.8% 9783 5.7% 12230 4.8% 4922 3.4% 16297 4.7% 13719 5.4%

2022 12454 3.8% 10335 5.7% 12799 4.7% 5095 3.5% 17001 4.3% 14451 5.3%

2023 12930 3.8% 10919 5.7% 13386 4.6% 5294 3.9% 17736 4.3% 15236 5.4%

2024 13423 3.8% 11536 5.7% 13992 4.5% 5505 4.0% 18503 4.3% 16119 5.8%

2025 13936 3.8% 12188 5.7% 14615 4.4% 5732 4.1% 19303 4.3% 17017 5.6%

2026 14468 3.8% 12877 5.7% 15157 3.7% 5968 4.1% 20140 4.3% 17964 5.6%

2027 15020 3.8% 13604 5.7% 15814 4.3% 6213 4.1% 21008 4.3% 18963 5.6%

PROYECCIONES DE DEMANDA ENERGIA (GWh)

GU ES HO NI CR PA

2012 1406 980 1398 589 1703 1324

2013 1455 3.5% 1015 3.5% 1464 4.7% 614 4.3% 1787 5.0% 1406 6.2%

2014 1507 3.6% 1050 3.5% 1533 4.7% 642 4.5% 1877 5.0% 1494 6.3%

2015 1562 3.7% 1096 4.3% 1606 4.7% 671 4.6% 1971 5.0% 1585 6.1%

2016 1622 3.8% 1149 4.8% 1684 4.8% 692 3.1% 2071 5.1% 1678 5.9%

2017 1684 3.8% 1209 5.3% 1764 4.8% 713 3.0% 2178 5.1% 1775 5.8%

2018 1748 3.8% 1278 5.7% 1845 4.6% 734 3.0% 2291 5.2% 1880 5.9%

2019 1815 3.8% 1356 6.1% 1936 4.9% 757 3.1% 2411 5.2% 1982 5.4%

2020 1884 3.8% 1433 5.7% 2030 4.9% 780 3.1% 2538 5.3% 2102 6.0%

2021 1956 3.8% 1514 5.7% 2128 4.8% 805 3.2% 2658 4.7% 2212 5.2%

2022 2031 3.8% 1600 5.7% 2226 4.6% 831 3.2% 2772 4.3% 2327 5.2%

2023 2109 3.8% 1690 5.7% 2327 4.6% 863 3.9% 2892 4.3% 2450 5.3%

2024 2189 3.8% 1786 5.7% 2432 4.5% 898 4.0% 3017 4.3% 2589 5.7%

2025 2273 3.8% 1887 5.7% 2539 4.4% 935 4.1% 3148 4.3% 2730 5.4%

2026 2359 3.8% 1993 5.7% 2633 3.7% 973 4.1% 3284 4.3% 2878 5.4%

2027 2449 3.8% 2106 5.7% 2747 4.3% 1013 4.1% 3426 4.3% 3034 5.4%

PROYECCIONES DE DEMANDA POTENCIA (MW)

GU ES HO NI CR PA


días laborales (lunes a viernes) del año 2010 de cada uno de los países miembros del GTPIR. Gráfico 5.1 Curva de Carga Demanda Máxima (MW)

Gráfico 5.2 Curva de Carga Adimensional (MW)

Sobre estas figuras, es importante observar que, con excepción de Panamá, los países muestran un patrón similar, en el que la punta del día ocurre entre las 6 p.m. y las 8 p.m. En el sistema de Panamá, más que una punta, se forma una meseta que se prolonga desde las 10 a.m. hasta las 4 p.m., debido al uso del aire acondicionado en las oficinas y comercio durante la jornada laboral. Honduras, Costa Rica y en menor medida Guatemala, presentan un segundo pico hacia el mediodía. 5.4 Costo del déficit El modelo OPTGEN-SDDP determina el plan de expansión óptimo que minimiza la suma de los costos totales de inversión, de operación y mantenimiento. Por otro lado, el modelo SDDP determina el despacho óptimo de los sistemas de generación que minimiza el costo de operación (combustibles, costos

variables de O&M). En ambos programas, dentro de los costos de operación, se incluyen los costos asociados al déficit de energía. Por consiguiente, es fundamental utilizar un costo del déficit realista y homogéneo para los países de la región con el fin de evitar transferencias de déficit en caso de producirse éste. Además, el costo del déficit tiene una influencia muy importante en los márgenes de reserva, así como en los costos totales de los planes. Sólo en algunos países de la región se han realizado estudios a fondo sobre costos de déficit en el sector eléctrico. En el presente trabajo, se adoptaron los siguientes valores, en función del grado de profundidad de la falla:

Déficit menores al 2% de la demanda: 800 $/MWh

Déficit mayores o iguales al 2% de la demanda: 1,500 $/MWh Utilizar un costo más bajo para fallas pequeñas es justificable, pues este déficit puede aliviarse mediante métodos que no implican grandes costos, tales como reducción de la reserva rodante y modificaciones menores en los patrones de uso de la electricidad. 5.5 Confiabilidad En teoría, si se pudiera valorar con exactitud el costo social de la escasez de electricidad, y eso se representara fielmente en la estimación de los planes de expansión, la cantidad óptima de instalación se obtendría directamente de la optimización económica como aquella que resulta en un costo mínimo global. Por lo tanto, el concepto de margen de reserva no tendría sentido como una definición a priori, sino más bien, como el resultado de dicha optimización. Debido a la dificultad de la valoración del costo social de la falla, los planes “óptimos” que se obtienen utilizando

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

GU HO ES NI CR PA

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

GU HO ES NI CR PA


herramientas como el OPTGEN de alguna manera pueden no representar el óptimo social. De esta forma, en la planificación tradicional se ha utilizado el criterio de un margen de reserva de capacidad que busca asegurar una cierta confiabilidad mayor que la del óptimo teórico. Similarmente, en muchos mercados mayoristas de electricidad existen remuneraciones a la potencia, las cuales están asociadas al concepto de garantía de suministro de largo plazo. En esencia, este tipo de retribución tiene por objeto dar una señal económica a la permanencia e instalación de capacidad de generación en los sistemas eléctricos, con el objeto de conseguir un nivel de garantía de abastecimiento superior a la que el mercado mayorista por sí mismo proporcionaría. Esto es actualmente un tema muy polémico sobre el que no hay conclusiones definitivas, habiéndose adoptado al respecto soluciones muy diversas en los distintos países. 5.6 Criterio de Confiabilidad En este estudio, en vez de adoptar un criterio de reserva mínima de capacidad, se utiliza el siguiente criterio de confiabilidad, apropiado para sistemas hidrotérmicos:

En cada país, no se permiten déficit de energía que superen el 2% de la demanda de cualquier mes, en más del 5% de las series hidrológicas.

No se permiten déficit de cualquier tamaño en todas las series en un mismo mes. Esto significa que el margen de reserva de cada país es dejado libre y es reemplazado por la m Minimización del costo de inversión, operación y falla, con la revisión posterior de los criterios anteriores, lo cual puede requerir la instalación de capacidad adicional. La revisión de los criterios de confiabilidad se hizo en las simulaciones detalladas del SDDP.

5.7 Precios de los combustibles Los costos futuros de los combustibles (búnker, diesel, carbón y gas natural) se estiman mediante las proyecciones existentes de precios internacionales y del mercado norteamericano. El pronóstico de los precios de los derivados del petróleo se basa en las publicaciones de la Energy Information Administration (EIA) de USA. Se utilizó el “Reference Case” del “Annual Energy Outlook 2011- (denominado AEO-2011), publicado en marzo del 2011, y se modificó la información del 2011 y 2012 con el “Short-Term Energy Outlook” (también del EIA) de septiembre 2011. Estos precios reflejan los valores medios en que incurren las empresas generadoras en los Estados Unidos, incluyendo el transporte hasta la planta. Se ha supuesto que los costos de combustibles de las empresas eléctricas en Centro América son similares a los de Norteamérica. En cuanto al carbón, también se ha utilizado información del AEO-2011, que reporta el precio medio de exportación de carbón norteamericano. A este valor se le agrega los rubros de: Flete, Descarga, Muestreo y Análisis y Seguros. Para obtener un pronóstico del precio del gas natural licuado se ha supuesto que el mismo estará ligado el precio futuro del gas natural en los Estados Unidos, dado que este país es el principal importador del GNL. Se usa el precio de “Henry Hub Spot Price” reportado por el EIA en el AEO-2011. La Tabla 5.5 muestra los precios utilizados de los combustibles, correspondientes al escenario base a precios de diciembre 2010. En este escenario, los precios del petróleo oscilan entre 93.27 $/bbl y 114.79 $/bbl.


Tabla 5.5 Precios de Combustibles Medio ($/GJ)

Tabla 5.6 Precios de Combustibles Alto ($/GJ)

5.8 Retiros La muestra las plantas que se tiene previsto retirar del sistema, ya sea por que se cumple la fecha de culminación de contratos o ser plantas ineficientes.

Tabla 5.7 Retiros de plantas térmicas

5.9 Plantas Fijas Los proyectos que actualmente se encuentran en construcción o en etapas de financiamiento son conocidos y en el corto plazo van a entrar en línea, además de los contratos firmados cuyo inicio de operación este dentro de este periodo. Para efectos de este estudio, estas obras se consideran fijas y disponibles a partir de su fecha programada de inicio de operación. Todos los demás proyectos son candidatos y no están sujetos más que al proceso de optimización de los planes. La información utilizada para las plantas fijas es la que estaba disponible a mediados del año 2011. En la Tabla 5.8 se indican los proyectos que fueron declarados fijos por cada país y que son considerados como plan de corto plazo que comprende el periodo de 2012 al 2014

AÑOS DSL BKR CB GNL

2012 21.67 17.37 5.52 4.54

2013 15.67 11.82 5.57 5.60

2014 16.04 12.32 5.51 5.67

2015 16.33 12.75 5.42 5.72

2016 17.06 13.16 5.37 5.75

2017 17.77 13.58 5.52 5.81

2018 18.36 14.02 5.60 5.90

2019 18.87 13.96 5.68 6.00

2020 19.26 14.29 5.76 6.16

2021 19.47 14.53 5.87 6.35

2022 19.71 14.85 5.87 6.53

2023 20.08 15.21 5.89 6.75

2024 20.40 15.46 5.89 6.96

2025 20.69 15.69 5.90 7.16

2026 20.95 15.88 5.89 7.32

2027 21.19 16.06 5.85 7.48

AÑOS DSL BKR CB GNL

2012 23.67 20.78 5.40 7.67

2013 21.31 18.37 5.57 7.75

2014 23.94 21.01 5.51 7.84

2015 25.54 22.80 5.42 8.04

2016 27.48 24.50 5.37 8.20

2017 29.07 26.13 5.52 8.16

2018 30.33 27.40 5.60 8.17

2019 31.33 28.34 5.68 8.32

2020 32.04 28.98 5.76 8.24

2021 32.36 29.32 5.87 8.03

2022 32.67 29.68 5.87 8.09

2023 33.02 30.05 5.89 8.34

2024 33.28 30.28 5.89 8.47

2025 33.64 30.61 5.90 8.77

2026 33.93 30.90 5.89 9.08

2027 34.15 31.15 5.85 9.23

Sistema Planta Pot. (MW) Año

Ceiba 26.6 2013

Arrendamiento Mot.Diesel 50.0 2013

Elcosa 80.0 2014

Lufussa 1 40.0 2014

Propuesta Lufussa 30.0 2014

Enersa y Luffusa3 440.0 2018

Luffusa2 y Emce2 132.0 2019

GNL-2013 98.9 2027

Managua 3 50.0 2016

Retiro Nicaragua II 50.0 2016

Retiro Nicaragua I 50.0 2016

Retiro Managua 4 5.2 2017

Retiro Managua 5 5.2 2017

CG-Canal 6.0 2017

Retiro PAMFELS (CENSA) 57.0 2019

Retiro Tipitapa 50.9 2019

Retiro Corinto 68.5 2019

Colima 14.0 2012

Cachí 105.0 2014

HO

NI

CR


Tabla 5.8 Plan de Expansión de Corto Plazo

La capacidad instalada se muestra en la Tabla 5.9. Tabla 5.9 Capacidad Instalada de Corto Plazo (MW)

5.10 Proyectos Candidatos Para el proceso de optimización de los planes de expansión se han identificado los posibles proyectos candidatos en cada país. Se han incluido opciones térmicas de gran tamaño (500 MW) para considerar el desarrollo de plantas regionales grandes. Los costos de todos los proyectos fueron actualizados aplicando los criterios definidos en el Capítulo de Metodología y Criterios de Planificación.

5.11 Proyectos Térmicos Se han definido proyectos térmicos de diferentes tecnologías y tamaños. En todos los países se ha supuesto que habrá disponibilidad, en el horizonte de estudio, de diesel, búnker, carbón y gas natural licuado (GNL). Las tecnologías consideradas son turbinas de gas, movidas por diesel, motores de media velocidad con búnker, ciclos combinados alimentados con diesel o con GNL y turbinas de vapor con calderas de carbón. Los proyectos térmicos son genéricos y sus características no dependen del sistema o país donde se propongan. Sus costos de inversión, eficiencia y de combustible son iguales en toda la región. Para cada tecnología se ha puesto la fecha a partir de la cual se supone disponible. Los proyectos térmicos candidatos que son comunes a todos los sistemas son los que aparecen en la Tabla 5.10.











MW

2012

2013

2014


Tipo GU HO ES Ni CR PA Total

Hidro 99 112 66 29 330 603 1239

Solar 0 0 14 0 0 0 14

Eolica 0 100 0 117 15 150 382

Geo 0 0 30 36 0 0 66

Ingenios 0 16 0 0 16 0 32

Termica 0 0 0 0 210 0 210

Carbon 0 0 0 0 0 0 0

GNL 0 99 0 0 0 0 99

Total 99 327 110 182 571 753 2042


Tabla 5.10 Proyectos Térmicos Candidatos

(1) Dos GNL500 están disponibles en 2020-2024 y los otros dos en 2025-2027

En la Tabla 5.11 se muestran las características técnicas de estos proyectos candidatos.

Tabla 5.11 Características técnicas de los proyectos térmicos candidatos.

Además de estas plantas genéricas, cada país definió los siguientes proyectos térmicos que se presentan en la Tabla 5.12. Tabla 5.12 Proyectos Térmicos por país

5.12 Proyectos Geotérmicos En los proyectos candidatos geotérmicos se incluyen los desarrollos que han sido visualizados en cada país. La lista de los proyectos geotérmicos identificados son los mostrados en la Tabla 5.13.

Tabla 5.13 Proyectos Geotérmicos

5.13 Proyectos Hidroeléctricos Por mucho, la principal fuente energética renovable de la región es la hidroelectricidad. En la Tabla 5.14 se presenta el catálogo de los proyectos hidroeléctricos de la

Cantidad Potencia

por País (MW)

Proyecto Carbón CB150 2 150 2015/2027



Proy. C.Comb. GNL500 (1) GNL500 2/2 500 2020/2027

Proy. C.Comb.Diesel250 CCDS250 2 250 2015/2027

Proy. C.Comb.Diesel150 CCDS150 2 150 2015/2027

Proy. Mot. Media Veloc. MMV100 2 100 2015/2027

Proy.Turb. Gas 50 TGDS50 2 50 2015/2027

Proy.Turb. Gas 100 TGDS100 2 100 2015/2027

Nombre Disponible en :Nomenclatura

Costos

Factor de Variables Heat Rate HR %

Capitalización s/Combustible (LHV) Degr

(MW) (años) ($/kW) al 12% (mill $) ($/kW-año) ($/MWh) (kJ/kWh) (kJ/kWh) (%)

50 20 Diesel 1162 3.0% 10.9% 58 11.3 2.8 10500 11025 33%

100 20 Diesel 922 3.0% 10.9% 92 10.1 2.5 10000 10500 34%

150 20 Diesel 1923 3.0% 19.0% 289 37.77 2.46 8000 8240 44%

250 20 Diesel 1453 3.0% 19.0% 363 33.05 2.16 7500 7725 47%

Ciclo Combinado (2) 500 25 GNL 1407 3.0% 19.0% 704 25.2 1.5 6600 6798 53%

Motor Media Veloc. 20 20 Búnker 2258 3.0% 10.9% 45 47.05 7.5 8200 8282 43%

150 25 Carbón 3910 3.0% 19.0% 586 35.26 2.2 10850 10959 33%

250 25 Carbón 3448 3.0% 19.0% 862 35.26 2.2 10750 10858 33%

500 25 Carbón 2820 3.0% 19.0% 1410 35.26 2.2 10500 10605 34%

Turbinas de Vapor

Ciclo Combinado

Turbina de Gas

Costos de Inversión y Operación Eficiencia

Comb.Tipo de Planta

Cap.

Inst.

Vida

util Unitario (1) Transmisión

Asociada

Inversión O&M Eficiencia

Potencia CF O&M

(MW) ($/kW) (mill $) ($/kW)

GU_JAGUAR GU 300.0 3593 1077.9 64.0 2015 2015

ES_TERMOPUER ES 75.6 2166 163.7 47.1 2012 2027

ES_GNLCutuco ES 525.0 1734 910.4 24.0 2016 2027

ES_CarbonAES ES 250.0 3308 827.0 34.0 2016 2020

ES_Cessa-Car ES 100.0 3310 331.0 34.0 2014 2027

HO_CECHSACar HO 150.0 3910 586.5 35.3 2015 2015

HO_GNL_13 HO 98.9 1500 148.4 25.0 2013 2013

CR_BarranNew CR 36.0 922 33.2 10.1 2016 2027

CR_SAnt_New CR 34.0 922 31.3 10.1 2015 2027

CR_CC Moin CR 210.0 950 199.5 31.5 2014 2014

InversiónPaís Disponible en :

Capacidad

(MW) (Mill $) ($/kW)

GU_CALD3b-B 22 79 3593 2015 2027

GU_CALD3c-B 11 40 3593 2015 2027

GU_TECUAMBU 44 158 3593 2015 2027

ES_CHINAMECA 52 179 3442 2015 2015

ES_Berlin V 30 103 3433 2014 2027

HO_LiGeoPlat HO 35 133 3800 2015 2015

NI_PTIZATE3 36 160 4435 2012 2012

NI_PGEHOYOI 35 136 3894 2016 2027

NI_PGEHOYOII 35 136 3894 2017 2027

NI_G CASITAS 35 136 3894 2015 2027

NI_G CHILTEP 25 97 3894 2016 2027

NI_GCasitas2 35 136 3894 2016 2027

NI_APOYO 36 140 3894 2017 2027

NI_MOMBACHO 25 97 3894 2018 2027

NI_Chiltepe2 25 97 3894 2017 2027

NI_Casitas3 35 136 3894 2017 2027

NI_VCosigui1 25 97 3894 2017 2027

NI_VCosigui2 25 97 3894 2018 2027

NI_Vol Ñajo1 20 78 3894 2016 2027

NI_Vol Ñajo2 20 78 3894 2017 2027

NI_Apoyo 2 36 140 3894 2018 2027

NI_Mombacho2 25 97 3894 2019 2027

NI_Ometepe 1 35 136 3894 2018 2027

NI_Ometepe 2 35 136 3894 2019 2027

GU

ES

NI

País Disponible en:Inversión Capitalizada


región. Estos datos fueron suministrados por los participantes de cada uno de los países. El listado comprende 100 proyectos con una capacidad total de 8 175 MW. En la misma tabla se muestra el costo de instalación, considerando la capitalización durante la construcción a una tasa del 12%. Los factores de planta usualmente oscilan entre 0.5 y 0.6, aunque hay excepciones. Los costos unitarios de instalación para proyectos nuevos varían entre 6,267 $/KW y 1,806 $/KW dependiendo en muchos casos si el proyecto cuenta con embalse de regulación. En las ampliaciones, los costos de inversión varían entre 703 $/KW y 920 $/KW. Tabla 5.14 Proyectos Hidroeléctricos

Tabla 5.15 Proyectos Hidroeléctricos (cont.)

El costo unitario de inversión se muestra en el Gráfico 5.3. Gráfico 5.3 Costo Unitario de Inversión.

Para considerar la dificultad que existe en desarrollar plantas hidroeléctricas, no todas las candidatas están disponibles en todos los escenarios estudiados,

(Act. Ene.11) (Act. Ene.11)

Inv (mill.$) $/kW

GU_XALALA 339.6 181.0 2022 2027 1876

GU_GENERICA4 307.8 106.0 2015 2027 2904

GU_CHULAC 419.7 213.5 2018 2027 1966

GU_SERCHIL 563.5 145.0 2022 2027 3886

GU_RenaceII 435.2 163.0 2018 2027 2670

GU_Arco-Hueh 538.6 198.0 2018 2027 2720

GU_PaloViejo 217.6 80.0 2012 2012 2720

GU_Cristobal 57.0 19.0 2014 2014 3000

GU_Jobo 376.0 60.0 2015 2027 6267

ES_CIMARRON 763.2 261.0 2023 2027 2924

ES_CHAPARRAL 216.5 66.1 2014 2014 3275

ES_EL TIGRE 1271.4 704.0 2025 2027 1806

ES_GENERICA 290.4 100.0 2015 2027 2904

ES_CGDE Ampl 60.5 86.0 2016 2027 703

ES_5Nov_Ampl 165.6 80.0 2015 2015 2070

ES_PiedrasTo 217.0 50.0 2015 2027 4340

HO_Generica 290.4 100.0 2015 2027 2904

HO_Patuca2 511.7 270.0 2022 2027 1895

HO_Patuca3 337.6 100.0 2015 2015 3376

HO_Llanitos 406.0 98.2 2016 2027 4134

HO_Tablon 115.3 20.0 2017 2027 5764

HO_Jicatuyo 418.4 172.9 2017 2027 2420

HO_Tornillit 327.1 160.2 2018 2018 2042

HO_Patuca2A 443.6 150.0 2022 2027 2957

HO_Cangrejal 119.0 40.2 2017 2017 2961

HO_LiHd2013 39.2 13.5 2013 2013 2900

HO_LiHd2014 285.1 98.3 2014 2014 2900

HO_LiHd2015 295.5 101.9 2015 2015 2900

HO_LiHd2016 165.6 55.2 2016 2016 3000

HO_LiHd2018 202.5 53.3 2018 2018 3800

HO_LiHd2022 33.5 14.9 2022 2022 2258

HO_LiHd2012 1.6 0.7 2012 2012 2258

NI_EL CARMEN 244.1 100.0 2016 2027 2441

NI_LARREYNAG 59.5 17.2 2013 2013 3459

NI_COP BAJO 314.9 150.0 2016 2027 2099

NI_CORRIE LI 131.2 40.0 2017 2027 3280

NI_TUMARIN 945.7 253.0 2016 2016 3738

NI_PIED FINA 180.9 42.0 2017 2027 4308

NI_VALENTIN 112.0 28.0 2017 2027 4000

NI_PANTASMA 40.2 12.0 2013 2013 3353

NI_SALTO Y-Y 57.1 24.8 2016 2027 2304

NI_PAJARITOS 103.3 31.0 2015 2027 3331

NI_GENERICA 290.4 100.0 2015 2027 2904

NI_BOBOKE 150.0 70.0 2015 2027 2143

NI_BRITO 1152.0 250.0 2016 2027 4608

NI_SIRENA 42.6 17.0 2015 2027 2508

DisponibilidadSistema Nombre Potencia (MW)

GU

ES

HO

NI

(Act. Ene.11) (Act. Ene.11)

Inv (mill.$) $/kW

CR_DIQUIS 1818.5 623.0 2021 2021 2919

CR_TORO 3 153.8 49.7 2013 2013 3094

CR_REVENTAZÓN 1222.9 292.0 2016 2016 4188

CR_RC-500 216.9 58.6 2020 2027 3702

CR_SAVEGRE 516.5 160.0 2021 2027 3228

CR_Pacuare 588.8 167.0 2021 2027 3526

CR_Mini Diqu 0.0 27.0 2021 2021 0

CR_Mini Reve 0.0 13.5 2016 2016 0

CR_BOT Torit 174.1 50.0 2015 2015 3481

CR_BOT Chuca 134.9 50.0 2014 2014 2697

CR_BOT Capul 130.6 48.7 2015 2015 2681

CR_Cachi_Amp 147.2 160.0 2014 2014 920

CR_Brujo1 183.8 70.0 2025 2027 2625

CR_Brujo2 198.8 60.0 2025 2027 3313

CR_Generica 290.4 100.0 2015 2027 2904

CR_Cubujuqui 71.4 22.0 2012 2012 3246

CR_Balsa Inf 123.3 38.0 2013 2013 3246

CR_Tacares 22.1 7.0 2012 2012 3162

CR_Anonos 11.1 3.6 2013 2013 3088

PA_Gualaca 87.7 25.2 2012 2012 3478

PA_Pando 76.8 32.0 2013 2013 2400

PA_Mon Lirio 124.0 51.7 2013 2013 2400

PA_RemigioRo 19.3 8.6 2013 2013 2243

PA_OjodeAgua 16.4 6.5 2014 2014 2541

PA_Chan II 550.0 214.0 2014 2027 2570

PA_Bonyic 72.0 31.3 2013 2013 2300

PA_El Alto 153.0 68.0 2013 2013 2250

PA_El Fraile 13.7 5.5 2012 2012 2500

PA_BajoTotum 12.5 5.0 2013 2013 2500

PA_Sindigo 25.0 10.0 2013 2013 2500

PA_Planetas2 7.8 3.7 2014 2014 2098

PA_Tab II 77.7 34.5 2014 2027 2250

PA_SanAndres 22.5 9.0 2013 2013 2500

PA_LaHuaca 12.6 5.1 2012 2012 2500

PA_B. Blanco 98.0 28.8 2013 2027 3398

PA_Baitun 200.0 88.7 2012 2012 2255

PA_Potrerill 8.3 4.2 2014 2014 2000

PA_Cochea 36.0 12.5 2012 2012 2880

PA_Perlas N 25.0 10.0 2012 2012 2500

PA_Perlas S 25.0 10.0 2012 2012 2500

PA_Mendre2 20.0 8.0 2012 2012 2502

PA_Caldera 8.8 4.0 2013 2013 2200

PA_Slorenzo 25.0 8.1 2014 2014 3083

PA_LasCruces 24.0 9.2 2014 2014 2616

PA_Estrechos 27.0 10.0 2014 2014 2700

PA_Bartolo 33.2 14.2 2014 2014 2333

PA_Laguna 24.5 9.3 2014 2014 2634

PA_Tizingal 11.6 4.6 2013 2013 2500

PA_Bajofrio 165.0 56.0 2013 2013 2946

PA_RP490 40.0 9.9 2013 2013 4021

PA_HidroGene 290.4 100.0 2015 2027 2904

PA_Burica 140.0 50.0 2014 2014 2800

PA_SMaria82 57.3 25.6 2014 2014 2237

PA_Cañazas 14.9 5.9 2014 2014 2500

DisponibilidadSistema Nombre Potencia (MW)

PA

CR

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Potencia MW

GU HO ES NI CR PA


como se describe más adelante en cada uno de los casos simulados. La fecha más temprana de disponibilidad, además de reflejar los tiempos constructivos, también indica el nivel de certeza de conocimiento sobre el proyecto. En general, proyectos con menos estudio, tienen fechas de disponibilidad más lejanas. 5.14 Plantas Renovables Genéricas En la región existe una capacidad potencial importante de plantas renovables menores que no aparecen en los catálogos oficiales de cada país, ya sea por su reducido tamaño o porque todavía no ha sido posible estudiar cada sitio con posibilidades de desarrollo energético. Para considerar este potencial, se han definido proyectos hidroeléctricos, eólicos y geotérmicos genéricos, que representan la agrupación de este tipo de plantas. Las características de estas centrales se muestran en la Tabla 5.16. Los proyectos fueron definidos con un costo y un factor de planta uniforme, para que el costo medio de la energía sea igual para todas. Estos parámetros económicos se utilizan únicamente para una referencia inicial en la evaluación. Este grupo de plantas genéricas sólo se incluyen en un caso de sensibilidad, para evaluar la competitividad de este tipo de recurso. En el caso de Panamá no se incluyen geotérmicas genéricas. Tabla 5.16 Proyectos Renovables Genéricos

Nota: Con XX se indican las siglas del país: GU-ES-HO-NI-CR-PA

5.15 Proyectos renovables no convencionales 5.15.1 Proyectos Eólicos En los estudios las plantas eólicas se modelaron como GND (Generadores no despachables) tanto en el OPTGEN como en el SDDP. En el presente estudio no se evaluó con detalle la posible participación eólica en la región, a pesar de que se conoce la existencia de un potencial interesante. La dificultad para modelar adecuadamente este tipo de plantas en los modelos de cómputo usados y la falta de información sobre el viento, impiden analizar esta alternativa. Es previsible que la participación del viento como una fuente de generación eléctrica crezca en el futuro mucho más allá de la participación marginal que actualmente tiene. 5.15.2 Proyectos Biomásicos En Centroamérica la fuente biomásica más importante es el bagazo de caña, subproducto del proceso de los ingenios azucareros. Aparte de las plantas existentes y de los proyectos declarados como fijos, no se incluyen proyectos candidatos de bagazo, por la dificultad de modelar adecuadamente este recurso, que depende de la industria de la caña. No obstante, se debe tener en cuenta que con toda seguridad la región podrá disfrutar de esta fuente de energía conforme crezca la actividad cañera enfocada como industria energética. 5.15.3 Otros proyectos no convencionales El presente estudio se enfoca en el modelamiento de los proyectos hidroeléctricos, principal fuente renovable

Potencia Costo

(MW) ($/kW)

XX_Geo_Genérica Geotérmica 100 4217

XX_Eol_Gen Eólica 100 2258

XX_Hid_Gen Hidro 100 2904

Nombre Fuente


de la región. Fuentes renovables, como la geotermia, la fuerza eólica y la generación con bagazo, son apenas incluidas con las plantas existentes y los proyectos de corto plazo que cuentan con estudios avanzados. Sin embargo se incluye un caso con plantas genéricas geotérmicas y eólicas. Otras fuentes no convencionales, como la solar, la cogeneración y la biomasa distinta al bagazo no se incluyen en este análisis. Esta exclusión obedece a las limitaciones de los modelos computacionales y a la falta de proyectos candidatos representativos de estas tecnologías. No obstante, es de esperar que cada país y la región busquen en el futuro formas de incentivar la explotación de estas llamadas nuevas fuentes, para diversificar la oferta energética y reducir la dependencia de los combustibles fósiles. 5.16 Costos Nivelados Un aspecto de interés con relación a los proyectos, particularmente los térmicos, es la estimación de los denominados “costos nivelados”. Este concepto permite comparar de una forma sencilla diferentes tecnologías de generación, al combinar los costos operativos con los de inversión a lo largo de la vida útil del proyecto, en un costo promedio por MWh. Se define como:

𝐶𝑁 = 𝐶𝑇𝐼 ∗ Ψ + OMfix

𝑃 + 𝑓𝑝 ∗ 8760+

𝐶𝑓𝑢𝑒𝑙

ƞ+ 𝑂𝑀𝑣𝑎𝑟

En donde: CN: Costo Nivelado ($/MWh)

CTI: Costo total de inversión incluyendo intereses durante la construcción ($)

i: Tasa de descuento

n: Período de amortización

fp: Factor de planta (8760*fp=tiempo de utilización equivalente anual)

P: Potencia instalada de la planta (MW)

OMfix: Costos fijos de operación, mantenimiento y administración ($/año)

Cfuel: Costo del combustible ($/MWh)

ƞ: Eficiencia neta promedio de la planta

OMvar: variables de operación y mantenimiento ($/MWh)

Ψ: Factor de recuperación del capital

El Gráfico 5.4 muestra el cálculo de costos nivelados de los proyectos térmicos, utilizando una tasa de descuento económica del 12%, una vida útil de 20 años y considerando los costos de combustibles dados anteriormente. Gráfico 5.4 Calculo del Costo Nivelado ($/MWh)

Nomenclatura: TG100: turbina de combustión diesel, 100MW MMV: motores de media velocidad búnker, 5x20MW CCDS150: ciclo combinado diesel, 150MW CB250: turbina de vapor carbón, 250MW GNL500: ciclo combinado GNL, 500MW

Esta figura muestra varios aspectos de interés:

Los Ciclos Combinados con GNL son los que rinden el menor costo monómico independientemente del factor de planta.

De no estar disponible el GNL, para factores menores al 20%, las turbinas de combustión o de gas (TG100) son las más económicas. Y para factores de planta superiores al 20% son las plantas de carbón de 500MW las más económicas.

De no estar disponible ni el gas natural ni el carbón, para factores de planta inferiores al 20% la opción más económica son las turbinas de

0

100

200

300

400

500

600

10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 95%

Factor de planta

TG100 MMV100 CB250 CB500 CCGNL500


combustión o de gas (TG100); para factores mayores al 20% son los motores de MMV (MMV100) la opción más barata. El Gráfico 5.5 se muestra el costo nivelado para los proyectos candidatos hidroeléctricos, usando 12% de descuento y una vida útil de 50 años. Gráfico 5.5 Costo nivelado Hidroeléctricas

5.17 Hidrología Los datos hidrológicos fueron aportados por los participantes de cada país, y fueron obtenidos de los organismos nacionales responsables del manejo de los datos hidrológicos. Los datos están dados en forma de series mensuales para los períodos con los que se cuenta con registros. En varios casos, los organismos responsables de la información han procesados los caudales vírgenes en estaciones con datos faltantes, ya sea rellenando estos datos, o también extendiendo la información a períodos mayores, utilizando para ello los métodos usuales de correlaciones hidrológicas. Cuando este proceso no ha sido previamente hecho, para el presente estudio se ha utilizado el Módulo Hidrológico del SUPER, que de forma similar rellena y extiende los datos mediante correlaciones múltiples con estaciones de zonas hidrológicas semejantes. Las series históricas de caudal cubren 38 años, de 1965 a 2002.

Para ilustrar el comportamiento hidrológico de la región, se ha calculado el caudal total mensual regional, haciendo la suma de todas las estaciones en la base de datos. Este caudal regional dividido entre el promedio anual de todo el registro, brinda el patrón de comportamiento del caudal total de la región. En la Figura 5.1 se muestra el gráfico de cajas resultante. La caja indica los valores contenidos entre el percentil 25% y 75%. La línea que divide la caja marca el valor de la mediana, y los extremos de los bastones indican los valores máximos y mínimos. Figura 5.1 Patrón de Caudales

La hidrología regional se caracteriza por un período seco, que va de enero a mayo pero acentuado de febrero a abril y un período húmedo, que va de junio a diciembre, siendo septiembre y octubre los de mayores caudales. Con relación al suministro eléctrico, y debido a la importante contribución de la generación hidroeléctrica, que actualmente es de un 50%, el período seco resulta especialmente crítico. En este período, la suma de todos los caudales de la región apenas está entre un 0.2 y 0.4 del promedio anual. Si suponemos, como es usual, que el caudal de diseño de los aprovechamientos es de alrededor de 1.5

0

100

200

300

400

500

600

25% 35% 45% 55% 65% 75% 85% 95%FP

GU HO ES NI CR PA

GU

-Ren

acel

l

PA

-Bai

tun

CR

-RC

50

0

PA-G

uala

ca

CR

-An

on

os

GU

-Pal

o V

iejo

PA

-Sin

dig

o


veces el caudal medio, lo anterior significa que el factor de planta en los meses críticos (febrero a abril) es de apenas de 0.30 (0.45/1.5). En esas condiciones, se puede mostrar que la energía que aportan las plantas hidroeléctricas sin embalses de regulación estacional, es menor que el 50% de su aporte promedio. Esto explica por qué, en la mayoría de los casos, el déficit que se presentan en la región ocurre durante esos meses, y corresponden a déficit de energía. 5.18 Sistema de Transmisión y Capacidad de las Interconexiones El sistema de transmisión de Centroamérica está conformado por los sistemas nacionales y las interconexiones de país a país. El voltaje de las interconexiones actuales es de 230 kV, aunque al interno de cada sistema se utiliza también 138 kV, 115 kV y otros voltajes menores. Las primeras interconexiones entre sistemas datan de 1976 con el enlace Honduras-Nicaragua, 1982 con Nicaragua-Costa Rica, 1986 con Costa Rica-Panamá y Guatemala-El Salvador. Más recientemente, se unieron El Salvador-Honduras, en el 2002. Actualmente Panamá y Costa Rica están trabajando en la construcción del Anillo La Amistad, línea en circuito sencillo que unirá ambos países por la costa del Caribe, y formará un anillo con el sistema existente. La línea SIEPAC tiene una longitud de 1 800 km y estará en servicio a inicios del año 2013. La construcción se está haciendo tendiendo un solo circuito sobre torres de doble circuito. La ampliación del segundo circuito se hará en el futuro, cuando el crecimiento de la demanda y el Mercado Eléctrico Regional así lo requieran. Para efectos del presente estudio, se ha supuesto que el segundo circuito entrará en operación en el año 2020.

Como parte del avance del SIEPAC que desarrolla la Empresa Propietaria de la Red (EPR), en noviembre del 2010, se energizo el primer tramo de la línea SIEPAC que interconecta las subestaciones de Río Claro (Costa Rica) y Veladero (Panamá). Para que la línea SIEPAC permita intercambios de 300 MW supone que todos los países han completado sus refuerzos nacionales. En la Figura 5.2 se muestran los enlaces que conformarán la línea SIEPAC. Figura 5.2 Enlaces de SIEPAC

El enlace entre las subestaciones Tapachula (México) y Los Brillantes (Guatemala) está operando desde el año 2010. Esta línea de 103 km, está prevista para un doble circuito, funciona a 400 kV, y en su primera etapa de un solo circuito tiene capacidad para transportar 200 MW en la dirección norte-sur y 70 MW sur-norte, aunque actualmente está limitada a 120 MW hasta completar algunos refuerzos en el sistema regional. Adicionalmente, entre Panamá y Colombia se está discutiendo un posible enlace. En forma preliminar esta línea tendría capacidad para 300 MW y estaría desacoplada de la frecuencia a través de un enlace AC-DC-AC. Para evitar el paso por el Tapón de Darién existen planes para construir un tramo submarino.

Lago

Nicaragua

Panamá

Aguacapa

Nejapa

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Aguacaliente

Veladero

Cajón

San BuenaventuraPanaluya

Ahuachapán

Sandino

Guate Norte

15 de Sept.

T

Río ClaroPalmar Norte

Junio 2012

31 mar 2012

15 jun 2012

Junio 2012

SE en construcción

Toncontín

Junio 2012

Junio 2012

Línea terminada

Junio 2013

Agosto 2012Enlace en Operación

SE finalizada

Marzo 2012

PAIS KMS TRAMOS

GU 282 3

ES 287 4

HO 270 4

NI 309 3

CR 489 5

PA 151 1

TOTAL 1788 20


La capacidad de los intercambios que permitirá SIEPAC fue expresada en forma simplificada como un valor constante para cada dirección de flujo en cada enlace, con base en los datos del estudio del segundo circuito del SIEPAC. Para este estudio se las capacidades de interconexión se están modelando de la siguiente manera, Tabla 5.17. Tabla 5.17 Capacidades de Interconexión modeladas (MW).

5.19 Emisiones de CO2 Todos los proyectos de generación tienen costos ambientales de diferente índole inherentes a la tecnología, que normalmente no se incluyen en sus estimaciones de costos directos por tratarse de efectos externos al proyecto, o externalidades. De estos efectos, la comunidad internacional está progresivamente reconociendo en particular los costos sociales y ambientales de las emisiones de gases de efecto invernadero. Ya hoy en día, dentro y fuera del Protocolo de Kioto, muchos países han creado mecanismos para valorar el costo de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. En el presente estudio se ha hecho una primera evaluación de las emisiones asociadas a los diferentes casos estudiados. Tabla 5.18 Factores de Emisión de CO2

Es importante aclarar que las emisiones equivalentes dadas en la Tabla 5.18 toman en cuenta lo que se denomina el ciclo de vida de proyecto. Este concepto se puede definir como la evaluación de todos los pasos requeridos para obtener un producto. En el caso de la generación eléctrica se incluye la extracción, procesamiento, y transporte del combustible, la construcción de la planta, la producción propiamente de la electricidad, la disposición de desechos y la desinstalación, a lo largo de su vida útil. Es por eso que aun proyectos de energía renovable, como los hidroeléctricos, presentan emisiones, aunque de un orden de magnitud menores que los que utilizan combustibles fósiles. Se debe indicar que aunque las emisiones de gases de efecto invernadero representan uno de los impactos ambientales más importantes de la generación con combustibles fósiles, existen otros como el SO2, los NOx, los compuestos orgánicos volátiles y las emisiones de partículas, entre otros, que aunque implican costos sociales, resultan más difíciles de valorar en el presente contexto, por lo que no se han considerado en las evaluaciones económicas de los planes de expansión. En cuanto a la valoración de las emisiones CO2, existe una amplia literatura al respecto. Es claro que las reducciones iniciales pueden lograrse a un costo bajo, con medidas como manejo de la demanda, más uso del gas natural con relación al carbón, ciertos programas

AÑO PA<->CR CR<->NI NI<->HO HO<->ES HO<->GU ES<->GU CO<->PA

2012 100/100 100/101 100/102 100/103 100/104 100/105

2013 150/150 150/151 150/152 150/153 150/154 150/155

2014 300/300 300/301 300/302 300/303 300/304 300/305

CO-PA1 2015 300/300

SIEPAC 2 2020 150/150 600/500 600/564 600/560 600/600 600/600

CO-PA2 2020 600/600

SIEPAC 1

Rango Valor Usado

Hidroelectrica con embalse 10 a 30 20

hidroelectrica filo de agua 1 a 18 12

Planta eolica 7 a 124 50

Solar fotovoltaica 13 a 731 300

Turbina de Diesel 555 a 883 808

CC diesel 568

Planta de carbon 790 a 1182 1071

Motor de media velocidad 686 a 726 700

TG gas natual 688

CC gas natural 389 a 511 421

CC GNL 473

Emisiones (TonCO2/GWh)Tipo de Planta


de reforestación, etc. Sin embargo, conforme estos nichos baratos se exploten las soluciones se irán encareciendo. Algunos estudios indican por ejemplo:

Un estudio holandés indica un costo de entre 23 y 27$/ton de CO2 para lograr una reducción del 50% de sus emisiones hacia el año 2020.

Un estudio alemán calculó el costo por cambio de combustible y conservación de energía en cerca de $5/ton, hasta un valor superior de $53/ton para el caso de captura por medio de “CO2 scrubbing” en plantas de carbón.

En cinco países se han establecido impuestos a las emisiones, que oscilan entre 42 y 115$/ton.

El Departamento de Agricultura de los Estados Unidos ha estimado un costo de entre 12 y 18$/ton para lograr reducciones de entre 10 y 30% de CO2 mediante reforestación y manejo de bosques.

Un estudio muy reciente de la EPRI, estimó el costo evitado de CO2 mediante el uso de plantas de generación con nuevas tecnologías, que integran remoción del CO2. Los costos oscilan entre 17.5 y 60.7$/ton.

Experiencias del Fondo Prototipo de Carbono del Banco Mundial y varias experiencias de licitaciones de créditos de carbono indican precios de mercado a un nivel que comienza aproximadamente a 2$/ton CO2. Licitaciones internacionales realizadas por Holanda dentro del contexto del MDL (mecanismo de desarrollo limpio) han arrojado valores en el orden de los 5$/ton.

Para efectos del presente estudio se ha adoptado un valor conservador de $20/ton.


6 ESCENARIO DE REFERENCIA El desarrollo de los sistemas de generación es un proceso evolutivo que es afectado por una gran cantidad de factores o condiciones, de la constante y dinámica interacción de estas variables se crean las restricciones y oportunidades que van dando forma a su desarrollo. La planificación indicativa busca establecer cuáles caminos o acciones son preferibles ante las posibles evoluciones de las condiciones que tienen los sistemas de generación. Siempre es posible imaginar un número ilimitado de factores y de escenarios de evolución para cada uno de ellos. De igual manera, la combinación libre de escenarios produce cantidades infinitas de alternativas. Por tal motivo, es indispensable limitar el análisis a los aspectos que se consideran más importantes o que se tenga algún interés especial en la región. En el presente estudio de planificación se escogieron seis factores: 1. Existencia de condiciones favorables para el desarrollo de plantas hidroeléctricas u otras renovables. 2. Evolución del precio de los combustibles fósiles 3. Evolución del crecimiento de la demanda 4. Efectos de los proyectos de Interconexión (SIEPAC, Colombia-Panamá) 5. Presentación detallada del sistema Colombiano Para cada factor se planteó uno o más escenarios de evolución. Estos escenarios se combinaron en doce casos de estudio. Para cada caso, delimitado por sus particulares restricciones y posibilidades, se obtuvo un plan de expansión óptimo. Cada uno de estos planes da una indicación de cuál podría ser un desarrollo deseable, bajo las premisas teóricas e ideales del estudio,

si se presentaran los escenarios supuestos. La primera fase del enlace Guatemala-México ya está concluida y está presente en todos los casos estudiados. También se supone que se dan las condiciones necesarias para disponer, de ser requerido, de carbón y gas natural licuado en cualquier punto de la región. 6.1 Caso referencia Considerado el caso base, se estudia el comportamiento de la región bajo los supuestos de un crecimiento medio en la demanda y en los precios del combustible, además de solo tomar en cuentas proyectos hidroeléctricos cuya potencia instalada sea menor o igual a 150 MW, incluyendo las dos etapas de interconexión del Proyecto SIEPAC y la interconexión Colombia- Panamá, a su vez no se considera la entrada de ningún proyecto renovable genérico (eólico y geotérmico genérico). Tabla 6.1 Resumen de Instalación (MW)

Fuentes: GTPIR, Elaboración propia, datos salidas del OPTGEN.

Gráfico 6.1 Instalación por País (MW)



Hidro 99 657 146 425 1514 603 3445

Solar 0 0 14 0 0 0 14

Eolica 0 105 42 117 15 390 669

Geo 77 35 82 332 0 0 526

Ingenios 0 27 0 0 16 0 43

Termica 0 0 0 0 210 0 210

Carbon 300 150 0 0 0 0 450

GNL 1000 1099 525 1000 0 1000 4624

Total 1476 2074 809 1874 1755 1993 9981

0

500

1000

1500

2000

2500

GU HO ES Ni CR PA

Hidro Solar Eolica Geo Ingenios Termica Carbon GNL


Tabla 6.2 Plan de Expansión de Generación (REF)


Gráfico 6.2 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW)

Fuentes: GTPIR, Elaboración propia, datos salidas del SDDP.

Dada las condiciones del caso se instalarían 9,981MW de los cuales el 35% de la potencia seria con proyectos hidroeléctricos, el 53% proyectos térmicos, 5% geotérmicos y 7% eólicos. Esta instalación tendría un costo de 9,717.68 mill $. La instalación agregada daría un porcentaje de reserva del 57% promedio de todo el periodo de estudio. En promedio se tendrían aportes del 55% de la generación total proveniente de plantas hidroeléctricas. Por otra parte las








CALD3b-B (GT) 22 CECHSACarbon (CB) 150 CHINAMECA (GT) 52 Capulín (H) 49 JAGUAR (CB) 300 Patuca3 (H) 100 5Nov_Ampl (H) 80 Torito (H) 50

CALD3c-B (GT) 11 LiHd2015 (H) 102Tecuamburro (GT) 44 LiGeoPlat (GT) 35

2016 LiHd2016 (H) 55 Eol Metap (EO) 42 TUMARIN (H) 253 REVENTAZÓ (Mini) (H) 306 2017 Cangrejal (H) 40 BOBOKE (H) 70

LicBiomas (I) 11 Tornillit (H) 160 GNLCutuco (G) 525 G CASITAS (GT) 35

LiHd2018 (H) 53 LiEo2018 (EO) 5

2019 2020

MOMBACHO (GT) 25CCGNL (G) 500 CASITAS2 (GT) 35 Diquis (Mini) (H) 650

APOYO (GT) 36 2022 LiHd2022 (H) 15 CCGNL (G) 5002023 CCGNL (G) 500 2024 CCGNL (G) 500

Chiltepe2 (GT) 25Vol Ñajo1 (GT) 20

MOMBACHO 2 (GT) 252025 CCGNL (G) 500 Piedra Fina (H) 42 Brujo2 (H) 60 CCGNL (G) 500

Casitas3 (GT) 35 EolProy2 (EO) 40Tablón (H) 20 Pajaritos (H) 31 EolProy3 (EO) 80

VCosigui2 (GT) 25 EolProy4 (EO) 120 Ometepe 1 (GT) 35

2027 CCGNL (G) 500 Brujo1 (H) 70 CCGNL (G) 500

2018

2021

2026

MW

2012

2013

2014

2015

MW Proyecto T MW Proyecto TMW Proyecto T MW Proyecto TAño Proyecto

Panama

T MW Proyecto T

Guatemala Honduras El Salvador Nicaragua Costa Rica

-

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10,000

15,000

20,000

25,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

Demanda Pot Inst. Hidro Inst. Termico Inst. Eolico


fuentes térmicas tendrías aportes promedios de 28% durante todo el período (alcanzado su máximo aporte en el año 2027 con un 40% de la generación total) y otras fuentes renovables aportarían 17% de la generación restante. Los mayores aportes de generación hidroeléctrica los tendrían Costa Rica y Panamá países donde la instalación de proyectos hidroeléctricos es considerablemente grande en comparación con los demás países de la región. Guatemala y El Salvador serian los países que aportarían más generación con plantas térmicas en la región. Gráfico 6.3 Generación por Tipo de Fuente (GWh)


Gráfico 6.4 Generación Hidroeléctrica por País (GWh)


Gráfico 6.5 Generación Térmica por País (GWh)


A pesar de la gran cantidad de potencia instalada que tiene la región, al contar con fronteras interconectada con otros países tales como México y Colombia cuya oferta de energía es considerablemente grande, y de costos más eficientes a los obtenidos en la región centroamericana, lo que en principio traerían beneficios en cuanto a costo de la energía. A continuación se muestra los intercambios realizados durante la época de estudio. Gráfico 6.6 Intercambios de Centroamérica (GWh)


Tratando de ver el comportamiento que tendría el costo marginal de la región se calculó el costo ponderado, indicando costos promedios anuales entre 140 y 80 $/MWh. Gráfico 6.7 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh)


Este plan tendría un costo operativo de 12,914.61 mill $, además el costo de intercambios neto por las interconexiones con México y Colombia serian de 829.99 mill $, sumando esto con el costo de inversión (9,717.68 mill $), el costo del plan sería de 23,465.32 mill $.

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

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80,000

90,000

100,000

20

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27

Hidro Solar Eolica Geo Ingenios termicas Carbon GNL

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35,000

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2012

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2015

2016

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PA CR NI ES HO GU

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15,000

20,000

25,000

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35,000

40,000

2012

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2015

2016

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2019

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2027

PA CR NI ES HO GU

-1,000

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

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2012

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2014

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2018

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MX CO

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140

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2012

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2019

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2022

2023

2024

2025

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2027


6.1.1 Guatemala El plan de expansión presenta una instalación total de 1,476.0 MW de los cuales el 7% son a base de plantas hidroeléctricas, 5% con plantas geotérmicas y un 88% con plantas térmicas que equivale a la instalación de 1,300.0 MW (300 MW de plantas de carbón y dos proyectos de GNL de 500 MW). El Plan presenta un costo total de inversión de 1,535.85 mill $. Sumada a la instalación actual en promedio se tendría una reserva del 69% durante todo el periodo. Las condiciones presentadas reflejarían costos marginales entre 184 y 64 $/MWh apreciándose el máximo en el verano del año 2020 y el mínimo en el invierno del año 2025. Los intercambios netos presentarían una reducción en los años 2018 al 2020, años donde los niveles de importación se ven aumentados. Del 2021 en adelante se convierte en país exportador de energía. La generación con plantas hidroeléctricas del país tendría aportes de 4,000GWh anuales durante todo el periodo, en promedio la energía aportada por este tipo de fuente cubrirá el 45% en el corto plazo y 34% para el largo plazo, la generación térmica seria del 38% en corto plazo y 66% en el largo plazo. El aumento en la exportación de energía que se da a partir del año 2021 se debe a la entrada del GNL en enero del mismo, aportando el 24% de la generación total de Guatemala para el año 2021. Gráfico 6.8 Instalación Anual de GU (MW)


Gráfico 6.9 Costo Marginal de Demanda de GU


Gráfico 6.10 Intercambios Netos de GU (GWh)


Gráfico 6.11 Generación por Tipo de Fuente de GU (GWh)


6.1.2 Honduras Honduras presenta como resultado un plan de expansión cuyo mayor instalación durante todo el periodo es básicamente térmica ya que el 60% de los proyectos que se incorporan al sistema serian de este tipo versus un 32%, 5%, 2% y 1% en proyectos hidroeléctricos, eólico, geotérmicos e ingenios respectivamente. El Plan presenta la instalación total de 2,074 MW y cuyo costo de inversión sería de 1,983.02 mill $. A pesar de la instalación de magnitud importante de proyectos de

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GNL que se tiene durante el periodo de estudio, en gran parte del mismo no se contaría con la potencia necesaria para cubrir su demanda máxima de potencia anual. Este comportamiento se debe a la culminación de algunos contratos térmicos en el año 2018 que suman 470 MW y en el año 2019, 132 MW, perdiendo así 602 MW en dos años. El año 2019 presenta un aumento en el costo marginal superando la cifra de 306 $/MWh comportamiento que es producto de la culminación de los contratos térmicos antes mencionados. El efecto del incremento de los costos marginales es corregido con la entrada en operación del segundo tramo del proyecto de interconexión SIEPAC en el 2020 que aportaría el respaldo necesario para cubrir la demanda lo que se refleja en la importación en el año 2019 de 4,000GWh aproximadamente cifra que aumenta en los años venideros hasta el año 2024 donde alcanza los 7,000 GWh. La entrada en operación del proyecto de GNL en el año 2025 serviría de soporte para reducir las importaciones, a pesar de la gran cantidad de energía que es importada el costo marginal presenta variaciones entre 200.0 y 50.0 $/MWh. Gráfico 6.12 Instalación anual de HO (MW)


Gráfico 6.13 Costo Marginal de Demanda de HO


Gráfico 6.14 Intercambios Netos de HO (GWh)


Gráfico 6.15 Generación por Tipo de Fuente de HO (GWh)


A partir del 2018 la generación con plantas hidroeléctricas seria de 5,000 GWh anuales casi constantes hasta el fin del periodo. Este aporte seria del 70% de la generación total hasta el año 2024, luego de la entrada del GNL el porcentaje de aportes hidroeléctricos bajaría al 50.17%. El costo operativo de Honduras seria de 2,006.21 mill $. 6.1.3 El Salvador El Salvador contaría con la instalación total de de 809 MW de los cuales el 65% de la instalación lo cubriría el proyecto de GNL (el proyecto Cutuco con 525 MW)

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Hidro Solar Eolica Geo Ingenios



además se instalarían 146 MW hidroeléctricos, 14 MW solar, 42 MW eólico y 82 MW geotérmico. Agregando a esta instalación la potencia instalada actualmente se puede apreciar el margen de reserva que existe entre la potencia instalada y la demanda máxima de potencia llegando a cubrir hasta el año 2025 con un porcentaje de reserva mayor al 11%. El costo de inversión en El Salvador es de 957.30 mill $. El costo marginal de energía para el periodo que comprende de 2012 al 2018 presentaría variaciones de 180 a 60.0 $/MWh. Luego de esto, del año 2019 al 2022 el costo marginal oscila con las mismas cifras pero esta vez marcada por la época seca y de verano para todos los años. A partir del año 2018 se aprecia un aumento en la exportación de energía debido a la entrada del proyecto Cutuco. El proyecto Cutuco aporta 3,700 GWh anuales casi fijos una vez su entrada en operación cubriendo así el 36% de la generación local de energía. De igual manera las plantas hidroeléctricas aportarían al sistema aproximadamente 2,000 GWh anuales durante todo el período. Al igual a los aportes hidroeléctricos, las plantas térmicas convencionales y geotérmicas aportarían energía que sumada para los años 2012 al 2018 no sería suficiente para cubrir su demanda, cubriendo la mismas con importaciones de energía. La instalación de capacidad en El Salvador se frena con la entrada en operación del proyecto Cutuco aumentando así la dependencia en las importaciones a partir del año 2022. Gráfico 6.16 Instalación anual de ES (MW)


Gráfico 6.17 Costo Marginal de Demanda de ES


Gráfico 6.18 Intercambios Netos de ES (GWh)


Gráfico 6.19 Generación por Tipo de Fuente de ES (GWh)


El costo operativo de El Salvador es de 2,926.82 mill $. 6.1.4 Nicaragua El plan de expansión muestra una instalación de 1874 MW con un costo de 1,550.63 mill $. Dicha instalación estaría repartida en un 53% térmico, 23% hidroeléctrico, 6% eólico y 18% geotérmico. El plan obtenido presenta la mayor instalación de proyectos geotérmicos de la región debido al gran potencial con que cuenta el país que ronda con aproximadamente 600 MW. La

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Hidro Solar Eolicas Geo Ingenios

termicas Carbon GNL "Demanda"


potencia instalada de este tipo de tecnología más la potencia próxima a instalar según el plan de expansión daría al país un porcentaje de reserva suficiente hasta el año 2019. Le garantiza Luego durante los tres años próximos dicho porcentaje sufre una rebaja debido a que se retira del sistema 176.4 MW en el año 2019. El costo marginal presenta como cifra mayor lo 200 $/MWh en el verano del 2019 cifra cuyo comportamiento se debe a la salida del sistema de la potencia antes mencionada. A pesar de estos retiros de unidades de generación, los intercambios netos dan como resultado exportaciones para este año, aunque no de gran magnitud. Por otro lado el límite inferior en el costo marginal ronda los 50 $/MWh y se presentaría en la época lluviosa del año 2023 en adelante. La entrada en operación de los proyectos geotérmicos en el año 2021 daría una oferta económica atractiva para la región lo cual significaría un aumento en las exportaciones además de bajar el costo marginal de Nicaragua. Para el año 2022, esta fuente aportaría 2,000 GWh anuales, luego en el 2024 en adelante los aportes serian de 6,000 GWh al año, mientras que las plantas hidroeléctricas a partir del 2016 aportarían 2,000 GWh anuales durante los años siguientes a la entrada en operación del proyecto hidroeléctrico Tumarin. El costo operativo resultante sería de 2,188.63 mill $. Gráfico 6.20 Instalación anual de NI (MW)


Gráfico 6.21 Costo Marginal de Demanda de NI


Gráfico 6.22 Intercambios Netos de NI (GWh)


Gráfico 6.23 Generación por Tipo de Fuente de NI (GWh)


6.1.5 Costa Rica En todo el periodo se instalan 1,755.0 MW con una distribución porcentual marcada por el dominio de los proyectos hidroeléctricos, cubriendo esta tecnología con el 86% de la potencia instalada seguido con el 12% térmico, y 1% de proyectos eólicos e ingenios cada uno. El costo de inversión para este plan sería de 2,013.03 mill $. La potencia hidroeléctrica instalada en todo el periodo cubriría en su totalidad con la demanda máxima de potencia, manteniendo un margen de reserva

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suficiente para que el país pueda cubrir la demanda con energía local. A pesar del alto margen de reserva con que cuenta el país se aprecian importaciones de energía para todos los años desde Panamá, además de exportaciones hacia Nicaragua lo cual le da al país un papel de porteador de energía. El costo marginal muestra valores que van entre 240 a 20 $/MWh los cuales son el reflejo de la generación que en su gran mayoría es aportada por las plantas hidroeléctricas. Para el periodo de corto plazo los aportes hidroeléctricos cubrirían el 77% de la generación total del sistema, en promedio se estarían generando 8,000.0 GWh. En los años próximos los aportes serian del 82% de la generación llegando a generar entre 10,000 y 14,000 GWh anuales, además se contaría con aproximadamente 1,500 GWh anuales provenientes de plantas geotérmicas. El costo operativo seria de 617.68 mill $. Gráfico 6.24 Instalación anual de CR (MW)


Gráfico 6.25 Costo Marginal de Demanda de CR


Gráfico 6.26 Intercambios Netos de CR (GWh)


Gráfico 6.27 Generación por Tipo de Fuente de CR (GWh)


6.1.6 Panamá Panamá sería el país que más proyectos de generación incorporaría en el período de corto plazo. En total serían 32 proyectos de los cuales 31 serían proyectos hidroeléctricos y un proyecto eólico de 150MW. La instalación total para todo el periodo seria de 1993 MW conformado por un 30% hidroeléctrico, 20% eólico y 50% térmico. El costo de inversión para este plan sería de 1,678.2 mill $. La potencia agregada durante el período de estudio daría un porcentaje reserva considerable para garantizar el cubrimiento de la demanda máxima del año. A pesar de tener la posibilidad de cubrir la demanda con energía generada localmente se puede apreciar grandes volúmenes de energía provenientes de Colombia. Una vez se cuente con la entrada en operación del proyecto de interconexión Colombia-Panamá en el año 2015, dichos volúmenes de energía estarían respaldados por una oferta económicamente beneficiosa para

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Panamá y la región lo cual alcanzaría montos de importación que están entre 1,500 a 4,500 GWh. Este comportamiento tendría efectos en el costo marginal que presentaría un máximo de 186 $/MWh y un mínimo de 10 $/MWh. La generación total de Panamá sería aportada en su mayor parte por plantas hidroeléctricas debido a la potencia que se tiene instalada y que se instalará en los próximos años. Estos aportes superan los 9,000 GWh anuales una vez se tenga instalado todos los proyectos hidroeléctricos considerados en el plan. Estas cifras representan un 82% de la generación total del sistema. EL proyecto eólico que entra en operación comercial en el año 2013 estaría aportando un 3% de la generación lo cual representa aproximadamente 500 GWh anuales. Gráfico 6.28 Instalación anual de PA (MW)


Gráfico 6.29 Costo Marginal de Demanda de PA


Gráfico 6.30 Intercambios Netos de PA (GWh)


Gráfico 6.31 Generación por Tipo de Fuente de PA (GWh)


El costo operativo de Panamá es de 988.3 mill $.

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7 SENSIBILIDADES AL CASO DE REFERENCIA 7.1 Proyectos de interconexión (siepac, co-pa) Dada la importancia que tienen los proyectos de Interconexión para la región se han modelando cuatro escenarios donde se juega con la posibilidad de contar o no con dichos proyectos, dentro de los escenarios analizados se contempla contar con la interconexión CO-PA y SIEPAC con sus dos etapas, solo con una etapa en ambos proyectos, como también la posibilidad de que en uno de ellos solo se instale la primera etapa y en el otro no. Para estos escenarios es importante recalcar que se considera que la primera etapa del proyecto SIEPAC entraría escalonadamente a partir del año 2012 y que culmina en el 2014 con los 300 MW previstos, mientras que la primera etapa de la interconexión CO-PA empieza operaciones en el año 2015, para la segunda etapa de las dos interconexiones se tiene como fecha el año 2020, líneas cuya capacidad de transporte totalizan 600MW cada una, se busca ver los efectos que tendrían sobre Centroamérica de contar o no con las interconexiones tomando el plan de referencia. Los cuatro casos estudiados donde se flexibilizan los intercambios son los siguientes:

INT1 Sin la interconexión CO-PA.

INT2 Sin la 2da Etapa del SIEPAC ni CO-PA.

INT3 Sin la 2da Etapa de CO-PA.

INT4 Sin la 2da Etapa del SIEPAC. La primera etapa del proyecto SIEPAC ya es una realidad, por lo tanto no se considero no tomarla en cuenta. En el análisis que se realiza para Centroamérica y los efectos que tendría

en cada país, los factores más importantes que se tomaron en cuenta son los que tendrían el costo de la energía, los volúmenes de intercambios, el costo operativo, déficit y la generación. 7.1.1 Guatemala A pesar de la interconexión con México, el costo de la energía se ve afectado si no entra en operación el proyecto de interconexión CO-PA a partir del año 2020, debido a que el sistema guatemalteco aportaría grandes volúmenes de energía a los otros sistemas que están conectados con el SIEPAC. Las demás flexibilidades no muestran tantas diferencias para el sistema de Guatemala en comparación con el caso REF. Gráfico 7.1 Costo Marginal Promedio Anual GU ($/MWh)

Fuentes: GTPIR, Elaboración propia, datos salidas del SDDP Gráfico 7.2 Intercambios Netos GU (GWh)

Fuentes: GTPIR, Elaboración propia, datos salidas del SDDP

De igual manera el costo operativo de no contar con la interconexión CO-PA muestra un aumento del 3.5% y se tiene

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déficit con un costo del 0.45 Mill $, este déficit no supera el límite establecido en el criterio de confiabilidad. Tabla 7.1 Costo Operativo y Déficit GU (Mill $)


Gráfico 7.3 Porcentaje de déficit GU


7.1.2 Honduras La culminación de los contratos térmicos en el año 2018, que en total suman 572 MW hacen que Honduras tenga una alta dependencia de las importaciones, por esta razón es importante estudiar el comportamiento que tiene el sistema hondureño de no cumplir como se tiene previsto los proyectos de interconexión. La segunda etapa del proyecto SIEPAC juega un papel importante ya que brinda el soporte necesario para no tener déficit, dado que dos de los casos analizados no tienen esta interconexión (INT2 y INT4) se puede apreciar que el costo marginal promedio a partir del 2020 muestra un aumento considerable, comportamiento que se debe a la disminución del volumen de intercambio, provocando que muestren déficit que superan los límites permitidos para que un escenario pase el criterio de confiabilidad, por esta razón es importante para el sistema Honduras que la segunda etapa del SIEPAC se culmine en la fecha prevista o se verá la necesidad de realizar inversiones para cubrir la demanda local ya sea instalando

nuevas plantas o extendiendo la fecha de los contratos térmicos con que cuentan. Gráfico 7.4 Costo Marginal Promedio Anual HO ($/MWh)


Gráfico 7.5 Intercambios Netos HO (GWh)


De no darse las políticas energéticas necesarias para cubrir la demanda local tendría un costo de déficit de 122 Mill $ en el periodo de estudio. Tabla 7.2 Costo Operativo y Déficit HO (Mill $)


Gráfico 7.6 Porcentaje de déficit HO


GU REF INT1 INT2 INT3 INT4

OPERACIÓN 4,190.00 4,391.79 4,192.81 4,252.21 4,178.17

DÉFICIT 0.00 1.66 0.00 0.07 0.00

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HO REF INT1 INT2 INT3 INT4

OPERACIÓN 2,004.12 2,111.97 2,095.66 2,030.44 2,088.20

DÉFICIT 2.10 5.19 145.70 2.24 145.18

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7.1.3 El Salvador Los proyectos de interconexión dan el soporte necesario para cubrir la demanda, dado las condiciones del país la segunda etapa del proyecto SIEPAC es de total importancia debido a que luego del 2018 no se instala ningún proyecto y la demanda sigue en aumento, debido a esto para la flexibilidad 2 y 4 donde no se cuenta con la 2da etapa del SIEPAC se aprecia un aumento significante en el costo de la energía provocado al igual que Honduras por una disminución en los volúmenes de energía importada, esta situación lleva a que se presenten déficit al final del periodo, pero dichos volúmenes de déficit no superan el 1% de la demanda establecido en el criterio de confiabilidad. Gráfico 7.7 Costo Marginal Promedio Anual ES ($/MWh)


Gráfico 7.8 Intercambios Netos ES (GWh)


Tabla 7.3 Costo Operativo y Déficit ES (Mill $)


Gráfico 7.9 Porcentaje de déficit ES


7.1.4 Nicaragua Por tratarse de un país cuyo mayor potencial energético son las fuentes geotérmicas presentando una oferta de energía atractiva para los demás países, el precio de la energía en Nicaragua aumenta a partir del 2020, estas variaciones son causadas principalmente por el aumento que tendrían las exportaciones de energía. Para el caso donde no se cuenta con la Interconexión CO-PA. Gráfico 7.10 Costo Marginal Promedio Anual NI ($/MWh)


Gráfico 7.11 Intercambios Netos NI (GWh)


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ES REF INT1 INT2 INT3 INT4

OPERACIÓN 2,926.82 3,013.65 3,062.95 2,953.18 3,054.61

DÉFICIT 0.00 1.64 6.19 0.11 6.04

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Tabla 7.4 Costo Operativo y Déficit NI (Mill $)


Gráfico 7.12 Porcentaje de déficit NI


7.1.5 Costa Rica A pesar del gran potencia hidroeléctrico con que cuentan en las épocas de verano donde la escases de agua producto de las pocas lluvias que se presentan, aumentan así los riesgos de no cubrir la demanda. Para mantener el costo de la energía es necesario mantener importaciones de energía, es por esto que no contar con las interconexiones en las fechas previstas repercutiría negativamente el costo de la energía. De no darse la 2da etapa del SIEPAC y CO-PA el costo de déficit seria de 4.44 mill $. Gráfico 7.13 Costo Marginal Promedio Anual CR ($/MWh)


Gráfico 7.14 Intercambios Netos CR (GWh)


Tabla 7.5 Costo Operativo y Déficit CR (Mill $)


Gráfico 7.15 Porcentaje de déficit CR


7.1.6 Panamá El proyecto cuyo mayores efectos negativos se aprecian en Panamá seria la interconexión CO-PA, esto se debe a que la oferta que presenta Colombia reduciría el costo de la energía para Panamá e incluso Centroamérica se vería beneficiado, se espera que la interconexión CO-PA aporte aproximadamente 4 TWh anuales y cuyo mayores aportes se tienen en la época seca, época donde se tienen los costos de energía más altos debido a los grandes aportes de las plantas térmicas, de igual forma el proyecto SIEPAC sobre todo la segunda etapa es muy importante ya que en un lapso de tiempo a partir del 2020 no se instalan proyectos que aumenten el porcentaje de reserva aumentando así la dependencia de las importaciones.

NI REF INT1 INT2 INT3 INT4

OPERACIÓN 2,188.43 2,316.51 2,145.08 2,231.68 2,112.13

DÉFICIT 0.20 1.58 1.92 0.24 1.84

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CR REF INT1 INT2 INT3 INT4

OPERACIÓN 616.94 939.43 772.09 699.45 680.02

DÉFICIT 0.74 7.28 8.26 1.06 7.68

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Gráfico 7.16 Costo Marginal Promedio Anual PA ($/MWh)


Gráfico 7.17 Intercambios Netos PA (GWh)


Tabla 7.6 Costo Operativo y Déficit PA (Mill $)


Gráfico 7.18 Porcentaje de déficit PA


7.2 Factor de evolución del precio de los combustibles El EIA DOE presenta sus proyecciones de precios del crudo de manera que reflejen la volatilidad e incertidumbre de los precios mundiales del crudo, que permitan un análisis de las condiciones

del mercado futuro de los combustibles fósiles. En el Annual Energy Outlook 2011, se conciben y resumen las perspectivas en términos constantes, de los precios mundiales del crudo de petróleo. El escenario de precios altos del crudo, se fundamenta en un crecimiento más intenso de la economía de los países que no están dentro de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo (OECD), que conducen a un incremento de la demanda de combustible, mientras por el lado de la oferta, la producción convencional es restringida por decisiones políticas y limitaciones físicas a los recursos. Recientemente los precios reales del crudo han superado los rangos de precios estimados anteriormente por el EIA-DOE, pero basado en concepciones distintas a su elaboración, en la práctica los precios alcanzados obedecen a una inesperada recesión económica mundial iniciada por el colapso financiero que se presenta mundialmente. Dada la importancia que tiene el precio del crudo que afecta directamente el costo de la energía eléctrica se considera un escenario donde los precios son estimados por el GTPIR, Utilizando el caso de referencia. 7.2.1 Guatemala Contrario a lo que se espera que suceda con el costo de la energía, Guatemala presenta aumento insignificantes en el CMS, debido a que para el periodo de corto plazo el aumento en los precios del combustible restringirían las exportaciones y a su vez en este periodo se presentan importaciones, además no se presentan déficit lo que indica que el sistema guatemalteco está preparado para soportar un incremento en el precio del crudo.

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PA REF INT1 INT2 INT3 INT4

OPERACIÓN 988.30 1,719.52 1,230.96 1,210.09 959.76

DÉFICIT 0.00 6.56 0.81 0.25 0.02

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Gráfico 7.19 Costo Marginal Promedio Anual GU ($/MWh)


Gráfico 7.20 Intercambios Netos GU (GWh)


Tabla 7.7 Costo Operativo y Déficit GU (Mill $)




Tabla 7.8 Generación Térmica GU (GWh)


7.2.2 Honduras Las condiciones del plan de expansión, dan como resultado que a partir del 2018 la capacidad instalada no cubre la demanda máxima y se ve obligada a explorar otros sistemas para cubrir su demanda, presentando así aumentos considerables en el costo de la energía, provocado por el aumento que se presenta en la generación térmica que en su gran mayoría tienen un costo operativo alto, este comportamiento es corregido por la entrada en operación del GNL en el año 2025. Gráfico 7.22 Costo Marginal Promedio Anual HO ($/MWh)




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Años REF COMB Dif Años REF COMB Dif

2012 2915 3128 7.3% 2019 1730 2454 41.8%

2013 4587 2833 -38.2% 2020 1534 2798 82.4%

2014 4320 2906 -32.7% 2021 1474 2537 72.1%

2015 4816 4064 -15.6% 2022 1386 2115 52.6%

2016 4858 4058 -16.5% 2023 1377 2078 51.0%

2017 4688 4232 -9.7% 2024 4493 2178 -51.5%

2018 4369 4049 -7.3% 2025 4724 5516 16.7%

2019 5063 4745 -6.3% 2026 7748 5908 -23.8%

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REF COMB


Tabla 7.9 Costo Operativo y Déficit HO (Mill $)


Gráfico 7.24 Porcentaje de déficit HO


Tabla 7.10 Generación Térmica HO (GWh)


7.2.3 El Salvador El salvador presenta un plan cuya última plantas es instalada en el año 2018, esto deja entrever que al pasar de los años el crecimiento de la demanda aumentaría la dependencia en las importaciones, además el 69% de la capacidad instalada del país es cubierta por plantas térmicas lo cual tiene un efecto negativo a la hora de presentarse precios altos en el combustible, a pesar de esto dados los contratos de GNL que existen mundialmente y tomando en cuenta la capacidad del proyecto Cutuco el sistema Salvadoreño presenta aumentos significativos a partir del año 2024, presentando además importaciones mayores al pasar de los años, lo que indica que la capacidad instalada no es suficiente para cubrir la demanda.

Gráfico 7.25 Costo Marginal Promedio Anual ES ($/MWh)






Tabla 7.11 Costo Operativo y Déficit ES (Mill $)


Tabla 7.12 Generación Térmica ES (GWh)


HO REF COMB

OPERACIÓN 2,004.12 2,329.24

DÉFICIT 2.10 2.11

0.00%

0.01%

0.01%

0.02%

0.02%

0.03%

0.03%

0.04%

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

Caso A COMB


2012 3399 3769 10.9% 2019 1730 1833 5.9%

2013 4300 3878 -9.8% 2020 1534 1593 3.9%

2014 3520 2954 -16.1% 2021 1474 1546 4.9%

2015 3062 2491 -18.6% 2022 1386 1475 6.4%

2016 2889 2462 -14.8% 2023 1377 1441 4.7%

2017 2970 2707 -8.8% 2024 4493 4517 0.5%

2018 1563 1611 3.0% 2025 4724 4710 -0.3%

2019 1606 1811 12.8% 2026 7748 7812 0.8%

0

50

100

150

200

250

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

REF COMB

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

REF COMB

0.00%

0.20%

0.40%

0.60%

0.80%

1.00%

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

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20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

Caso A COMB

ES REF COMB

OPERACIÓN 2,926.82 4,390.30

DÉFICIT 0.00 0.00


2012 2454 2588 5.5% 2019 5940 5783 -2.6%

2013 2798 2387 -14.7% 2020 5603 5430 -3.1%

2014 2537 2224 -12.3% 2021 5560 5470 -1.6%

2015 2115 1737 -17.9% 2022 5611 5488 -2.2%

2016 2078 1736 -16.5% 2023 5670 5622 -0.9%

2017 2178 1853 -14.9% 2024 5585 5543 -0.8%

2018 5516 5412 -1.9% 2025 5764 5787 0.4%

2019 5908 5820 -1.5% 2026 5717 5660 -1.0%


7.2.4 Nicaragua A pesar de que la demanda de Nicaragua es poca en comparación con los demás países, se presentan déficit para la época de verano del año 2020 y 2021, a partir del año 2024 se aprecia una disminución del costo de la energía, comportamiento que se debe a las restricciones que se dan a la exportación de energía, ya que los volúmenes de los mismo se ven disminuidos a partir de este año Gráfico 7.28 Costo Marginal Promedio Anual NI ($/MWh)




Tabla 7.13 Costo Operativo y Déficit NI (Mill $)




Tabla 7.14 Generación Térmica NI (GWh)


7.2.5 Costa Rica El aumento en el precio del combustible restringiría la generación de energía térmica reduciendo el impacto del comportamiento, los intercambios presentados no muestran cambios sustanciales lo cual indica que el sistema Costarricense está preparado para mitigar los efectos que tienen los precios del combustible sobre el sistema de generación. De igual forma se presentan déficit cuyo porcentaje es muy inferior y no representan riesgos para el sistema. Gráfico 7.31 Costo Marginal Promedio Anual CR ($/MWh)


0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

20

12

20

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20

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20

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20

16

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20

20

20

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20

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20

24

20

25

20

26

20

27

REF COMB

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

20

12

20

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20

14

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16

20

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20

18

20

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20

20

20

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20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

REF COMB

NI REF COMB

OPERACIÓN 2,188.43 3,137.85

DÉFICIT 0.20 0.24

0.0000%

0.0020%

0.0040%

0.0060%

0.0080%

0.0100%

0.0120%

0.0140%

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

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20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

REF COMB


2012 1496 1479 -1.1% 2019 905 856 -5.4%

2013 1588 1890 19.0% 2020 711 679 -4.5%

2014 1279 1973 54.3% 2021 3333 3247 -2.6%

2015 1106 1689 52.7% 2022 3588 3420 -4.7%

2016 641 1086 69.3% 2023 6315 6086 -3.6%

2017 569 1017 78.8% 2024 5691 5458 -4.1%

2018 708 972 37.3% 2025 5931 5585 -5.8%

2019 847 783 -7.5% 2026 5503 5243 -4.7%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

20

12

20

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18

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20

20

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20

22

20

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20

24

20

25

20

26

20

27

REF COMB








Tabla 7.16 Generación Térmica CR (GWh)


7.2.6 Panamá Debido a que las plantas hidroeléctricas abarcan el 65% de la capacidad total, los efectos del precio del combustible se aprecian a partir del 2020 donde la dependencia de las plantas térmicas se hacen evidente provocado por el aumento de la demanda, de igual manera se limita la generación térmica

bajando en promedio un 15% en comparación con el caso de referencia pero de igual manera en el costo marginal se refleja un aumento. Gráfico 7.34 Costo Marginal Promedio Anual PA ($/MWh)








-4000

-3500

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

20

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20

13

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14

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15

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16

20

17

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18

20

19

20

20

20

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20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

REF COMB

CR REF COMB

OPERACIÓN 616.94 815.49

DÉFICIT 0.74 0.86

0.0000%

0.0020%

0.0040%

0.0060%

0.0080%

0.0100%

0.0120%

0.0140%

0.0160%

20

12

20

13

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14

20

15

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16

20

17

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18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

REF COMB


2012 407 372 -8.7% 2019 761 713 -6.3%

2013 544 276 -49.3% 2020 558 461 -17.4%

2014 513 284 -44.5% 2021 387 187 -51.6%

2015 257 63 -75.4% 2022 491 452 -8.0%

2016 142 19 -86.9% 2023 601 629 4.7%

2017 239 59 -75.4% 2024 400 252 -37.0%

2018 371 227 -38.8% 2025 521 443 -15.0%

2019 758 547 -27.8% 2026 588 270 -54.1%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

20

12

20

13

20

14

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15

20

16

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20

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20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

REF COMB

-6000

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

20

12

20

13

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14

20

15

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16

20

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20

20

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20

22

20

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20

24

20

25

20

26

20

27

REF COMB

PA REF COMB

OPERACIÓN 988.30 1,256.13

DÉFICIT 0.00 0.00

0.00%

0.20%

0.40%

0.60%

0.80%

1.00%

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20

13

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20

24

20

25

20

26

20

27

REF COMB


Tabla 7.18 Generación Térmica PA (GWh)


7.3 Factor de crecimiento de la demanda Este factor tiene dos escenarios, compuestos por las proyecciones de demanda media y alta. El escenario usado como base corresponde al pronóstico medio de demanda. Con el objetivo de visualizar el comportamiento del sector eléctrico en Centroamérica ante un crecimiento alto del consumo eléctrico se suponen cambios en la variable que llevan a esta situación. Fundamentalmente se supone una etapa de evolución y crecimiento económico sostenible, además de un crecimiento de la población y la construcción de megaproyectos en la región que podrían requerir de grandes volúmenes de energía. Cabe destacar que los consumos de energía planteada en el crecimiento alto de la demanda superan los consumos históricos. 7.3.1 Guatemala Un aumento inesperado de la demanda provocaría aumentos en el costo de la energía provocado por la entrada de plantas térmicas con costos operativos altos con el fin de no tener déficit. Para los países cuya potencia hidroeléctrica se ve mermada en la época de verano, lo más lógico sería reducir las exportaciones evitando así la entrada de plantas con costos elevados.

Gráfico 7.37 Costo Marginal Promedio Anual GU ($/MWh)


Contrario a lo antes mencionado Guatemala aumenta sus exportaciones teniendo así efectos negativos en el costo de la energía. Gráfico 7.38 Intercambios Netos GU (GWh)


Tabla 7.19 Costo Operativo y Déficit GU (Mill $)





2012 1149 1103 -4.0% 2019 1230 1106 -10.1%

2013 985 764 -22.4% 2020 1150 974 -15.3%

2014 1101 910 -17.3% 2021 952 807 -15.2%

2015 478 400 -16.3% 2022 1132 1111 -1.8%

2016 402 341 -15.1% 2023 1313 1422 8.3%

2017 610 470 -22.9% 2024 3797 3555 -6.4%

2018 859 732 -14.8% 2025 4098 3754 -8.4%

2019 1358 1168 -14.0% 2026 6340 5735 -9.5% 0

50

100

150

200

250

300

350

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20

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20

27

REF DEM

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

20

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20

27

REF DEM

GU REF DEM

OPERACIÓN 4,190.00 5,273.53

DÉFICIT 0.00 35.43

0.00%

0.20%

0.40%

0.60%

0.80%

1.00%

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20

26

20

27

REF DEM


Tabla 7.20 Generación Térmica GU (GWh)


7.3.2 Honduras Los aportes de energía proveniente de Guatemala ayudan a estabilizar el costo de la energía, provocados por la culminación de los contratos térmicos vigentes en el año 2018, provocando déficit para el año 2019 que son minimizados por las grandes volúmenes de energía importada, a pesar de esto el costo de la energía presentaría un aumento considerable. Gráfico 7.40 Costo Marginal Promedio Anual HO ($/MWh)




Tabla 7.21 Costo Operativo y Déficit HO (Mill $)


El porcentaje de déficit indica que el país no pasaría el criterio de confiabilidad, dejando en evidencia las falencias con que cuenta el sistema hondureño en caso de presentar un aumento inesperado en la demanda. Gráfico 7.42 Porcentaje de déficit HO


Tabla 7.22 Generación Térmica HO (GWh)


7.3.3 El Salvador A pesar de la entrada del proyecto Cutuco los costos de la energía aumentarían sustancialmente, debido a que se presentan aumentos en las exportaciones hasta el año 2021, año en donde el crecimiento de la demanda hace casi imposible el abastecimiento de energía en otros sistemas.

Años REF DEM Dif Años REF DEM Dif

2012 2915 3150 8.0% 2019 1730 2454 41.8%

2013 4587 4727 3.1% 2020 1534 2798 82.4%

2014 4320 4586 6.2% 2021 1474 2537 72.1%

2015 4816 5564 15.5% 2022 1386 2115 52.6%

2016 4858 5674 16.8% 2023 1377 2078 51.0%

2017 4688 5511 17.5% 2024 4493 2178 -51.5%

2018 4369 5411 23.9% 2025 4724 5516 16.7%

2019 5063 6355 25.5% 2026 7748 5908 -23.8%

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

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20

27

REF DEM

-12000

-10000

-8000

-6000

-4000

-2000

0

20

12

20

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20

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20

24

20

25

20

26

20

27

REF DEM

HO REF DEM

OPERACIÓN 2,004.12 2,649.78

DÉFICIT 2.10 252.28

0.00%

0.20%

0.40%

0.60%

0.80%

1.00%

1.20%

1.40%

1.60%

1.80%

20

12

20

13

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20

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20

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20

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23

20

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20

25

20

26

20

27

REF DEM


2012 3399 3841 13.0% 2019 1730 2199 27.1%

2013 4300 4717 9.7% 2020 1534 2049 33.6%

2014 3520 4218 19.8% 2021 1474 2008 36.2%

2015 3062 3874 26.5% 2022 1386 1972 42.3%

2016 2889 3951 36.8% 2023 1377 1928 40.1%

2017 2970 4345 46.3% 2024 4493 5489 22.2%

2018 1563 2311 47.8% 2025 4724 5627 19.1%

2019 1606 2168 35.0% 2026 7748 9180 18.5%


Gráfico 7.43 Costo Marginal Promedio Anual ES ($/MWh)




La culminación de contratos térmicos que presenta El Salvador tiene un efecto negativo, ya que se presentan déficit que pudieran evitarse garantizando la continuidad de los mismos. Tabla 7.23 Costo Operativo y Déficit ES (Mill $)




Tabla 7.24 Generación Térmica ES (GWh)


7.3.4 Nicaragua A pesar del aumento en las importaciones que se presentan hasta el año 2018 el costo de la energía supera al costo presentado en el caso de referencia, a partir del 2019 la necesidad de cubrir la demanda no le permite tener exportaciones como se dieron en el caso REF, este comportamiento no cambia hasta el año 2022 cuando entra la planta de GNL que da el suporte necesario para cubrir la totalidad de la demanda y exportar energía. Gráfico 7.46 Costo Marginal Promedio Anual NI ($/MWh)




0

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100

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REF DEM

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REF DEM

ES REF DEM

OPERACIÓN 2,926.82 3,494.08

DÉFICIT 0.00 41.33

0.00%

0.20%

0.40%

0.60%

0.80%

1.00%

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27

REF DEM


2012 2454 2628 7.1% 2019 5940 7101 19.5%

2013 2798 2974 6.3% 2020 5603 6685 19.3%

2014 2537 2726 7.5% 2021 5560 6609 18.9%

2015 2115 2357 11.4% 2022 5611 6543 16.6%

2016 2078 2413 16.1% 2023 5670 6757 19.2%

2017 2178 2453 12.6% 2024 5585 6607 18.3%

2018 5516 6109 10.8% 2025 5764 6979 21.1%

2019 5908 6659 12.7% 2026 5717 6908 20.8%

0

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REF DEM

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27

REF DEM


A pesar de la entrada de grandes proyectos térmicos y geotérmicos el aumento de la demanda provoca volúmenes de energía no servida para la época seca del año. Tabla 7.25 Costo Operativo y Déficit NI (Mill $)




Tabla 7.26 Generación Térmica NI (GWh)


7.3.5 Costa Rica Costa Rica presenta el mismo comportamiento que se dan en los países antes analizados, mostrando déficit y precios altos en el año 2019, a pesar de esto los porcentajes de déficit mostrados no sobrepasan los límites de confiabilidad, pero si dan luces de los niveles de demanda que el sistema Costarricense soportaría con el plan de expansión indicado.

Gráfico 7.49 Costo Marginal Promedio Anual CR ($/MWh)








NI REF DEM

OPERACIÓN 2,188.43 2,745.12

DÉFICIT 0.20 52.40

0.00%

0.20%

0.40%

0.60%

0.80%

1.00%

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REF DEM


2012 1496 1742 16.5% 2019 905 1572 73.7%

2013 1588 1977 24.5% 2020 711 1291 81.6%

2014 1279 1614 26.1% 2021 3333 4428 32.8%

2015 1106 1307 18.2% 2022 3588 4721 31.6%

2016 641 767 19.5% 2023 6315 8057 27.6%

2017 569 898 57.9% 2024 5691 7727 35.8%

2018 708 1317 86.1% 2025 5931 8047 35.7%

2019 847 1534 81.1% 2026 5503 7894 43.4%

0

100

200

300

400

500

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27

REF DEM

-6000

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

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27

REF DEM

CR REF DEM

OPERACIÓN 616.94 1,329.40

DÉFICIT 0.74 125.81

0.00%

0.50%

1.00%

1.50%

2.00%

2.50%

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27

REF DEM


Tabla 7.28 Generación Térmica CR (GWh)


7.3.6 Panamá A diferencia de los demás países analizados el sistema panameño mantendría el sistema en funcionamiento hasta el año 2023, año en que se muestra el primer déficit del periodo, dicho déficit no supera los límites permitidos de confiabilidad, para este escenario se aprecia una disminución de las importaciones producto de las limitaciones que tendrían otros sistemas a exportar energía. Gráfico 7.52 Costo Marginal Promedio Anual PA ($/MWh)


A pesar de las reducciones de intercambio el sistema colombiano presenta una alternativa al aumento de la demanda tanto para Panamá como para Centroamérica.







Tabla 7.30 Generación Térmica PA (GWh)


Luego del análisis realizado en este capítulo donde se observaron las falencias con que contarían los países centroamericanos de ser afectados por factores como crecimiento de la demanda, precios altos de combustibles y el incumplimiento de los proyectos de interconexión programados en la región, se busca la forma de mitigar dichos efectos. Para el siguiente capítulo se plantean planes de expansión de


2012 407 486 19.3% 2019 761 1906 150.4%

2013 544 741 36.2% 2020 558 1554 178.3%

2014 513 769 50.0% 2021 387 1395 260.7%

2015 257 566 120.0% 2022 491 1707 247.9%

2016 142 409 187.6% 2023 601 1824 203.8%

2017 239 674 181.9% 2024 400 1603 300.8%

2018 371 1071 188.3% 2025 521 1904 265.6%

2019 758 1937 155.5% 2026 588 2075 252.7%

0

50

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REF DEM

-6000

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

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3000

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27

REF DEM

PA REF DEM

OPERACIÓN 988.30 1,580.98

DÉFICIT 0.00 9.05

0.00%

0.20%

0.40%

0.60%

0.80%

1.00%

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27

REF DEM


2012 1149 1281 11.5% 2019 1230 1866 51.7%

2013 985 1214 23.2% 2020 1150 2145 86.5%

2014 1101 1359 23.5% 2021 952 2376 149.5%

2015 478 619 29.6% 2022 1132 2869 153.6%

2016 402 618 53.6% 2023 1313 3052 132.4%

2017 610 971 59.2% 2024 3797 5465 43.9%

2018 859 1417 65.0% 2025 4098 5785 41.2%

2019 1358 2201 62.0% 2026 6340 7779 22.7%


generación cuyo fin es reducir las consecuencias originadas por los factores anteriormente mencionados al plan de expansión del caso de referencia.


8 SOLUCIONES ÓPTIMAS 8.1 Interconexiones Los proyectos de interconexión proporcionan estabilidad en la región ante los cambios drásticos que tiene tanto el clima como los precios del combustible por esta razón es importante crear varias opciones que contrarresten el comportamiento del sistema de generación de Centroamérica en caso de

no contar como se tiene previsto con los proyectos de interconexión. 8.1.1 Sin Interconexión CO-PA (INT1 PEC) De no darse el proyecto de interconexión entre Colombia y Panamá el plan de expansión resultante sería el siguiente.

Tabla 8.1 Plan de Expansión de Generación (INT1 PEC)









CALD3bc (GT) 33 CECHSACarbon (CB) 150 JAGUAR (CB) 300 Patuca3 (H) 100 CHINAMECA (GT) 52 PAJARITOS (H) 31 Capulín (H) 49

TECUAMBURRO (GT) 44 LiHd2015 (H) 102 5Nov_Ampl (H) 80 BOBOKE (H) 70 Torito (H) 50 LiGeoPlat (GT) 35 LiHd2016 (H) 55 C.Grande Amp (H) 86 TUMARIN (H) 253 REVENTAZÓ (Mini) (H) 306

Eol Metap (EO) 42 EL CARMEN (H) 100 Cangrejal (H) 40 G CASITAS (GT) 35 B.Blanco (H) 28

VALENTÍN (H) 28LicBiomas (I) 11 EolProy 2 (EO) 40Tornillit (H) 160 GNLCutuco (G) 525 EolProy 3 (EO) 80

LiHd2018 (H) 53 EolProy 4 (EO) 120LiEo2018 (EO) 5

2019 Hoyo I (GT) 35

CCGNL (G) 500 APOYO (GT) 36 CCGNL (G) 500MOMBACHO (GT) 25

2021 DIQUIS (Mini) (H) 650 LiHd2022 (H) 15 CCGNL (G) 500

CCGNL (G) 500 Casitas3 (GT) 35

Patuca2A (H) 150 Vcosiguil (GT) 25Mombacho2 (GT) 25

20242025 CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500

V Ñajo1 (GT) 20 Apoyo2 (GT) 36 Brujo1 (H) 70 Ometepe 1 (GT) 35

2027 CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500 Tabasará II (H) 35

2020




2026

MW

2012

2013

2014

2015

2016


2018

2022

2017

2023


Tabla 8.2 Resumen de Instalación (MW)






Tabla 8.3 Diferencia de Capacidad Instalada INT1 PEC vs Caso REF (%)

De no contar con el proyecto de interconexión Colombia-Panamá se reflejaría un aumento del 3% en la capacidad instalada de la región cifras que son comparadas con el caso REF, debido a esto el costo de inversión del

plan es de 10,558.4 mill $ representando un aumento del 8.7% en el mismo. La distribución porcentual de la capacidad instalada es dominada por los proyectos térmicos que en total aportan el 51%, luego los proyectos hidroeléctricos con 36%, completan el total los proyectos eólicos y geotérmicos con un 5% y 6% respectivamente. Gráfico 8.3 Generación por Tipo de fuente (GWh)






Este caso muestra aumentos en la producción de energía por medio de combustibles, sustituyendo así los aportes de energía que de tener la interconexión Colombia-Panamá se


Hidro 99 787 232 511 1453 666 3749

Solar 0 0 14 0 0 0 14

Eolica 0 105 42 117 15 390 669

Geo 77 35 82 343 0 0 537

Ingenios 0 27 0 0 16 0 43

Termica 0 0 0 0 210 0 210

Carbon 300 150 0 0 0 0 450

GNL 1000 1099 525 0 1000 1000 4624

Total 1476 2204 895 971 2694 2056 10296

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

GU HO ES Ni CR PA


-

5,000

10,000

15,000

20,000

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2012

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2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027



Hidro 0% 20% 59% 20% -4% 10% 9%

Solar 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Eolica 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Geo 0% 0% 0% 3% 0% 0% 2%

Ingenios 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Termica 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Carbon 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

GNL 0% 0% 0% -100% 0% 0% 0%

Total 0% 6% 11% -48% 54% 3% 3%

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

20

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0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU


deberían dar, este cambio tiene como resultado el incremento del 2.7% en el costo operativo, en total el costo es de 13,224.89 mill $. Además se reduciría el costo de intercambios un 29.6% del presentando en el caso REF, en total serian 381 mill $. Gráfico 8.6 Intercambios de Centroamérica (GWh)


A pesar de que Colombia presenta una oferta favorable para el mercado de Centroamérica en este caso se aprecian disminuciones en el costo de la energía de la región para los años del 2019 al 2024. Gráfico 8.7 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh)


-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

MX CO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

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2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

REF INT1 INT1 (PEC)


8.1.2 Sin las interconexiones SIEPAC2 y CO-PA2 (INT2 PEC) La segunda etapa del proyecto SIEPAC es muy importante para países como Honduras y El Salvador en este

escenario se plantea un plan que satisfaga las condiciones de ambos países como de los demás países de Centroamérica de no darse la instalación del segundo tramo de estos proyectos.


Fuentes: GTPIR, Elaboración propia, datos salidas del OPTGEN






Cristobal (H) 19 LicCog 14 (I) 15 Berlin V (GT) 30 CC Moin (T) 210 Las Cruces (H) 9LiHd2014 (H) 98 CHAPARRAL (H) 66 Eol-ARIVAS (EO) 40 BOT Chuca (H) 50 Estrechos (H) 10

15-sep (S) 14 Cachi_Amp (H) 158 San Bartolo (H) 15 Laguna (H) 9 Burica (H) 50 SMaria82 (H) 26

Tab II (H) 35 Cañazas (H) 6

TECUAMBU (GT) 44 CECHSACarbon (CB) 150 CALD3b-B (GT) 22 Patuca3 (H) 100 CHINAMECA (H) 52 SIRENA (H) 17 BOT Capulín (H) 49 JAGUAR (CB) 300 LiHd2015 (H) 102 5Nov_Ampl (T) 80 BOT Torito (H) 50

CALD3c-B (GT) 11 LiGeoPlat (GT) 35 LiHd2016 (H) 55 CGDE Ampl (H) 86 TUMARIN (H) 253 REVENTAZÓ (Mini) (H) 306

Eol Metap (EO) 42 SALTO Y-Y (H) 25 Cangrejal (H) 40 CASITAS (GT) 35 B. Blanco (H) 29Tablon (H) 20 PIEDRA FINA (H) 42

LicBiomas (I) 11 Tornillit (H) 160 GNLCutuco (G) 525 VALENTIN (H) 28

LiHd2018 (H) 53 LiEo2018 (EO) 5

2019 CCGNL (G) 500 GCasitas2 (GT) 35

APOYO (GT) 36 RC-500 (H) 59 CCGNL (G) 500 G CHILTEP (GT) 25

DIQUIS (Mini) (H) 650

CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500LiHd2022 (H) 15

G CHILTEP2 (GT) 25 GCasitas3 (GT) 35

APOYO2 (GT) 36BOBOKE (H) 70

20242025 CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500

VCosigui1 (GT) 25 CB (CB) 500 Ometepe1 (GT) 35

Mombacho2 (GT) 25 EolProy2 (EO) 40

CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500 EolProy3 (EO) 80EolProy4 (EO) 120

2023

2027

2017

2020

2018

2021

2022

2026

MW

2012

2013

2014

2015

2016

MW Proyecto T MW Proyecto TMW Proyecto Tipo MW Proyecto T


Año Proyecto Tipo MW Proyecto Tipo







A pesar de que la capacidad instalada en este caso es menor a la que se considero en el caso de referencia el costo de inversión muestra un aumento equivalente al 6.9%, en total el mismo seria de 10,377.16 mill $. Gráfico 8.9 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW)


Los países que más diferencia muestran serian los que comprenden el bloque norte de Centroamérica (GU, HO y ES) presentándose una mejor distribución de la potencia instalada entre los 3 países que conforman este bloque aumentando la potencia instalada en Honduras y El Salvador que para el año 2018 presenta la finalización de contratos térmicos y además se disminuye la instalación en

Guatemala ya que no se considera la entrada en operación de los proyectos de GNL que fueron considerados en el caso de referencia. Tabla 8.6 Diferencia de Capacidad Instalada INT2 PEC vs Caso REF (%)

N/I: Nueva Instalación

Para la generación total no se presentan cambios sustanciales por tipo de tecnología debido a que el plan solo presenta una redistribución entre países de la potencia instalada. Gráfico 8.10 Generación por Tipo de fuente (GWh)




Esta redistribución hace que los países que se vieron beneficiada por la misma presenten aumento en la generación térmica apreciándose ese cambio en todos los países de la región.


Hidro 99 657 204 464 1443 666 3534

Solar 0 0 14 0 0 0 14

Eolica 0 105 42 117 15 390 669

Geo 77 35 30 348 0 0 490

Ingenios 0 27 0 0 16 0 43

Termica 0 0 80 0 210 0 290

Carbon 300 650 0 0 0 0 950

GNL 0 1099 1025 0 500 1000 3624

Total 476 2574 1395 929 2184 2056 9614

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

GU HO ES Ni CR PA


-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027



Hidro 0% 0% 40% 9% -5% 11% 3%

Solar 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Eolica 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Geo 0% 0% -63% 5% 0% 0% -21%

Ingenios 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Termica 0% 0% N/I 0% 0% 0% 218%

Carbon 0% 333% 0% 0% 0% 0% 44%

GNL -100% 0% 95% -100% N/I 0% -22%

Total -68% 24% 72% -50% 24% 3% -4%

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27


0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU




Como es de esperarse el volumen de energía importada desde Colombia se ve disminuido por la capacidad que tiene la línea para este escenario, mientras que con México se mantendría casi los mismos volúmenes mostrados en el caso de referencia. Gráfico 8.13 Intercambios de Centroamérica (GWh)


La redistribución que se presenta en este caso mostraría una disminución del costo de la energía provocada por la decaída que tienen los volúmenes de energía intercambiados entre países. Gráfico 8.14 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh)


El costo operativo para este escenario disminuye 1.3%, lo que certifica que la generación térmica estaría reducida de no darse los proyectos de interconexión en su totalidad, el costo operativo total es 12,627.45 mill $, mientras que el costo de intercambios es de 613.66 mill $

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,0002012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU

-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

MX CO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

REF INT1 INT1 (PEC)


8.1.3 Sin la Interconexión CO-PA2 (INT3 PEC) Se espera que este proyecto de interconexión presente aportes anuales de aproximadamente 2000 GWh por lo tanto es importante ver el comportamiento que tendría los sistemas

de generación en Centroamérica de no darse la segunda etapa de la interconexión CO-PA. A continuación se presenta el plan de expansión de generación que resultaría de no contarse con el proyecto completo de la interconexión CO-PA.










CALD3bc (GT) 33 CECHSACarbon (CB) 150 JAGUAR (CB) 300 Patuca3 (H) 100 CHINAMECA (GT) 52 Capulín (H) 49

TECUAMBURRO (GT) 44 LiHd2015 (H) 102 5Nov_Ampl (H) 80 Torito (H) 50 LiGeoPlat (GT) 35 LiHd2016 (H) 55 C.Grande Amp (H) 86 TUMARIN (H) 253 REVENTAZÓ (Mini) (H) 306

Eol Metap (EO) 42 BOBOKE (H) 70 Casitas 35

Cangrejal (H) 40 Correilli (H) 40Valentin (H) 28

LicBiomas (I) 11 Tornillit (H) 160 GNLCutuco (G) 525

LiHd2018 (H) 53 LiEo2018 (EO) 5

2019 Chiltepe (G) 25 Casitas 2 (G) 35 RC-500 (H) 59 CCGNL (G) 500Apoyo (G) 36

2021 CCGNL (G) 500 DIQUIS (Mini) (H) 650 LiHd2022 (H) 15 Patuca2A (H) 150

2023 CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500Casitas 3 (G) 35Ometepe (G) 35

2025 CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500 Tabasará II (H) 35 Chieltepe 2 (G) 25 EolProy 2 (EO) 40

SERCHIL (H) 145 Cosigui (G) 25 EolProy 3 (EO) 80Cosigui2 (G) 25 EolProy 4 (EO) 120

Mombacho (G) 25 2027 CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500

2024

2026

MW

2012

2013

2014

2015

2016


2018

2022

2017

2020









Las limitaciones que se tendrían de no contar con la segunda etapa de la interconexión CO-PA provocaría un aumento del 3% en la instalación total del plan dicho aumento se presenta directamente en proyectos hidroeléctricos que subirían un 9%. Todo esto tiene implicaciones en el costo de inversión que llegaría a la suma de 10,146.04 mill $, 4.4% más alto que el presentado en el caso REF. Gráfico 8.16 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW)




Gráfico 8.17 Generación por Tipo de fuente (GWh)


La generación con plantas hidroeléctricas no presenta grandes cambios ya que gran parte de los intercambios se dan en la época seca, sustituyendo la energía con la que no se contaría debido a la sensibilidad con fuentes térmicas. Gráfico 8.18 Generación Hidroeléctrica por País (GWh)


El país cuya mayores cambios presenta en la generación térmica es Panamá que se ve afectado directamente por este proyecto de interconexión. La energía con la que no se contaría debido a esta sensibilidad sería sustituida por generación con GNL.


Hidro 244 787 232 420 1442 638 3763

Solar 0 0 14 0 0 0 14

Eolica 0 105 42 117 15 390 669

Geo 77 35 82 302 0 0 496

Ingenios 0 27 0 0 16 0 43

Termica 0 0 0 0 210 0 210

Carbon 300 150 0 0 0 0 450

GNL 0 1099 1525 0 1000 1000 4624

Total 621 2204 1895 839 2683 2028 10269

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

GU HO ES Ni CR PA


-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027



Hidro 146% 20% 59% -1% -5% 6% 9%

Solar 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Eolica 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Geo 0% 0% 0% -9% 0% 0% -6%

Ingenios 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Termica 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Carbon 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

GNL -100% 0% 190% -100% N/I 0% 0%

Total -58% 6% 134% -55% 53% 2% 3%

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

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20

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20

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20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27


0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU




Si se compara la Gráfico 8.20 con el Gráfico 6.6 donde se aprecian los intercambios de Colombia para el presente caso y el caso de referencia, respectivamente, se aprecia que aproximadamente no se contaría con 2,500 GWh anual. Gráfico 8.20 Intercambios de Centroamérica (GWh)


Con el plan presentado para esta situación en particular el costo marginal se ve reducido lo cual indica que de no darse la entrada de la segunda etapa se tienen que hacer las inversiones necesarias de lo contrario el costo de la energía se vería aumentado. Gráfico 8.21 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh)


0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU

-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

MX CO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

REF INT3 INT3 (PEC)


8.1.4 Sin la 2da Etapa del SIEPAC (INT4 PEC) La segunda etapa del proyecto de interconexión tiene mucha importancia ya que para la fecha en que se espera entre en operación honduras y el Salvador presentan salidas o culminación de

contratos térmicos, brindando así un soporte que ayudaría a minimizar los efectos de la culminación de los mismos, a continuación se presenta el plan de expansión optimizado de no darse la entrada en operación de la segunda etapa del SIEPAC.










TABASARÁ II (H) 35CECHSACarbon (CB) 150

CALD3b-B (GT) 33 Patuca3 (H) 100 CHINAMECA (GT) 52 SIRENA (H) 17 Capulín (H) 49 JAGUAR (CB) 300 LiHd2015 (H) 102 5Nov_Ampl (H) 80 Boboke (H) 70 Torito (H) 50

TECUAMBURRO (GT) 44 LiGeoPlat (GT) 35 LiHd2016 (H) 55 TUMARIN (H) 253 Llanitos (H) 98 Eol Metap (EO) 42 Salto YY (H) 25 REVENTAZÓ (Mini) (H) 306

El Carmen (H) 1002017 Cangrejal (H) 40 Gcasitas (GT) 35

Tablón (H) 20 Corriente Lira (H) 40 Barro Blanco (H) 29Piedra Fina (H) 42

Valentín (H) 28LicBiomas (I) 11 Tornillit (H) 160 GNLCutuco (G) 525

LiHd2018 (H) 53 LiEo2018 (EO) 5

2019 2020 RC500 (H) 59 2021 DIQUIS (Mini) (H) 650

CCGNL (G) 500 LiHd2022 (H) 15 TG (T) 100

2023 TG (T) 100 C.Gde.Ampl (H) 862024 CCGNL (G) 500 MMV (T) 1002025 CCGNL (G) 500 Brujo2 (H) 60 CCGNL (G) 500

CB (CB) 500CCGNL (G) 500 EolProy 2 (EO) 40

EolProy 3 (EO) 80 EolProy 4 (EO) 120

Apoyo (GT) 362027 Ñajo1 (GT) 20 CCGNL (G) 500

Apoyo2 (GT) 36

2022




2026

MW

2012

2013

2014

2015

2016


2018






Por tratarse de un proyecto cuyos aportes son de gran importancia para la región, al no contar con la segunda etapa se tendrían que hacer nuevas inversiones, tales inversiones serian en plantas térmicas tales como motores de media velocidad, turbinas de gas y plantas de carbón, en total las plantas térmicas abarcarían el 51% mientras que los proyectos hidroeléctricos tendrían un 38% de la capacidad instalada. El costo de inversión ascendería a 10,085.47 mill $. Gráfico 8.23 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW)




Las diferencias con el plan de expansión del caso de referencia están marcadas por la instalación de nuevas plantas térmicas convencionales, además de una redistribución de la capacidad instalada en cada país. Gráfico 8.24 Generación por Tipo de fuente (GWh)




A pesar de que producto de esta sensibilidad se instalan nuevas plantas térmicas, la generación de energía proveniente de esta fuente no presenta grandes cambios, presentando así un aumento del 0.5% en el costo operativo.


Hidro 99 756 232 604 1502 666 3859

Solar 0 0 14 0 0 0 14

Eolica 0 105 42 117 15 390 669

Geo 77 35 82 163 0 0 357

Ingenios 0 27 0 0 16 0 43

Termica 0 300 0 0 210 0 510

Carbon 300 150 0 0 0 500 950

GNL 1000 1099 525 0 0 1000 3624

Total 1476 2472 895 884 1743 2556 10026

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

GU HO ES Ni CR PA


-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027



Hidro 0% 15% 59% 42% -1% 11% 12%

Solar 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Eolica 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Geo 0% 0% 0% -51% 0% 0% -32%

Ingenios 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Termica 0% N/I 0% 0% 0% 0% 143%

Carbon 0% 0% 0% 0% 0% N/I 111%

GNL 0% 0% 0% -100% 0% 0% -22%

Total 0% 19% 11% -53% -1% 28% 0%

0

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25,000

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35,000

40,000

45,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU




Para el periodo comprendido del 2018-2022 se presenta una disminución del 13% en la energía importada en Centroamérica. Gráfico 8.27 Intercambios de Centroamérica (GWh)


Las inversiones realizadas mantendrían el costo marginal presentado en el caso de referencia hasta el año 2018, luego de esto es inevitable que se presente un aumento en el mismo. Este comportamiento se pudiera corregir adelantando o instalando proyectos regionales de gran escala, sobre todo en los países que se ven afectados por retiro de plantas. Gráfico 8.28 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh)


0

5,000

10,000

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20,000

25,000

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2012

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2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU

-1,000

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

MX CO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

REF INT 4 INT 4 PEC


8.2 Evolución del Precio del Combustible Como se ha visto históricamente los precios de combustibles presentan variaciones que impactan directamente el costo de la energía, por esta razón es importante dar luces de las inversiones necesarias para mitigar las constantes

variaciones que se dan en los precios de los combustibles. 8.2.1 Precios Altos del combustible (COMB-PEC) A continuación se presenta el plan de expansión resultante con las condiciones presentadas.

Tabla 8.13 Plan de Expansión de Generación (COMB PEC)



Palo Viejo (H) 80 EolProy12 (EO) 100 PTIZATE3 (GT) 36 Ing_CATSA (I) 8 Baitun (H) 89LiHd2012 (EO) 1 EolBPower (EO) 40 Cubujuqui (H) 22 Cochea (H) 13



LiHd2013 (H) 14 EOLO (EO) 37 Anonos (H) 4 Sindigo (H) 10 San Andres (H) 9

Blanco (H) 29 Caldera (H) 4 Tizingal (H) 5 Bajofrio (H) 56 RP490 (H) 10 EolProy 1 (EO) 150 Ojo de Agua (H) 6 Planetas2 (H) 4 Potrerillo (H) 4 Slorenzo (H) 8


SolFV_15Sept (S) 14 Cachi_Amp (H) 158 San Bartolo (H) 15 Laguna (H) 9 Burica (H) 50 SMaria82 (H) 26 Cañazas (H) 6

TECUAMBU (GT) 44 CECHSACarbon (CB) 150 CALD3b-B (GT) 22 Patuca3 (H) 100 CHINAMECA (GT) 52 BOT Capulín (H) 49 JAGUAR (CB) 300 LiHd2015 (H) 102 5Nov_Ampl (H) 80 BOT Torito (H) 50

CALD3c-B (GT) 11 LiGeoPlat (GT) 35 LiHd2016 (H) 55 Cerron G_Amp (H) 86 TUMARIN (H) 253 REVENTAZÓ (Mini) (H) 306 Llanitos (H) 98 Eol Metap (EO) 42 Salto YY (H) 25

Cangrejal (H) 40 CASITAS (GT) 35 PIEDRA FINA (H) 42EL CARMEN (H) 100


LiHd2018 (H) 53 LiEo2018 (EO) 5

2019 GCasitas2 (GT) 35

CCGNL (G) 500 Momotombo (GT) 25 CCGNL (G) 500 APOYO (GT) 36

2021 DIQUIS (Mini) (H) 650 SERCHIL (H) 145 CCGNL (G) 500 BOBOKE (H) 70 CCGNL (G) 500

LiHd2022 (EO) 15 Chiltepe2 (GT) 25

Patuca 2A (H) 150 VCosigui1 (GT) 25Casitas 3 (GT) 25

2024 Carbón (CB) 500 Corrientes Lira (H) 402025 Valentin (H) 28 BRUJO 2 (H) 60 Tab II (H) 35

Casitas2 (GT) 35 B. Blanco (H) 29 Vol Ñajo 1 (GT) 20 EolProy2 (EO) 40

Mombacho 2 (GT) 25 EolProy3 (EO) 80 Omotepa 1 (GT) 35 EolProy4 (EO) 120

Tablon (H) 20 PAJARITO (H) 31 RC-500 (H) 59 BRUJO 1 (H) 70

2018

2022

2026




MW

2012

2013

2014

2015

2016


2017

2020

2023

2027








A pesar de las condiciones que se presentan en este caso los proyectos térmicos de carbón aumentan 111%, mientras que las plantas de GNL se reducen el 43% en comparación con la instalación de estas mismas tecnologías en el caso de referencia. En general la participación por tecnología tiene mayor instalación de los proyectos hidroeléctricos aportando el 46%, luego con el 41% los proyectos térmicos, el 7% y 5% los proyectos Eólicos y geotérmicos respectivamente, para este plan la instalación total es de 9,330 MW con un costo de inversión de 10,527.08 mill $.

Este monto de inversión supera 8.4% el presentado en el caso de referencia. Tabla 8.15 Diferencia de Capacidad Instalada COMB PEC vs Caso REF (%)









Hidro 244 891 232 618 1573 695 4253

Solar 0 0 14 0 0 0 14

Eolica 0 121 42 117 15 390 685

Geo 77 35 82 357 0 0 551

Ingenios 0 27 0 0 16 0 43

Termica 0 0 0 0 210 0 210

Carbon 300 650 0 0 0 0 950

GNL 0 1099 525 0 0 1000 2624

Total 621 2822 895 1092 1814 2085 9330

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

GU HO ES Ni CR PA


-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027



Hidro 146% 35% 59% 45% 4% 15% 23%

Solar 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Eolica 0% 15% 0% 0% 0% 0% 2%

Geo 0% 0% 0% 8% 0% 0% 5%

Ingenios 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Termica 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Carbon 0% 333% 0% 0% 0% 0% 111%

GNL -100% 0% 0% -100% 0% 0% -43%

Total -58% 36% 11% -42% 3% 5% -7%

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27


0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU


El costo operativo de este escenario es golpeado directamente por el alza en los precios del combustible, ya que forzosamente en las épocas de verano la generación de energía con plantas térmicas son importantes debido a los pocos aportes hidroeléctricos que se tienen durante esta época del año. Gráfico 8.34 Intercambios de Centroamérica (GWh)


El costo marginal se ve claramente afectado por el costo de los combustibles a pesar de la gran cantidad de proyectos hidroeléctricos que entran en el periodo de corto plazo, no está la entrada de la segunda etapa de los proyectos de interconexión SIEPAC y CO-PA en el año 2020 que se aprecia una disminución del costo marginal, costo que se ve afectado nuevamente en el 2025 donde la demanda de Centroamérica muestra un aumento considerable y se tiene que recurrir a proyectos que en su gran mayoría son térmicos. Gráfico 8.35 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh)


0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

MX CO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

REF COMB COMB PEC


8.2.2 Precios Altos del combustible y plantas hidroeléctricas (COMB+HID) Este escenario analiza una de las opciones que minimizarían el efecto provocado por los cambios drásticos y constantes que presentan los precios de los combustibles. Las fuentes hidroeléctricas por tratarse de plantas

cuyos costos operativos son muy bajos presentan una alternativa eficiente que reduce los costos presentados por las fuentes térmicas sobre todo en las épocas de lluvia.

Tabla 8.16 Plan de Expansión de Generación (COMB+HID)






LiHd2013 (H) 14 EOLO (EO) 37 Anonos (H) 4 Sindigo (H) 10 San Andres (H) 9 Caldera (H) 4 Tizingal (H) 5 Bajofrio (H) 56 RP490 (H) 10 EolProy 1 (EO) 150

Barro Blanco (H) 29 Ojo de Agua (H) 6 Planetas2 (H) 4 Potrerillo (H) 4 Slorenzo (H) 8



TABASARÁ II (H) 35CECHSACarbon (CB) 150

CALD3b-B (GT) 33 Patuca3 (H) 100 CHINAMECA (GT) 52 SIRENA (H) 17 Capulín (H) 49 JAGUAR (CB) 300 LiHd2015 (H) 102 5Nov_Ampl (H) 80 Torito (H) 50

TECUAMBURRO (GT) 44 LiGeoPlat (GT) 35 LiHd2016 (H) 55 CGde_Ampl (H) 86 TUMARIN (H) 253 REVENTAZÓ (Mini) (H) 306

Eol Metap (EO) 42 Salto YY (H) 25 Gcasitas (GT) 35

Cangrejal (H) 40 Cop.Bajo (H) 150Jicatuyo (H) 173 Piedra Fina (H) 42

Valentín (H) 28LicBiomas (I) 11

CHULAC (H) 214 Tornillit (H) 160 GNLCutuco (G) 525 Brito (H) 250 LiHd2018 (H) 53 LiEo2018 (EO) 5

2019 RENACE II (H) 163 GCasitas2 (GT) 35

ARCO-HUEHUE (H) 198 GNL-a (G) 500 APOYO (GT) 36MOMBACHO (GT) 25

Sirena (H) 172021 DIQUIS (Mini) (H) 650

XALALÁ (H) 181 LiHd2022 (H) 15 CCGNL (G) 500

GCasitas3 (GT) 35 Patuca2 (H) 270 APOYO 2 (GT) 36

MOMBACHO2 (GT) 25RC500 (H) 59 EolProy 2 (EO) 40

Pacuare (H) 167 EolProy 3 (EO) 80 EolProy 4 (EO) 120

2025 CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500 Chiltepe2 (GT) 25

Patuca2A (H) 150 VCosigui2 (GT) 25 Ñajo1 (GT) 20 Ometepe 1 (GT) 35

2027 CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500

2023

2026

MW

2012

2013

2014

2015

2016


2024

2018

2022




2017

2020






Bajo las condiciones presentadas se tiene un aumento del 23% en la instalación de plantas hidroeléctricas en comparación con el caso de referencia, otras tecnologías que presentan aumento serian las geotérmicas y eólicas, 55% y 30% respectivamente, mientras que las fuentes térmicas se reducen el 22%, todos estos cambios tiene un costo de inversión de 11,326.73 mill $ aumenta así el 16% del presentado en el caso de referencia, en comparación con el caso COMB se presenta un aumento del 8%. Gráfico 8.37 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW)


Tabla 8.18 Diferencia de Capacidad Instalada COMB+HID vs Caso REF (%)






La instalación de plantas renovables tales reduce la generación con plantas térmicas sobre todo a partir del año 2018.




Hidro 855 1230 232 811 1609 666 5403

Solar 0 0 14 0 0 0 14

Eolica 0 105 42 117 15 390 669

Geo 77 35 82 368 0 0 562

Ingenios 0 27 0 0 16 0 43

Termica 0 0 0 0 210 0 210

Carbon 300 150 0 0 0 0 450

GNL 0 1099 1525 0 0 1000 3624

Total 1232 2646 1895 1296 1850 2056 10976

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

GU HO ES Ni CR PA


-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027



Hidro 763% 87% 59% 91% 6% 11% 57%

Solar 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Eolica 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Geo 0% 0% 0% 11% 0% 0% 7%

Ingenios 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Termica 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Carbon 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

GNL -100% 0% 190% -100% 0% 0% -22%

Total -17% 28% 134% -31% 5% 3% 10%

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27


0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU


Gráfico 8.41 Intercambios de Centroamérica (GWh)


El Gráfico 8.42 muestra los 3 casos que tiene mucha similitud, apreciándose que el caso donde se tienen los combustibles altos y un aumento en la instalación hidroeléctrica presenta una disminución importante en el costo marginal a tal punto de tener el mismo comportamiento que el caso de referencia. Gráfico 8.42 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh)


-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

MX CO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

REF COMB COMB PEC COMB+HID


8.3 Evolución de la demanda Luego de la crisis que afecto a Centroamérica en los años anteriores, se espera un crecimiento económico, que traería consigo un posible aumento en la demanda. Dado que ambos aspectos están unidos y presenta un comportamiento directamente proporcional. Por esta razón es importante estudiar las inversiones que

se tienen que realizar en caso de presentarse este comportamiento. 8.3.1 Crecimiento alto de la demanda (DEM) A continuación se presenta el plan de expansión optimizado si se presenta un aumento en la demanda de energía.

Tabla 8.19 Plan de Expansión de Generación (DEM)









CALD3bc (GT) 33 CECHSACarbon (CB) 150 JAGUAR (CB) 300 Patuca3 (H) 100 CHINAMECA (GT) 52 SIRENA (H) 17 Capulín (H) 49

TECUAMBURRO (GT) 44 LiHd2015 (H) 102 5Nov_Ampl (H) 80 BOBOKE (H) 70 Torito (H) 50 LiGeoPlat (GT) 35 LiHd2016 (H) 55 C.Grande Amp (H) 86 TUMARIN (H) 253 REVENTAZÓ (Mini) (H) 306

Eol Metap (EO) 42 SALTO YY (H) 25 2017 G CASITAS (GT) 35

Cangrejal (H) 40 EL CARMEN (H) 100C.LIRA (H) 40

LicBiomas (I) 11 Tornillit (H) 160 GNLCutuco (G) 525 VALENTÍN (H) 28 B.Blanco (H) 28

LiHd2018 (H) 53 LiEo2018 (EO) 5

2019 Carbón (CB) 500 CHILTEPE (GT) 25

CCGNL (G) 500 CASITAS2 (GT) 35 CCGNL (G) 500APOYO (GT) 36

2021 Llanitos (H) 98 DIQUIS (Mini) (H) 650LiHd2022 (H) 15 CCGNL (G) 500

CCGNL (G) 500 Casitas3 (GT) 35 EolProy 2 (EO) 40

Patuca2A (H) 150 APOYO 2 (GT) 36 RC500 (H) 59 EolProy 3 (EO) 80Mombacho2 (GT) 25 EolProy 4 (EO) 120

2024CCGNL (G) 500 Brujo1 (H) 70 CCGNL (G) 500

Brujo2 (H) 60Carbón (CB) 500 CHILTEPE 2 (GT) 25

SERCHIL (H) 145 Tablón (H) 20 TBG (T) 50 COSIGUIL2 (GT) 25 TBG (T) 50 V Ñajo1 (GT) 20

OMETEPE 1 (GT) 35 2027 CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500

2020

2022




2026

MW

2012

2013

2014

2015

2016


2018

2025

2023






Con las condiciones de demanda presentadas se tendría un aumento del 18% en la capacidad instalada del plan de expansión, el aumento presentado se debe a la instalación de nuevas plantas térmicas ya sea de carbón, GNL y térmicas convencionales como turbinas de gas, además de plantas hidroeléctricas. A pesar de esto el margen que existe entre la potencia instalada y la demanda máxima se vería reducido, en promedio esta es de 29% mientras que en el caso de referencia se contaba con una reserva de 37%. Gráfico 8.44 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW)


Debido a los cambios presentados el costo de inversión para este escenario es

de 11,466.3 mill $ superando 18.2% al presentado en el caso de referencia Gráfico 8.45 Generación por Tipo de fuente (GWh)









Hidro 244 906 232 562 1572 631 4147

Solar 0 0 14 0 0 0 14

Eolica 0 105 42 117 15 390 669

Geo 77 35 82 368 0 0 562

Ingenios 0 27 0 0 16 0 43

Termica 0 0 100 0 210 0 310

Carbon 300 650 500 0 0 0 1450

GNL 1000 1099 525 0 1000 1000 4624

Total 1621 2822 1495 1047 2813 2021 11819

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

GU HO ES Ni CR PA


-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027


0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

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20

20

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20

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20

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20

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25

20

26

20

27


0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU

-1,000

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

2012

2013

2014

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2017

2018

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2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

MX CO


Como es de esperarse el costo operativo aumenta 17.5% en comparación con el costo operativo presentado en el caso de referencia llegando a la cifra de 14,918.45 mill $, mientras que el costo marginal presentado para este escenario muestra que haciendo las inversiones necesarias se puede mantener un costo de la energía muy cercano al del caso de referencias, comportamiento que no se tendría de no darse las políticas e inversiones necesarias. Gráfico 8.49 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh)


0

50

100

150

200

250

300

350

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

REF DEM DEM PEC


8.4 Factor de desarrollo de proyectos Hidroeléctrico y Renovables 8.4.1 Desarrollo hidroeléctricos (HID) En Centroamérica existe un potencial hidroeléctrico importante, con proyectos

candidatos de gran escala que se consideran interesantes para el desarrollo de la generación. Además de sus atractivos económicos, las plantas hidroeléctricas, al igual que la mayoría de las fuentes renovables, tienen beneficios ambientales y estratégicos.

Tabla 8.21 Plan de Expansión de Generación (HID)




Tacares (H) 7 Perlas N (H) 10 Eol_VCent (EO) 15 Perlas S (H) 10 Mendre2 (H) 8

Pando (H) 32 Mon Lirio (H) 52 RemigioRo (H) 9 Bonyic (H) 31


LiHd2013 (H) 14 EOLO (EO) 37 Anonos (H) 4 Sindigo (H) 10 San Andres (H) 9 Caldera (H) 4 Tizingal (H) 5 Bajofrio (H) 56 RP490 (H) 10 EolProy 1 (EO) 150

Ojo de Agua (H) 6 Planetas2 (H) 4 Potrerillo (H) 4 Slorenzo (H) 8



TABASARÁ II (H) 35

CALD3b-B (GT) 33 CECHSACarbon (CB) 150 JAGUAR (CB) 300 Patuca3 (H) 100 CHINAMECA (GT) 52 SIRENA (H) 17 Capulín (H) 49

TECUAMBURRO (GT) 44 LiHd2015 (H) 102 5Nov_Ampl (H) 80 Torito (H) 50 LiGeoPlat (GT) 35

LiHd2016 (H) 55 Eol Metap (EO) 42 TUMARIN (H) 253 REVENTAZÓ (Mini) (H) 306 BOBOKE (H) 70

2017 Cangrejal (H) 40 G CASITAS (GT) 35 Tablón (H) 20

LicBiomas (I) 11 CHULAC (H) 214 Tornillit (H) 160 GNLCutuco (G) 525

LiHd2018 (H) 53 LiEo2018 (EO) 5

2019 RENACE II (H) 163 CHAN II (H) 214

GCasitas2 (GT) 35 ARCO-HUEHUE (H) 198 APOYO (GT) 36

MOMBACHO (GT) 25

2021 DIQUIS (Mini) (H) 350

2022 XALALÁ (H) 181 LiHd2022 (H) 15 CCGNL (G) 500

2023

Chiltepe2 (GT) 25Patuca2 (H) 270 CCGNL (G) 500 Vol Ñajo1 (GT) 20

Mombacho2 (GT) 25

2025 CCGNL (G) 500 Brujo1 (H) 70 CCGNL (G) 500

Casitas3 (GT) 35 EolProy 2 (EO) 40Jicatuyo (H) 173 VCosigui2 (GT) 25 EolProy 3 (EO) 80

Ometepe 1 (GT) 35

2027 CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500

MW

2012

2013

2014

2015

2016


2024

2018




2020








Tabla 8.23 Diferencia de Capacidad Instalada vs Caso REF (%)

Las condiciones estudiadas en este escenario propiciarían un aumento en la instalación de proyectos hidroeléctricos, mismo que suplantaría la instalación de proyectos térmicos que fueron

considerados en el caso REF el cual disminuiría un 18%, mientras que el la instalación de proyectos hidroeléctricos aumentaría 30%, la instalación total es 9,891 MW y representa una disminución del 1% de la capacidad instalada en el caso REF. Los proyectos hidroeléctricos abarcan el 45% de la instalación, los proyectos térmicos el 43%, luego los proyectos geotérmicos y eólicos con el 6% y 5% respectivamente. Gráfico 8.52 Generación por Tipo de fuente (GWh)






Países como Guatemala y Nicaragua verían beneficios importantes con estas


Hidro 855 1100 146 369 1153 852 4475

Solar 0 0 14 0 0 0 14

Eolica 0 105 42 117 15 270 549

Geo 77 35 82 332 0 0 526

Ingenios 0 27 0 0 16 0 43

Termica 0 0 0 0 210 0 210

Carbon 300 150 0 0 0 0 450

GNL 0 1099 1525 0 0 1000 3624

Total 1232 2516 1809 818 1394 2122 9891

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

GU HO ES Ni CR PA


-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027



Hidro 763% 67% 0% -13% -24% 41% 30%

Solar 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Eolica 0% 0% 0% 0% 0% -31% -18%

Geo 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Ingenios 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Termica 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Carbon 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

GNL -100% 0% 190% -100% 0% 0% -22%

Total -17% 21% 124% -56% -21% 6% -1%

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

20

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20

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20

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20

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20

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20

27


0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU


condiciones ya que la instalación de proyectos hidroeléctricos reduciría sustancialmente la generación con plantas térmicas, en general la región tendría menos dependencia de proyectos térmicos y a su vez se reducen el costo de la energía debido a los cambios constantes en el precio de los combustibles derivados del petróleo. Gráfico 8.55 Intercambios de Centroamérica (GWh)


Gráfico 8.56 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh)


El costo operativo de este escenario es de 12,166.94 mill $, mientras que el plan de expansión presentado tiene un costo de inversión de 10,184.4 mill $, además los intercambios presentados tendrían un costo de 767.95 mill $, en total las condiciones presentadas tienen un costo de 23,121.93 mill $.

-1,000

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

MX CO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

CMS A CMS B


8.4.2 Proyectos Renovables (REN) Al igual que los proyectos hidroeléctricos, los proyectos renovables ambientalmente son deseables porque no emiten gases de efecto invernadero y no agotan recursos fósiles limitados, estratégicamente ayudan a los países a reducir su vulnerabilidad por la dependencia del petróleo, sin embargo, se debe reconocer que el desarrollo de

este tipo de plantas conlleva una serie de obstáculos y de riesgos mayores en comparación de la instalación de plantas térmicas, que dificultan su aprovechamiento. Estas dificultadas son especialmente críticas en los casos en los que existen mercados mayoristas de electricidad, en los que una gran parte de los riesgos asociados a la generación los debe asumir el propio generador.

Tabla 8.24 Plan de Expansión de Generación (REN)









CECHSACarbon (CB) 150 Hidro Genérica (H) 100 CALD3bc-B (GT) 33 Patuca3 (H) 100 CHINAMECA (GT) 52 SIRENA (H) 17 Capulín (H) 49

JAGUAR (CB) 300 Geo Genérica (GT) 100 Geo Genérica (GT) 100 Hidro Genérica (H) 100 Torito (H) 50TECUAMBURRO (GT) 44 LiHd2015 (H) 102 5Nov_Ampl (H) 80 BOBOKE (H) 70

LiGeoPlat (GT) 35 LiHd2016 (H) 55 CGE_Ampl (H) 86 TUMARIN (H) 253 REVENTAZÓ (Mini) (H) 306 Llanitos (H) 98 Eol Metap (EO) 42 SALTO Y-Y (H) 25 Hidro Genérica (H) 100

2017 Cangrejal (H) 40 G CASITAS (GT) 35 LicBiomas (I) 11

CHULAC (H) 214 Tornillit (H) 160 GNLCutuco (G) 525 LiHd2018 (H) 53 LiEo2018 (EO) 5

Hidro Genérica (H) 100TABASARÁ II (H) 35

GCasitas2 (GT) 35 CCGNL (G) 500 APOYO (GT) 36 RC 500 (H) 59

MOMBACHO (GT) 252021 DIQUIS (Mini) (H) 650 2022 CCGNL (G) 500 LiHd2022 (H) 15

APOYO 2 (GT) 36 Casitas3 (GT) 35

2024CCGNL (G) 500 Brujo1 (H) 70

CCGNL (G) 500 Chiltepe2 (GT) 25 EolProy 2 (EO) 40

VCosigui2 (GT) 25 Geo Genérica (GT) 100 EolProy 3 (EO) 80 Ometepe 1 (GT) 35 EolProy 4 (EO) 120

CCGNL (G) 500 EolGen1 (EO) 100 EolGen1 (EO) 100CCGNL (G) 500

MW

2012

2013

2014

2015

2016


2018

2019

2027

2025

2026

2023

2020









A pesar de los riesgos que presenta la instalación de proyectos renovables ya sea por las grandes inversiones que conllevan dichos proyectos o por lo riesgoso que se hacen la exploración de los mismos, se aprecia que de darse las condiciones favorables este tipo de tecnología sustituirá los grandes proyectos térmicos o retrasaría su instalación. Gráfico 8.58 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW)


En la siguiente tabla se aprecian las diferencias que existen entre este escenario y el caso de referencia, viendo que la instalación de proyectos hidroeléctricos aumenta un 23% mientras

que la geotérmica aumenta un 55%, estas dos tecnologías disminuirían un 22% de los proyectos de GNL instalados en el caso de referencia. Este escenario presenta un costo de inversión de 11,097.59 mill $ y presenta una diferencia de 14.3% en comparación con el caso de REF. Tabla 8.26 Diferencia de Capacidad Instalada vs Caso REF (%)





Para este escenario la generación térmica se reduciría en promedio un 16% comparando con el caso de referencia, energía que es reemplazada por plantas geotérmicas e hidroeléctricas.


Hidro 313 736 332 494 1612 738 4224

Solar 0 0 14 0 0 0 14

Eolica 0 105 42 117 115 490 869

Geo 77 135 182 323 100 0 817

Ingenios 0 27 0 0 16 0 43

Termica 0 0 0 0 210 0 210

Carbon 300 150 0 0 0 0 450

GNL 1000 1099 525 0 1000 0 3624

Total 1690 2252 1095 934 3053 1228 10251

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

GU HO ES Ni CR PA


-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027



Hidro 216% 12% 127% 16% 6% 22% 23%

Solar 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Eolica 0% 0% 0% 0% 667% 26% 30%

Geo 0% 286% 122% -3% N/I 0% 55%

Ingenios 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Termica 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Carbon 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

GNL 0% 0% 0% -100% N/I -100% -22%

Total 14% 9% 35% -50% 74% -38% 3%

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

20

12

20

13

20

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20

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20

16

20

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20

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20

20

21

20

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20

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20

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20

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20

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20

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0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU






Los aportes que tienen los proyectos geotérmicos e hidroeléctricos disminuyen el costo de la energía del año 2015 al año 2023. De igual forma el costo operativo se beneficiaria de las inversiones realizadas para este caso, mostrando una disminución del 11.6% al caso REF. Gráfico 8.63 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh)


0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU

-1,000

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

MX CO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

CMS A CMS L


8.5 Sistema Colombiano Dados los proyectos de integraciones eléctricas que se dan a nivel mundial y que actualmente existe un proyecto de interconexión entre Colombia y Panamá se estudia las consecuencias que se tendrían de integrar el sistema colombiano al centroamericano permitiendo así diversificar la matriz

energética, además de aumentar la oferta ya que de darse esta situación Colombia tendría la posibilidad de ofertar directamente la energía disponible. Para este factor se representa el sistema colombiano de forma detallada mientras que en los anteriores casos se hace una representación básica y muy sencilla de Colombia simulando un mercado que hace transacciones con Panamá.

Tabla 8.27 Plan de Expansión de Generación (COL)






LiHd2013 (H) 14 EOLO (EO) 37 Anonos (H) 4 Sindigo (H) 10 San Andres (H) 9 Caldera (H) 4 Tizingal (H) 5 Bajofrio (H) 56 RP490 (H) 10

Bblanco (H) 29 EolProy 1 (EO) 150 Ojo de Agua (H) 6 Planetas2 (H) 4 Potrerillo (H) 4 Slorenzo (H) 8



CALD3b-B (GT) 22 CECHSACarbon (CB) 150 JAGUAR (CB) 300 Patuca3 (H) 100 CHINAMECA (GT) 52 BOBOKE (H) 70 Capulín (H) 49

CALD3c-B (GT) 11 LiHd2015 (H) 102 5Nov_Ampl (H) 80 Torito (H) 50 Tecuamburro (GT) 44 LiGeoPlat (GT) 35

LiHd2016 (H) 55 CGDE Ampl (H) 86 TUMARIN (H) 253 REVENTAZÓ (Mini) (H) 306 Eol Metap (EO) 42 Salto YY (H) 25

Cangrejal (H) 40 G CASITAS (GT) 35 Piedra Fina (H) 42


LiHd2018 (H) 53 LiEo2018 (EO) 5

2019 Chiltepe (GT) 25 CCGNL (G) 500

CCGNL (G) 500 Casitas2 (GT) 35APOYO (GT) 36

DIQUIS (Mini) (H) 650

CCGNL (G) 500

SERCHIL (H) 145 Patuca2A (H) 150 CCGNL (G) 500LiHd2022 (H) 15

MOMBACHO (GT) 25 Chiltepe2 (GT) 25VCosigui2 (GT) 25

2024 CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500

Casitas3 (GT) 35 VCosigui2 (GT) 25 Ometepe 1 (GT) 35

2027 CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500

2025


2018

2021

2022

MW

2012

2013

2014

2015

2016


2017

2020

2023

2026






La capacidad instalada en el plan de expansión para este escenario no presenta cambios significativos en cuanto al total instalado, pero si se estaría una mejor distribución de los proyectos considerados reemplazando algunos proyectos térmicos por plantas hidroeléctricas, ya que el sistema colombiano cuanta con grandes proyectos térmicos eficientes que servirían de balance para Centroamérica. Gráfico 8.65 Capacidad Instalada vs Demanda Máxima (MW)


El costo de inversión para este escenario es de 10,330.63 mill $ y muestra un incremento del 6.4% en comparación con el caso de referencia.








El costo operativo para este escenario es de 12,368.07 mill $ y el mismo muestra una disminución del 4.8%.


Hidro 244 787 232 419 1385 632 3699

Solar 0 0 14 0 0 0 14

Eolica 0 105 42 117 15 150 429

Geo 77 35 82 337 0 0 531

Ingenios 0 27 0 0 16 0 43

Termica 0 0 0 0 210 0 210

Carbon 300 150 0 0 0 0 450

GNL 0 1099 1525 0 1000 1000 4624

Total 621 2204 1895 873 2626 1782 10000

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

GU HO ES Ni CR PA


-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027



Hidro 146% 20% 59% -1% -9% 5% 7%

Solar 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Eolica 0% 0% 0% 0% 0% -62% -36%

Geo 0% 0% 0% 2% 0% 0% 1%

Ingenios 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Termica 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Carbon 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

GNL -100% 0% 190% -100% N/I 0% 0%

Total -58% 6% 134% -53% 50% -11% 0%

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27


0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU


Los intercambios muestran que los volúmenes de energía importada desde Colombia son inferiores a los presentados en el caso de referencia y a pesar de esto el costo marginal resulta más bajo luego de la entrada de la segunda etapa del proyecto de interconexión CO-PA. Gráfico 8.69 Intercambios de Centroamérica (GWh)


Gráfico 8.70 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh)


-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

MX CO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

REF COL


8.6 Sin proyectos de interconexión (SIEPAC y CO-PA) Contrario a lo que se espera que suceda se estudia el comportamiento que tendría el sector eléctricos de no culminarse los proyectos de interconexión, hasta ahora en todos los casos se toma en cuenta estos proyectos que se consideran muy

importantes para la región, la importancia es tanta que es necesario estudiar las inversiones y cuales serian las políticas que se tendrían que realizar en caso de no contar con la regulaciones que permitan el buen funcionamiento del SIEPAC, además del proyecto de interconexión CO-PA.

Tabla 8.30 Plan de Expansión de Generación (S/INT)









CALD3b-B (GT) 22 CECHSACarbon (CB) 150 JAGUAR (CB) 300 Patuca3 (H) 100 5Nov_Ampl (H) 80 BOBOKE (H) 70 Capulín (H) 49

CALD3c-B (GT) 11 LiHd2015 (H) 102 CHINAMECA (GT) 52 Torito (H) 50Tecuamburro (GT) 44 LiGeoPlat (GT) 35

LiHd2016 (H) 55 Amp CGDE (H) 86 TUMARIN (H) 253 REVENTAZÓ (Mini) (H) 306 CB500 (CB) 500 Eol Metap (EO) 42

2017 Cangrejal (H) 40 Tab II (H) 34.53LicBiomas (I) 11 Tornillit (H) 160 GNLCutuco (G) 525

TGDS (T) 100Tablón (H) 20

LiHd2018 (H) 53 LiEo2018 (EO) 5

CCDS (T) 250 Geocasitas (GT) 35 TGDS (T) 50TGDS (T) 50TGDS (T) 100 GCasitas2 (GT) 35 RC500 (H) 59 CCGNL (G) 500

CCGNL (G) 500 MOMBACHO (GT) 252021 DIQUIS (Mini) (H) 650

Serchil (H) 145 CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500LiHd2022 (H) 15

TGDS (T) 100TGDS (T) 100

EolProy2 (EO) 40EolProy3 (EO) 80EolProy4 (EO) 120

Casitas 3 (GT) 35 Patuca 2A (H) 150 Chiltepe2 (GT) 25

Vol Ñajo1 (GT) 20MOMBACHO 2 (GT) 25

Brujo1 (H) 70CCGNL (G) 500 Brujo2 (H) 60

CCGNL (G) 500TGDS (T) 100

TGDS (T) 100 2027 CCGNL (G) 500 CCGNL (G) 500

2026

MW

2012

2013

2014

2015

2016


2023

2025

2024

2020

2019




2018

2022








Tanto el proyecto de interconexión SIEPAC como el de CO-PA son de gran importancia ya que prestarían la función de estabilizar los sistemas en caso de que algún país tenga necesidades de energía, en todo caso de no darse estos proyectos las inversiones tendrían que aumentar para cubrir la demanda, debido a esto los proyectos más atrayentes serian los térmicos e hidroeléctricos aumentado así las capacidades instaladas en comparación con el caso de referencia. El costo de inversión para este escenario presenta un aumento del 15.3%, en total se invertirían 11,190.16 mill $.








Para este escenario solo se consideran las interconexiones ya existentes por esta razón los intercambios solo


Hidro 244 807 232 352 1573 638 3846

Solar 0 0 14 0 0 0 14

Eolica 0 105 42 117 15 390 669

Geo 77 35 82 236 0 0 430

Ingenios 0 27 0 0 16 0 43

Termica 0 550 200 0 210 200 1160

Carbon 300 650 0 0 0 0 950

GNL 1000 1099 525 0 1000 1000 4624

Total 1621 3274 1095 705 2814 2228 11737

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

GU HO ES Ni CR PA


-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027



Hidro 146% 23% 59% -17% 4% 6% 12%

Solar 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Eolica 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Geo 0% 0% 0% -29% 0% 0% -18%

Ingenios 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Termica 0% N/I N/I 0% 0% N/I 452%

Carbon 0% 333% 0% 0% 0% 0% 111%

GNL 0% 0% 0% -100% N/I 0% 0%

Total 10% 58% 35% -62% 60% 12% 18%

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27


0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

PA CR NI ES HO GU


muestran las transacciones que se tiene con el sistema mexicano. Gráfico 8.76 Intercambios de Centroamérica (GWh)


Si se dan las inversiones indicadas en el tiempo estipulado, las mismas mostrarían beneficios en el costo de la energía mostrando una disminución del mismo a partir del año 2019. Gráfico 8.77 Costo Marginal Ponderado de la Región ($/MWh)


-1,000

-500

0

500

1,000

1,500

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

MX CO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

REF S/IINT


9 COMPARACIÓN DE LOS ESCENARIOS 9.1 Comparación de costos y su estructura En la Tabla 9.1 se muestran los escenarios analizados con sus respectivos costos de inversión, operación, déficit, intercambios y total, costos que serán comparados entre

escenarios buscando encontrar los beneficios o desventajas de darse las condiciones estudiadas, en la Tabla 9.2 se muestran las comparaciones que permiten cuantificar el efecto de las sensibilidades.

Tabla 9.1 Costos por Escenarios en mill $

Fuente: elaboración propia con datos del GTPIR

Tabla 9.2 Comparación de Costos en mill $


9.2 Comparación de Emisiones de CO2 En forma análoga en las tablas 9.3 y 9.4 se muestran los costos de las emisiones

para evaluar el efecto de cada escenario en la contaminación ambiental. En la Tabla 9.4 se comparan los costos de las emisiones equivalentes de CO2 entre los casos.

Intercambios con

MX y CO

Base REF A 9,718 12,915 3 830 23,465

Sin Siepac y sin Colombia S/INT J 11,190 13,583 66 243 25,082

Sin Colombia INT1 C 10,558 13,225 2 381 24,167

Sin Siepac2 y sin Colombia2 INT2 K 10,377 12,627 1 614 23,619

Sin Colombia2 INT3 L 10,146 12,769 3 640 23,558

Sin Siepac2 INT4 M 10,085 12,972 40 855 23,952

Sin Restricción Hidro HID B 10,184 12,167 3 768 23,122

Con Genéricas Renovables REN G 11,098 11,591 0 639 23,327

Comb. Precios Altos COMB D 10,527 15,540 3 1,421 27,492

Sin Restric.Hidro y Comb.Precios Altos COMB+HID F 11,327 14,574 0 1,232 27,133

Demanda Alta DEM E 11,466 14,918 6 965 27,356

Colombia Detallado COL I 10,331 12,368 0 456 23,155

Costos 2012 - 2027

(millones de US$ actualizado a Enero 2012)

Inversión Operación Déficit Total

DESCRIPCIÓN NOMBRE CÓDIGO

Intercambios

con MX y CO

COMB - REF Precios altos de comb. - sin hidros grandes 809 2,625 0 591 4,026

COMB+HID - HID Precios altos de comb. - con hidros grandes 1,142 2,407 -3 464 4,011

COMB+HID - COMB Mayor desarrollo hidro - comb altos 800 -966 -3 -189 -359

DEM - REF Demanda alta 1,749 2,004 3 135 3,891

REF - INT1 Colombia -841 -310 1 449 -701

REF - INT2 SIEPAC2 y COLOMBIA2 -659 287 2 216 -154

REF - INT3 Colombia 2 -428 145 0 190 -93

REF - INT4 Siepac 2 -368 -57 -37 -25 -487

INT1 - S/INT Siepac -632 -358 -64 138 -916

INT2 - S/INT SIEPAC1 y COLOMBIA1 -813 -956 -66 371 -1,463

INT4 - S/INT SIEPAC1 y COLOMBIA -1,105 -611 -26 612 -1,130

HID - REF Mayor desarrollo hidro - comb. Medios 467 -748 0 -62 -343

REN - REF Proyectos renovables genéricos 1,380 -1,324 -3 -191 -138

COL - REF Colombia detallado 613 -547 -3 -374 -310

Operación Déficit DiferenciaEfecto de :Casos Inversión


Tabla 9.3 Costos de las Emisiones en mill $


Tabla 9.4 Comparación de Costos de las Emisiones en mill $


9.3 Discusión sobre el Efecto de los Escenarios en los Planes En esta sección se discute el efecto que provoca sobre los planes la escogencia de los escenarios. La comparación de los planes se basa en los costos de inversión, de operación, de déficit, de intercambio con México y Colombia y de las emisiones e instalación de potencia. A continuación se presentan los comentarios acerca de las comparaciones de costos mostradas en la Tabla 9.2 y Tabla 9.4; se usa la

nomenclatura “X-Y”, donde “X” denota el caso REF evaluar y “Y” el caso que se usa de referencia. 9.3.1 Efecto del precio de los combustibles El efecto de pasar al escenario de precios altos de combustibles tiene un impacto similar en ambos escenarios al desarrollo hidroeléctrico, esto se aprecia al comparar los Casos COMB-REF (con restricción hidroeléctrica) y COMB+HID-HID (sin restricción hidroeléctrica).

REF Medio Con Medio Media Sin Con Con 1,748

S/INT Medio Sin Medio Media Sin Sin Sin 1,974

INT1 Medio Sin Medio Media Sin Con Con/Sin 1,818

INT2 Medio Con Medio Media Sin Con Sin 1,752

INT3 Medio Con Medio Media Sin Con Con/Sin 1,749

INT4 Medio Con Medio Media Sin Con Sin/Con 1,732

HID Sin Restricción Con Medio Media Sin Con Con 1,625

REN Medio Con Medio Media Con Con Con 1,530

COMB Medio Con Alto Media Sin Con Con 1,620

COMB+HID Sin Restricción Con Alto Media Sin Con Con 1,456

DEM Medio Con Medio Alta Sin Con Con 2,160

COL Medio Colombia Detallado Medio Media Sin Con Con 1,715

CASOSINTERCONEXIÓN

CON COLOMBIA

RESTRICCIÓN AL

DESARROLLO

HIDROELÉCTRICO

PRECIOS DE LOS

COMBUSTIBLES

CRECIMIENTO

DE LA

DEMANDA

PROYECTOS

GENÉRICOS

RENOVABLES

SIEPACSIEPAC2 Y

CO-PA2

COSTOS

VP AL 12%

Casos Efecto de : Diferencia

COMB - REF Precios altos de comb. - sin hidros grandes -128

COMB+HID - HID Precios altos de comb. - con hidros grandes -169

COMB+HID - COMB Mayor desarrollo hidro - comb altos -165

DEM - REF Demanda alta 411

REF - INT1 Colombia -70

REF - INT2 SIEPAC2 y COLOMBIA2 -4

REF - INT3 Colombia 2 -1

REF - INT4 Siepac 2 16

INT1 - S/INT Siepac -156

INT2 - S/INT SIEPAC1 y COLOMBIA1 -222

INT4 - S/INT SIEPAC1 y COLOMBIA -242

HID - REF Mayor desarrollo hidro - comb. Medios -123

REN - REF Proyectos renovables genéricos -219

COL - REF Colombia detallado -33


Comparación COMB-REF Esta comparación produce un aumento en todos los costos (inversión - operación – déficit - intercambio con México y Colombia) para un total de 4,026 mill $. El costo de las emisiones del CO2 se reduce en 128 mill $ porque se disminuye la generación térmica y se aumenta la hidro. La instalación térmica también se disminuye principalmente en GNL. Comparación COMB+HID-HID En los casos COMB+HID y HID no existe restricción al desarrollo hidro, pero el caso COMB+HID supone un crecimiento alto en los precios de combustibles, así aunque en ambos casos se estimula el uso de más renovables, el térmico que se utiliza en el caso COMB+HID aunque sea el mínimo es más caro, esto se refleja en el incremento del costo del plan en 4,011 mill $. El costo de las emisiones de CO2 aumenta en 169 mill $. En cuanto a la instalación de proyectos en el periodo 2012-2027, el escenario de precios altos de combustibles incrementa la instalación hidroeléctrica en 20% Comparación COMB+HID-COMB Eliminar la restricción hidro con escenario de precios altos de combustibles significa ahorros de 359 mill $. En los costos totales. El costo de las emisiones se reduce 165 mill $. Porque se incrementa la instalación hidroeléctrica en 27%. 9.3.2 Efecto de la demanda Comparación DEM-REF Ante un escenario alto del crecimiento de la demanda (Caso DEM) se requiere la más alta instalación (11819 MW) de todos los planes y por lo tanto uno de los

más altos costos totales que significa un incremento de 3,891 mill $ con respecto al Caso REF. De la comparación DEM-REF se deduce que tanto el recurso hidroeléctrico como el de GNL son instalados al máximo (GNL = 2 unid. de 500MW c/u por periodo por región). Los costos de las emisiones de CO2 se incrementan en 411 mill $. 9.3.3 Efecto de las interconexiones Es necesario aclarar que estas comparaciones utilizan premisas diferentes a las supuestas en los estudios anteriores del GTPIR en los que sólo un caso consideraba la interconexión con Colombia; en el estudio actual se cuenta con una interconexión mayor puesto que tiene una ampliación de 300 MW en el año 2020, se modela en casi todos los casos (excepto S/INT y INT1) y además se cuenta con una mejor estimación de los costos del sistema Colombiano. La interconexión con Colombia se supuso en dos etapas cada una de 300MW entrando en los años 2015 y 2020. Se supone fija en todos los casos excepto los Casos S/INT e INT1 en los que no interviene y en los Casos INT2 e INT3 en los que sólo interviene la primera etapa en el año 2015. El costo marginal en Colombia se supuso variable por mes para el periodo 2015-2027 y para este periodo en promedio el mínimo (21.89 $/MWh) se da en noviembre y el máximo (98.15 $/MWh) se da en marzo Aunque la primera etapa del SIEPAC se encuentra muy adelantada e inclusive en algunos tramos ya está funcionando y además la conexión con Colombia está prevista para entrar en el año 2015, se hicieron dos sensibilidades para comprobar la importancia de estas interconexiones para la Región Centroamericana.


Comparación INT1-REF De la comparación de los casos INT1-REF de la Tabla 9.1, se deduce que los beneficios regionales de contar con la interconexión Colombiana en sus dos etapas son de 701 mill $, Bajo los supuestos señalados, Colombia resulta una opción muy buena para la Región Centroamericana ya que permite importar energía a bajo costo. Pero este beneficio es altamente dependiente de los costos de ese sistema, costos marginales bajos en Colombia estarían promoviendo la importación de energía hacia Centroamérica y provocarían una menor generación térmica en la región lo cual también se refleja en la disminución de emisiones de CO2 que en este caso significa un ahorro de 70 mill $. Comparación INT2-REF En el Caso INT2 se eliminan las ampliaciones del SIEPAC y con Colombia propuestas para el año 2020. Con respecto al Caso Base se produce un aumento en el costo total de 154 mill $ producto del aumento en el costo de inversión (659 mill $) pero disminución en los costos operativos (289 mill $) y de intercambios con México y Colombia (216 mill $). Las emisiones de CO2 prácticamente tienen el mismo valor. Comparación INT3-REF El Caso INT3 no considera la segunda etapa de interconexión con Colombia prevista para el 2020. El costo total con respecto al Caso REF se incrementa en 93 mill $. Los costos operativos térmicos y de intercambio con México y Colombia se disminuyen en 335 mill $ pero la inversión se aumenta en 428 mill $. Los costos de las emisiones prácticamente no cambian. Comparación INT4-REF El Caso INT4 no considera la segunda etapa del SIEPAC prevista para el año

2020. Esto provoca que en comparación con el Caso REF el costo total se incremente en 487 mill $. El costo de inversión se incrementa en 368 mill $, el de operación más déficit en 94 mill $ y el de intercambio con México y Colombia en 25 mill $. El costo de las emisiones prácticamente no cambia. Comparación INT1-S/INT El Caso S/INT supone ausencia tanto del SIEPAC como de la interconexión con Colombia ambos en sus dos etapas, mientras que el Caso INT1 supone ausencia sólo de Colombia en sus dos etapas. La comparación de los Casos S/INT –INT1 evalúa el aporte del SIEPAC y da como resultado una disminución total de costos de 916 mill $, correspondiendo a disminuciones en la inversión de 632 mill $ y de 422 mill $ en los costos operativos térmicos y de déficit; adicionalmente se presenta un aumento de 138 mill $ en los costos de intercambio con México. La disminución en el costo de las emisiones es de 156 mill $. Comparación INT2-S/INT En el Caso INT2 se eliminan las ampliaciones del Siepac y con Colombia propuestas para el año 2020. El Caso S/INT supone ausencia tanto del Siepac como de la interconexión con Colombia ambos en sus dos etapas. La comparación INT2-S/INT permite valorar la interconexión del Siepac y con Colombia ambas en su primera etapa. El costo total se disminuye en 1,463 mill $. El costo de inversión baja en 813 mill $; el costo operativo y de déficit disminuye en 1021 mill $ y el costo de intercambio con México y Colombia se incrementa en 371 mill $. El costo de las emisiones se disminuye en 222 mill $ Comparación INT4-S/INT El Caso INT4 no considera la segunda etapa del SIEPAC prevista para el año


2020 y el Caso S/INT supone ausencia tanto del SIEPAC como de la interconexión con Colombia ambos en sus dos etapas. La comparación INT4-S/INT permite valorar al SIEPAC en su primera etapa junto con Colombia en ambas etapas. El costo total se disminuye en 1,130 mill $ principalmente por la reducción en el costo de inversión de 1,105 mill $; aunque también el costo operativo disminuye se compensa con un aumento similar en el costo de intercambio con México y Colombia. El costo de las emisiones se reduce en 242 mill $ 9.3.4 Efecto de eliminar las restricciones a la hidroelectricidad El efecto económico de imponer restricciones al desarrollo hidroeléctrico se muestra al comparar los casos HID-REF. A medida que aumenta la cantidad de proyectos hidroeléctricos grandes (mayores que 150MW) el costo total de expansión se reduce; la mayor inversión en proyectos hidroeléctricos se contrarresta con la disminución en los costos de operación de las termoeléctricas, produciendo al final mayor beneficio. También se produce una disminución de los costos de los intercambios con México y Colombia. Comparación HID-REF El efecto de liberar la restricción hidro con combustibles medios resulta en una disminución de 343 mill $. En el costo del plan. El costo de las emisiones se reduce en 123 mill $. La instalación hidro se incrementa en un 30% en detrimento principalmente de la instalación de GNL que se disminuye un 22% 9.3.5 Efecto de los proyectos renovables genéricos Comparación REN-REF El Caso REN mide el beneficio del supuesto realizado sobre la

disponibilidad y costo de los proyectos genéricos renovables (hidroeléctricos, eólicos y geotérmicos). De la comparación de los casos REN-REF se obtiene un ahorro total de 138 mill $, el aumento en el costo de inversión se ve anulado por la disminución en los costos operativos y de los intercambios con México y Colombia. El caso REN presenta una mayor generación renovable y una menor generación térmica en comparación al caso base, por lo que las emisiones de CO2 disminuyen su costo en 219 mill $. En conclusión, proyectos hidroeléctricos de menos de 2,904 $/kW, geotérmicas de menos 4,217 $/kW y eólicas con un costo de hasta 2,258 $/kW resultan opciones muy rentables para la Región Centroamericana. 9.3.6 Efectos de una integración con el sistema colombiano Comparación COL-REF El Caso COL difiere del Caso REF en que el Sistema Colombiano se simula en forma detallada. La comparación de los Casos COL-REF permite cuantificar la importancia de simular a Colombia en forma más precisa; con respecto a los costos se obtiene un aumento en la inversión de 613 mill $, una disminución en los costos operativos de 547 mill $ y una disminución en los costos de intercambio con México y Colombia de 374 mill $ para una disminución total de 310 mill $. La instalación hidro aumenta un 7% y las unidades de GNL permanecen constantes en su máxima instalación (4,000 MW). La simulación simplificada podría estar sub-valorando la generación de algunas plantas Colombianas de bajo costo operativo y además limitando la entrada de proyectos hidroeléctricos en Centroamérica. En cuanto a las emisiones de CO2 la comparación COL-


REF arroja resultados prácticamente iguales.


10 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Estimular el desarrollo de fuentes renovables, particularmente el potencial hidroeléctrico, es de interés estratégico para la región, porque se logran resultados globales más económicos y se reduce la emisión de gases de efecto invernadero.

Las plantas hidroeléctricas requieren más capital para cubrir sus altos costos de inversión, pero logran ahorros de operación que disminuyen el costo total.

La energía renovable reduce la exposición de los países a la volatilidad y a los posibles aumentos en los precios de los derivados del petróleo.

Es importante desarrollar nuevos proyectos de energía renovable, pues hay menos proyectos identificados de los que el sistema está dispuesto a tomar en un balance óptimo de recursos.

La región requerirá, además de la mayor cantidad posible de desarrollo de proyectos renovables, la introducción de combustibles alternativos al petróleo, como el carbón o el gas natural, para operar las plantas grandes regionales. La introducción de grandes centrales regionales debe estar precedida por el desarrollo de normativas ambientales estrictas y comunes a todos los países.

De los proyectos térmicos grandes candidatos los más atractivos son los ciclos combinados de gas natural licuado (GNL). Para que las plantas de carbón sean competitivas con el GNL tendrían que tener costos de inversión de 1,407 $/kW (costo de las GNL), el carbón tiene costos de 2,820 $/kW (plantas de 500MW).

Se ratifica la importancia de la Línea SIEPAC en sus dos etapas.

La interconexión con Colombia resulta muy atractiva y por lo tanto se le debe dar seguimiento para actualizar los datos que pueden afectar los resultados del GTPIR.

Factores como un crecimiento alto en la demanda o un crecimiento alto en los precios de los combustibles, incrementan los costos de los planes de expansión.

plan indicativo regional de expansión de la generación€¦ · plan indicativo regional de...

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