proyecto cier 15 fase ii montevideo, 26 de abril de 2010 mario pereira silvio binato maria de luján...

PROYECTO CIER 15 FASE II

Montevideo, 26 de Abril de 2010

Mario Pereira Silvio Binato Maria de Luján [email protected]

Temario

► El proyecto CIER 15 Fase II

► Potencial energético regional

► Base de datos para el estudio

► Escenario de referencia

► Estudios de caso

► Conclusiones y próximos pasos

22

Temario







33

El proyecto CIER 15 Fase II

► Objetivo: analizar en un nivel estratégico, técnico, comercial y

regulatorio la viabilidad de la creación, y/o incremento de

transacciones de energía entre las regiones de América

Central – Andina y Cono Sur

► Financiamiento: (i) CIER; (ii) Corporación Andina de Fomento

(CAF); y Banco Mundial (Public-Private Infrastructure

Advisory Facility – PPIAF)

► Consultores: Mercados Energéticos (ME) de Argentina;

SYNEX de Chile; y PSR de Brasil

4

Equipo consultor

5

Silvio Binato

Maria de Luján Latorre

Fernanda Thomé

Luiz Carlos da Costa Jr.

Bruno Flach

Bernardo Bezerra

André Granville

Tareas (1/2)

1. Actualizar la información del potencial energético de la región, las últimas proyecciones de crecimiento de la demanda de energía y potencia eléctrica, la información de los últimos planes de expansión de la oferta de energía eléctrica (generación) y los últimos planes de expansión de transporte de energía eléctrica y gas

2. Caracterizar los escenarios en que se pueden desarrollar las transacciones internacionales de energía

3. Análisis y evaluación de las oportunidades de las transacciones internacionales de energía, cuantificación de beneficios y criterios para la adecuada asignación de los mismos

6

Tareas (2/2)

4. Dentro de las oportunidades identificadas analizar posibles esquemas comerciales de transacciones de energía de corto, mediano y largo plazo

5. Elaborar una propuesta general con los principios y criterios básicos para definir reglas subregionales que viabilicen las transferencias energéticas en la región

6. Elaboración de los informes finales y presentaciones

7

Países involucrados en el estudio

COCO

BRBRECEC

PEPE

BOBO

CLCL ARAR UYUY

PYPY

MXMX

GUGU

HOHOESES NINI CRCR PAPA

Centroamérica

Comunidad Andina

Mercosur

88

Temario







99

Los grandes números…

1010

capacidad instalada

192 GW

área 17 millones km2

población 400 millones

PIB (nominal) US$ 2.5 mil millones

Potencial renovable: hidroelectridad

1111

Potencial (GW)

% desarrollo

Argentina 45 19%

Bolivia 40 1%

Brasil 143 52%

Chile 25 21%

Colombia 93 9%

Costa Rica 7 50%

El Salvador 2 24%

Ecuador 23 8%

Guatemala 5 13%

Honduras 5 10%

Mexico 53 24%

Nicaragua 2 5%

Panama 4 20%

Paraguay 13 63%

Perú 62 5%

Uruguay 2 75%

Total 524 25%

Potencial renovable: energía eólica

1212

México 40

Centroamérica 100

Colombia 20

Peru 10

Chile 5

Argentina 10

Brasil 140

Total 325

Potencial renovable: biomasa

► El aumento de la producción de etanol ha permitido un

avance importante en el monto y la competitividad económica

de la cogeneración en base a biomasa, en especial el bagazo

de caña

10% del suministro de electricidad de Nicaragua en el 2008 ha venido

de la biomasa

Brasil posee alrededor de 3 mil MW de este tipo de cogeneración ya

instalado o en construcción; el potencial de la cogeneración sería

suficiente para suministrar la mitad de la necesidad de nueva

capacidad de generación requerida por el país para los próximos diez

años

1313

Sinergia entre hidroeléctricas, eólica y biomasa

► A diferencia de los países europeos, donde las fluctuaciones

de la producción eólica requieren la instalación de plantas

generadoras termoeléctricas de “respaldo”, se pueden usar

los embalses de las plantas hidroeléctricas para compensar

las fluctuaciones de la producción eólica

► Un uso semejante de los embalses como “variables de ajuste”

ya se hace para las plantas de bagazo de caña, pues su

producción de energía se concentra en el periodo de la

cosecha de la caña

1414

Reservas de gas natural (TCF)

15

Argentina 16 Bolivia 27 Brasil 20 Chile 3 Colombia 4 Cuba 3 México 13 Perú 12 Trinidad y Tobago 19 Venezuela 171 Total 287

Anillo de gas del Mercosur

16

Gasoducto de Centroamérica

17

Gasoducto del Sur

18

El gas natural licuado (GNL)

19

REGAS – Terminal Fixo de GNL

LIQUEFAÇÃO – Produção e Exportação GNL

Pecem, Brasil7 Mm3/d(2009)

Baia de Guanabara, Brasil14 Mm3/d

(2008)

Sul do Brasil – 6 a 8 Mm3/dQuintero, Chile8 –12 Mm3/d

(2009)

Mejillones, Chile8 Mm3/d

Peru LNG (2010)4.2 MTPA GNL18 Mm3/d GN

Uruguai – 8 Mm3/d

Argentina - 10 a 15 Mm3/d - 2008 ??

Colômbia10 Mm3/d(2012) ??

PDVSA LNG (2013) ??

LNG Pré Sal 2015 (??)

Argentina8 Mm3/d2008 REGAS – Terminal Flutuante de GNL

87 Mm3/día

87 Mm3/día

REGAS – Terminal Fixo de GNL

LIQUEFAÇÃO – Produção e Exportação GNL

Pecem, Brasil7 Mm3/d(2009)

Baia de Guanabara, Brasil14 Mm3/d

(2008)

Sul do Brasil – 6 a 8 Mm3/dQuintero, Chile8 –12 Mm3/d

(2009)

Mejillones, Chile8 Mm3/d

Peru LNG (2010)4.2 MTPA GNL18 Mm3/d GN

Uruguai – 8 Mm3/d

Argentina - 10 a 15 Mm3/d - 2008 ??

Colômbia10 Mm3/d(2012) ??

PDVSA LNG (2013) ??

LNG Pré Sal 2015 (??)

Argentina8 Mm3/d2008 REGAS – Terminal Flutuante de GNL

87 Mm3/día

87 Mm3/día

Los gasoductos virtuales

20

ARGENTINA

COLOMBIA

ECUADOR

PERU

BRAZIL

PARAGUAY

URUGUAY

VENEZUELA

BOLIVIA Cuiabá

Belo Horizonte

Porto Alegre

Buenos Aires

Lima

Rio de JaneiroSão Paulo

Recife

Salvador

Montevideo

La Paz

Fortaleza

Caracas

BogotáManaus

Porto Velho

Urucu

Brasília

LNG Regas

LNG gasificación

Gasoductos existentes

Gasoductos planificados

ARGENTINA

COLOMBIA

ECUADOR

PERU

BRAZIL

PARAGUAY

URUGUAY

VENEZUELA

BOLIVIA Cuiabá

Belo Horizonte

Porto Alegre

Buenos Aires

Lima

Rio de JaneiroSão Paulo

Recife

Salvador

Montevideo

La Paz

Fortaleza

Caracas

BogotáManaus

Porto Velho

Urucu

Brasília

LNG Regas

LNG gasificación



LNG Regas

LNG gasificación



Reservas de carbón (millones de toneladas)

21

México 1211 Argentina 424 Bolivia 1 Brasil 7068 Chile 1181 Colombia 6959 Ecuador 24 Perú 140 Venezuela 479 Total 17487

Reservas de petroleo (billones de barriles)

22

Argentina 3 Brasil 14 Colombia 1 Ecuador 5 México 11 Trinidad y Tobago 1 Venezuela 99 Total 134

Interconexiones regionales

► América Latina ya posee un fuerte grado de integración de

electricidad

► Del año 1995 hasta hoy, las interconexiones eléctricas han

aumentado unas diez veces, pasando de 500 MW a 5 mil MW

de capacidad instalada

► Con la entrada en operación de la línea Guatemala-México y

con la construcción de la interconexión Panamá-Colombia,

todos los países de América Latina estarán interconectados

23

Centroamérica

24

Comunidad Andina

25

Venezuela

Colombia

Ecuador

Perú

Venezuela

Colombia

Ecuador

Perú

Venezuela

Colombia

Ecuador

Perú

Venezuela

Colombia

Ecuador

Perú

77

44

33

11

55

88

22

66

99

[1] - Interconexión Cúcuta-San Antonio del Táchira en 1964 (13.8 y 34.5kV)

[2] - Interconexión Zulia - La Fría en 1969 (115kV)

[3] - Interconexión Arauca-Guasdualito en 1975 (13.8kV)

[4] - Interconexión Santa Mateo-El Corozo (230kV)

[5] - Interconexión Cuestecitas-Cuatricentenario en 1992 (230kV)

[6] - Interconexión Ipiales-Tulcán en 1998 (138kV)

[7] - Interconexión Santa Elena- Boa Vista en operación desde 2001 (230kV)

[8] - Interconexión Eléctrica Pasto – Quito en 2003 (230kV). Está en construcción una segunda terna.

[9] - Interconexión Eléctrica Ecuador – Perú (2005)

Mercosur

26

ARGENTI NA

BOLI VI ABRASI L

URUGUAY

CHI LE

ARGENTI NA

BOLI VI ABRASI L

URUGUAY

CHI LE

PARAGUAY

22

55

44

77

99

1212

131311

33

66

88

1010

1111

[1] - Hidroeléctrica Salto Grande 1,890 MW (1979)

[2] - Hidroeléctrica Itaipú 14,000 MW (1984)

[3] - Hidroeléctrica Yacyretá 3,000 MW (1994)

[4] - Interconexión Clorinda – Guarambaré 220kV (1994)

[5] - Interconexión Paso de los Libres 132kV – Uruguaiana 230 kV – 50 MW(1995)

[6] – Interconexión Rivera 150 kV – Livramento 230 kV – 70 MW

[7] - Interconexión El Dorado - Mariscal López 132kV

[8] - Interconexión Posadas – Encarnación 66kV

[9] - Interconexión Concepción del Uruguay – Paysandú 150kV

[10] - Interconexión Acaray 132kV - Foz de Iguazú 230 kV – 50 MW

[11] - Interconexión Pedro Caballero - Ponta Pora 69kV

[12] - Interconexión Vallemí - Puerto Murtinho 23kV

[13] - Interconexión Chuy – Chui 15/13.8kV

[14] - Interconexión Rincón de Santa María – Itá 500 kV (2000 MW)

[15] - Interconexión Paso de Sico – Atacama 345kV (1999)

Conclusiones

► Los vectores de expansión de la capacidad en la región deben ser la hidroelectricidad y el

gas natural

Dificultades de licenciamiento de las plantas hidroeléctricas en algunos países

Inquietud con respecto al efecto de los cambios climáticos

El GNL se presenta como una alternativa a la construcción de gasoductos

► Las fuentes renovables (biomasa y eólica) deberán tener una importancia creciente

El precio de estas fuentes hoy es en general más alto que el de las fuentes convencionales

► Recursos abundantes de carbón de alta calidad en algunos países Obstáculos ambientales crecientes

► Las plantas nucleares pueden tener un papel importante en el futuro, en especial con las

nuevas generaciones de reactores Factor de emisión cero

Reservas de uranio

Tecnología de enriquecimiento

Factores geopolíticos complejos

27

Temario







2828

Visión general

► A partir de los datos enviados por los representantes de cada

país, se ha creado una base de datos detallada con la siguiente

información:

generación existente y proyectos de expansión de la capacidad en cada

país

histórico de caudales

disponibilidad y precios de combustible (gas natural, carbón y oleo)

red de transporte

2929

Datos de las hidroeléctricas

30

Se representaron 728 plantas hidroeléctricas

Se representaron 728 plantas hidroeléctricas

30

Modelación de los caudales

Histórico de los caudales de todos

los países

Histórico de los caudales de todos

los países

Histórico de los caudales del país 1




... Histórico de los caudales del país N

Histórico de los caudales del país N

Estimación de los parámetros del

modelo estocástico de caudales

Estimación de los parámetros del

modelo estocástico de caudales

Archivo con 100 escenarios de caudales para todos los países

(garantiza coherencia en las simulaciones)


(garantiza coherencia en las simulaciones)

El modelo de simulación operativa extrae del archivo el subconjunto de caudales que

se refiere a la configuración bajo análisis

El modelo de simulación operativa extrae del archivo el subconjunto de caudales que

se refiere a la configuración bajo análisis

3131

Modelación de la generación renovable

► Las plantas de biomasa, pequeñas centrales hidroeléctricas y

eólicas se representan a través de escenarios de generación

3232

Datos de las plantas termoeléctricas

33

Se representaron 1900 plantas termoelétricas

Se representaron 1900 plantas termoelétricas

33

Precio del combustible: gas natural

34

NATURAL GAS

7

1

7 7 7 7 7 7

17

0

4

2

1

2

1

9

1

7 7 7 7 7 7

21

0

53

2 2

1

12

1

7 7 7 7 7 7

25

0

7

9

21

4

0

5

10

15

20

25

AR BO CA-PA CA-CR CA-NI CA-ES CA-HO CA-GU CL-SIC CL-SING CO EC PE UR VE

USD

/MM

BTU

MIN AVG MAX REF

Precio del combustible: carbón

35

COAL

118 118 118 118 118 118110

125

18

199

48

118 118 118 118 118 118127

139

41

199

48

118 118 118 118 118 118

162

194

51

199

48

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200


USD

/ton

MIN AVG MAX REF

Precio del combustible: oleo

36

FUEL OIL

53 53 53 53 53 53

96

50 47

61

91

53 53 53 53 53 53

103

5461

221

53 53 53 53 53 53

120

81

6147

21

83

120

24

50

84

122

27

51

87

125

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220


USD

/bbl

MIN AVG MAX REF

Efecto de la variación de los precios

► Se observa que los precios de un mismo combustible varían

entre diferentes países y hasta mismo en el país

► En los estudios de interconexión, se hizo ajustes en estos

precios para representar de manera coherente los

intercambios entre países con fuerte componente

termoeléctrica

37

Red de gasoductos (Colombia)

Red de transmisión

3939

Sistema integrado gas – electricidad (Colombia)

Temario







4141

Escenario de referencia

► La identificación de las oportunidades de interconexión y el

cálculo de los beneficios potenciales de las mismas se harán

con base a un escenario de referencia para los años 2010

hasta 2017

► El escenario se compone de proyecciones de demanda y de

cronogramas de entrada de nueva generación para cada país

► Preparado a partir de la base de datos, de informaciones

adicionales enviadas por los representantes de cada país y

de discusiones con los mismos

42

Temario





Proyección de demanda

Balances de oferta y demanda

Oportunidades de interconexión



4343

Centroamérica: demanda máxima (2010)

4444

Comunidad Andina: demanda máxima (2010)

4545

Mercosur: demanda máxima (2010)

4646

Demanda (GW promedio)

47

Etapas mensuales

Cinco escalones de demanda

Etapas mensuales

Cinco escalones de demanda

Crecimiento de la demanda: Centroamérica

4848

Crecimiento de la demanda: C.Andina

4949

Crecimiento de la demanda: Mercosul

5050

Escalones de demanda

51

-

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

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

ar bo br cl co cr ec es gu ho ni pa pe py uy ve

Temario







Oportunidades de interconexión



5252

Potencia y energía firme

► Potencia firme: máxima demanda de punta (en MW) que el

sistema podría suministrar tomando en cuenta las

restricciones de cada combustible y la existencia de plantas

con múltiples combustible

► Energía firme: máxima demanda constante (MW promedio)

que puede ser suministrada si ocurre la sequía más severa

del histórico• En el caso de las plantas termoeléctricas, se toma en cuenta las

restricciones de suministro de combustible

5353

Balances de potencia y energía firme

► Balance anual de potencia firme: diferencia entre la potencia

firme (calculada a partir de los generadores que estarán en

operación en aquel año) con la demanda máxima prevista (en

MW) para el mismo año

► Balance anual de energía firme: ídem para el consumo

promedio anual (MW promedio)

► De una manera simplificada, un balance positivo indica que la

oferta es adecuada para el suministro confiable de la

demanda, y vice-versa: un balance negativo puede significar

que el sistema está sub-ofertado

54

Balances y estudios de intercambio

► Si el país tiene un balance negativo debido a algún problema

en la preparación del escenario de oferta, los beneficios de

los intercambios pueden resultar estar sobrestimados

► Si el balance es demasiadamente positivo, esto es, si el

escenario de oferta prevé la entrada de un monto de genera-

ción que puede no concretarse en la práctica, los beneficios

de los intercambios pueden resultar subestimados

55

EF Total x DPA

5656

Centroamérica: reserva de EF (%)

57

Comunidad Andina: reserva de EF (%)

58

Comunidad Andina: reserva de EF (%)

59

Temario







Cálculo de los beneficios de una interconexión



6060

Calculo del beneficio de la interconexión

► En los estudios de los beneficios de las interconexiones, se

consideraron tres atributos:

1. reducción de los costos operativos totales

2. mejora de la confiabilidad de suministro

3. reducción de las emisiones de CO2

► El cálculo de los atributos se basa en simulaciones operativas

del sistema a lo largo del período de estudio, para un gran

número de condiciones hidrológicas distintas

61

Modelo de simulación operativa

Caudales Históricos

Combustibles

Configuración Hidro y Térmica

Demanda

Parámetros de los Estudios

Plano de Expnasão

Dados da Rede de Transmissão

Dados Cronológicos

Parámetros para el Módulo

Graficador

Módulo de despacho

óptimo SDDPParámetros

Módulo de estimación de

parámetros

Planillas CSV

Informes (ASCII)

Módulo Graficador

Planillas Excel

Dados Obrigatorios

Dados Opcionales

Resultados

6262

Política operativa coordinada

Simulación operativa conjunta (intercambios de oportunidad)

Simulación operativa conjunta (intercambios de oportunidad)

Política operativa aislada del país 1




... Política operativa aislada del país N

Política operativa aislada del país N



Resultados de la simulaciónResultados de la simulación

6363

Resultados del modelo de simulación

► Todos los resultados operativos (energía generada, flujos

entre países, emisiones etc.) se calculan para cada generador

o circuito y para cada serie hidrológica, etapa; y escalón

El programa GRAF permite agregar los resultados resultados por

clases, por ejemplo generación hidroeléctrica, termoeléctricas a óleo

etc. y en valores promedio, cuantiles, distribuciones de probabilidad

etc.

6464

Temario







Cálculo de los beneficios de una interconexión• Costos marginales de corto plazo

• Emisiones


► Conclusiones y próximos pasos6565

Costo marginal de corto plazo

► El costo marginal de corto plazo (CMCP) representa el costo

de oportunidad para los intercambios

Es también una estimativa del costo de largo plazo para el país

(E(CMCP) = CMLP)

6666

Centroamérica: CMCP promedio anual (2013)

67

Centroamérica: CMCP promedio anual (2017)

68

C.Andina: CMCP promedio anual (2013)

69

C.Andina: CMCP promedio anual (2017)

70

Mercosur: CMCP promedio anual (2013)

71

Mercosur: CMCP promedio anual (2017)

72

Temario







Cálculo de los beneficios de una interconexión• Costos marginales de corto plazo

• Emisiones


► Conclusiones y próximos pasos7373

Participación de fuentes no-emisoras (EF)

74

Eólicas, biomasa, geotérmica, pequeñas centrales hidroeléctricas y nucleares

Eólicas, biomasa, geotérmica, pequeñas centrales hidroeléctricas y nucleares

74

Participación de fuentes no-emisoras (%)

7575

Nicaragua: emisiones promedio anuales

76

Resultado de la entrada de plantas geotérmicas y eólicas a partir del año 2010, que desplazan la generación térmica

76

Se observa que las escalas de emisión son diferentes para cada país

Se observa que las escalas de emisión son diferentes para cada país

Ecuador: emisiones promedio anuales

7777

Resultado de la entrada de plantas hidroeléctricas

Resultado de la entrada de plantas hidroeléctricas

Brasil: emisiones promedio anuales

7878

Resultado de la contratación de 10 mil MW promedio (EF) de plantas termoeléctricas

Resultado de la contratación de 10 mil MW promedio (EF) de plantas termoeléctricas

Centroamérica: emisiones por GWh (2013)

7979

Nivel de emisión de una planta ciclo combinado gas natural

Nivel de emisión de una planta ciclo combinado gas natural

Centroamérica: emisiones por GWh (2017)

80

Las emisiones por GWh de El Salvador aumentaron debido a la entrada de dos plantas termoeléctricas para exportación: la planta carbón AES (200 MW) y la planta gas Cutuco (500 MW); esta exportación explica la reducción de las emisiones de Guatemala

Las emisiones por GWh de El Salvador aumentaron debido a la entrada de dos plantas termoeléctricas para exportación: la planta carbón AES (200 MW) y la planta gas Cutuco (500 MW); esta exportación explica la reducción de las emisiones de Guatemala

Resultado de inversiones en plantas hidro y eolicas

Resultado de inversiones en plantas hidro y eolicas

Resultado de inversiones en plantas hidro

Resultado de inversiones en plantas hidro

80

Comunidad Andina: emisiones por GWh (2013)

81

Comunidad Andina: Emisiones por GWh (2017)

82

Mercosur: emisiones por GWh (2013)

83

Mercosur: emisiones por GWh (2017)

84

Temario







8585

Criterios para selección de los estudios

► Ilustrar los diferentes tipos de oportunidad de interconexión

► Mostrar los beneficios potenciales de las interconexiones en

las tres regiones, Centroamérica, Comunidad Andina y

Mercosur

► Analizar proyectos “reales”, esto es, para los cuales existen

propuestas concretas y un interés declarado de por lo menos

uno de los representantes de los países involucrados

8686

Estudios de caso (1/2)

► Economía de escala

Inambari (Perú-Brasil)

C.Esperanza (Bolivia-Brasil)

► Seguridad operativa e intercambios de oportunidad

Perú-Ecuador

SIEPAC II (Centroamérica)

Bolivia-Perú

Argentina-Paraguay-Brasil

8787

Estudios de caso (2/2)

► Uso de la infraestructura

“Wheeling” de energía de Chile por Argentina

“Swap” de energía Paraguay-Argentina-Chile

“Swap” de energía Brasil-Argentina

► Seguridad operativa y exportación de energía

Colombia-Panamá

Bolivia-Chile

Brasil-Uruguay

► Plantas Binacionales

Garabi (Argentina-Brasil)*

8888

* En proceso de re-inventario

Visión general de los proyectos

89

Proyecto Tipo Fecha año

Voltaje kV

longitud km

Capacidad MW

Costo MMUS$

PE-BR Hidro 2015 500 3388 2200 2370

BO-BR Hidro 2015 500 3500 800 792

CO-PA Interc. 2014 400 614 300 207

BR-AR Interc. 2010 - - - Exist.

PY-AR-CH Swap 2011 - - -

SIEPAC II Interc. 2016 230 1800 300 500

CH-AR Wheeling 2011 - - - Exist.

AR-PY-BR Interc. 2014 500 666 2000 610

PE-EC Interc. 2010 - - 100 -

BO-PE Interc. 2014 230 215 125 65

BO-CH Interc. 2014 230 150 180 30

BR-UY Interc. 2013 500 420 500 150

Total 10753 6505 4724

Estudio 1Planta hidroeléctrica Inambari

9090

Las hidroeléctricas del Oriente

91

Beneficio energético de la integración

► La planta Inambari, que es una central con embalse, está

ubicada aguas arriba de las plantas Jirau y Santo Antonio,

que son centrales de filo de agua (por restricciones

ambientales)

► Por lo tanto, es posible que la integración de Inambari con el

sistema brasileño contribuya para aumentar la energía firme

de dos maneras: Sinergía hidrológica

Regulación de los embalses aguas abajo

9292

Energía firme y beneficios aguas abajo

► EF de Inambari integrada a Brasil = 1467 MW promedio

► EF (Brasil con Inambari) – EF(Brasil) = 1560 MW promedio

► Razón para la diferencia de 93 MW promedio: aumento de la

energía firme en las plantas aguas abajo

► Valor de este incremento 81 US$/MWh (costo marginal de largo plazo de Brasil) x 8760 (horas

por año) x 93 (beneficio de la integración) =

US$ 66 millones por año

9393

Contratación de la energía

► El incremento de energía firme calculado arriba supone que la

planta se opera con el objetivo de maximizar el beneficio

energético para Brasil

► Esto puede no ser realista, pues los intereses de suministro

del sistema Peruano obviamente son prioritarios

► La EF de la planta y el precio del contrato dependen de su

política operativa y esquema de comercialización de la

energía

9494

Contrato con monto de energía fijado

► Si la venta de energía de Inambari para Brasil se hace a través de un

contrato de suministro con precio y monto de energía fijados, esto

significa que el Operador del sistema peruano, COES, haría la operación

del país con una demanda adicional que corresponde al contrato de

suministro con el país vecino

► En este caso, el CEF del proyecto bajo el punto de vista del marco

regulatorio brasileño coincide con el monto contratado con Brasil, pues es

una inyección constante de energía en el país

► Aunque este esquema de comercialización sea el más sencillo,

posiblemente es el más costoso, pues los riesgos de cantidad y precio se

quedan con Inambari

95

Producción de energía compartida

► Una segunda opción sería definir que un porcentaje fijo de la producción

de energía de Inambari (por ejemplo, 50%) sería enviado a Brasil, esto es,

es como 50% de Inambari fuese un generador hidroeléctrico virtual

ubicado en Brasil, de manera análoga a la interconexión CIEN

► Este esquema tendría menos riesgos para el inversionista, pues la

hidroeléctrica virtual podría participar del llamado Mecanismo de

Reubicación de Energía (MRE), donde el suministro de cada planta, para

efectos comerciales, no corresponde a la producción física de la misma,

pero un porcentaje de la producción hidroeléctrica total

96

Efecto del MRE

97

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

GW

h

Geração Física Créditos de Geração

Dificultades con la energía compartida

► La principal dificultad con el esquema operativo de compartir

la producción de la planta es que el cálculo del CEF de

Inambari (y la inclusión de la misma en el MRE) serían

complejos, pues la “lógica” de la operación de la hidroeléctrica

virtual sería la del COES, mientras la operación de las demás

plantas hidroeléctricas sería determinada por el ONS de

Brasil

98

El esquema de “slicing”

► Una manera de conciliar ambos los beneficios para Perú y

Brasil es a través del esquema de “slicing”, donde se tiene

dos plantas virtuales operadas en separado por cada país El esquema de “slicing” es adoptado en la planta binacional Salto Grande (1,9

GW), operada conjuntamente por Argentina y Uruguay; en la operación del

sistema da Bonneville Power Administration (BPA), en los Estados Unidos, con

22 GW; y fue recientemente propuesto en Canadá para conciliar la operación

de la hidroeléctrica Upper Churchill Falls (5 GW), controlada por la provincia de

Québec, con la de Lower Churchill Falls (3 GW), que está aguas abajo y

pertenece a la provincia de Newfoundland

9999

Procedimiento del “slicing” (1/2)

1. Se define una planta virtual y una “cuenta de energía

disponible” para cada país

2. En el inicio de cada etapa, se calcula la energía afluente a la

planta, tomando en cuenta el nivel de almacenamiento real

3. Se desglosa la energía afluente calculada en el paso 2 en

“depósitos” en las cuentas de energía mencionadas en el

paso 1

• El desglose toma en cuenta el nivel de almacenamiento de la planta

virtual, esto es, se reduce el aporte de energía si el embalse virtual

está más vacío que el real, y viceversa

100100

Procedimiento del “slicing” (2/2)

1. El Operador del Sistema de cada país decide el monto de

energía que será producido por la respectiva planta virtual

• Este monto está limitado a la energía en la “cuenta” y, además, a la

potencia de la planta virtual

• La potencia ociosa de la otra planta puede ser utilizada, si disponible

2. A partir de estos montos, se define el volumen turbinado de

la planta física y se hace el balance del agua

3. A continuación, se hace el balance de los embalses virtuales

• El vertimiento en un embalse virtual se puede almacenar en el otro

embalse; sin embargo, si esta agua tiene prioridad de vertimiento si

hay vertimiento en el embalse físico

101101

Ejemplo de simulación del “slicing”

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Jan-31

Apr-31

Jul-31

Oct-31

Jan-32

Apr-32

Jul-32

Oct-32

Jan-33

Apr-33

Jul-33

Oct-33

Jan-34

Apr-34

Jul-34

Oct-34

Jan-35

Apr-35

Jul-35

Oct-35

Jan-36

Apr-36

Jul-36

Oct-36

Jan-37

Apr-37

Jul-37

Oct-37

Jan-38

Apr-38

Jul-38

Oct-38

0

100

200

300

400

500

600

700

Se supone que Perú está con 20% de la energía y Brasil con 80%Se supone que Perú está con 20% de la energía y Brasil con 80%

Almacenamiento de Inambari-Brasil

Almacenamiento de Inambari-Perú

Uso del volumen peruano por Brasil

Uso del volumen brasileño por Perú

102102

Índice beneficio costo (IBC)

► Supuestos: EF = 1560 MW promedio; MRE; CMLP de generación: 77

US$/MWh

► Precio de la energía (sin la transmisión): 52 US$/MWh

► Beneficio anual: EF × [número de horas en el año] × [CMLP – precio de la

energía (US$/MWh)] = 1560 × 8760 × [77 – 52] = US$ 342 millones

► Sistema de transmisión (preliminar): (i) sistema en 500 kV de Inambari hasta la frontera (144 km), donde se ubicaría una

conversora HVDC “back to back” ; (ii) conexión (también de 144 km) hasta la

subestación Assis; y (iii) interconexión hasta la Red Básica, una distancia alrededor de

2500 km

► Costo estimado: US$ 2.37 mil millones (US$ 210 millones por año)

► Índice beneficio costo (IBC) = 1.7

103

Remuneración de la interconexión

► Energía: contrato de largo plazo, posiblemente resultante de

una subasta de contratación de “energía nueva”

► Transmisión: la reglamentación brasileña permite que las

interconexiones internacionales sean incluidas en el sistema

de alta voltaje del país (“Red Básica”), la cual es remunerada

por todos los generadores y consumidores a través de pagos

fijos anuales, conocidos como “tarifas por uso del sistema de

transmisión” (TUST)

Esto significa que el contrato de suministro de Inambari con Brasil

debería tomar en cuenta la TUST que sería asignada a la planta

104

Aspectos institucionales

► La viabilización de la interconexión Perú-Brasil requiere,

además de los aspectos económicos y comerciales discutidos

arriba, un Tratado entre ambos países que respalde los

acuerdos; y un Acuerdo Operacional entre el COES y el ONS

105

En resumen…

► La interconexión Perú-Brasil, si exitosa, sería un nuevo marco

en la integración energética de la región, pues involucra el

concepto de economía de escala

► Requiere un acuerdo operativo en una cascada hidroeléctrica

con plantas de ambos países y un análisis detallado de

alternativas comerciales

106

Estudio 2Hidroeléctrica Cachuela Esperanza

107107

Configuración Perú-Bolivia-Brasil

Inambari (2200 MW)

Perú

C.Esperanza (800 MW)

Bolivia

Jirau (3500 MW)

Brasil

Sto. Antonio (3500 MW)

Brasil

108108

C.Esperanza: análisis de energía firme

► E.firme integrada a Brasil, sin Inambari: 553 MW promedio

Razón EF/cap.inst. = 553/800 = 0.69

► EF integrada a Brasil, con Inambari: 614 MW promedio

► Valor del incremento de 61 MW promedio: US$ 43 millones

por año

109109

Índice beneficio costo

► Supuestos

► EF = 614 MW promedio (con Inambari)

► CMLP de generación en Brasil es 77 US$/MWh

► Costo de la energía (sin los costos de la interconexión) = 58 US$/MWh

► Beneficio anual = 614 × 8760 × [77 – 58] = US$ 102 millones

► Costo estimado de la interconexión (circuito doble de 500 kV entre

Cachuela Esperanza y Porto Velho, en Brasil) = US$ 792 millones

► Costo anual = US$ 71 millones

► IBC = 1.4

110110

Conclusiones

► Así como el caso de Inambari, la construcción de Cachuela

Esperanza, si exitosa, representaria un marco en la

integración energética de la región, no sólo por la economía

de escala como también por la sinergía con la planta peruana

Inambari, aguas arriba, y con las plantas brasileñas Jirau y

Santo Antonio, aguas abajo

111

Estudio 3Interconexión Colombia-Panamá

112112

El proyecto de interconexión

113113

Características de la interconexión

► Línea de transmisión en HVDC de aproximadamente 614 km de longitud

entre las subestaciones Cerromatoso en Colombia y Panamá II en

Panamá 340 km en territorio colombiano y los restantes 274 km en territorio panameño

Tramo submarino de 55 km (15 km en Colombia y 40 km en Panamá), a un voltaje entre

250 y 400 kV

► Capacidad de intercambio ColombiaPanamá = 300 MW; 200 MW en

sentido opuesto

► Costo estimado del proyecto = US$ 207 millones

► Entrada en operación prevista para 2014

114

Procedimiento de análisis

► Distribución de los flujos

► Beneficios del proyecto

Costos operativos

Energía no suministrada

Emisiones de CO2

► Renta por congestión Diferencia de los CMCP x flujo

115115

Flujo promedio mensual (2014)

116

Distribución del flujo COPA (2014)

117117

Distribución del flujo PACO (2014)

118118

Reducción de los costos operativos

119

Promedio anual: US$ 20.5 millones

Reducción de las emisiones de CO2

120

Promedio anual: 212 mil toneladasValor: US$ 4.2 millones por año(@ US$ 20/tonelada)


► Beneficio operativo: US$ 20.5 millones/año

► Costo anual: US$ 18.4 millones/año

Costo total = US$ 207 millones

► IBC = 20.5/18.4 = 1.1

► IBC con beneficios ambientales (US$ 4.2 millones) = 1.3

121

Ingresos por congestión

122

Promedio anual: US$ 14.5 millones(85% de la remuneración anual)

Manejo de los riesgos de la interconexión

► La interconexión debería receber una remuneración fija, por

ejemplo como parte del sistema de alta voltaje de cada país

Ejemplo: “Red Básica” de Brasil

► La construcción de la misma se debería por subastas, donde

los inversionistas ofertan sus propuestas de remuneración fija

Caso de Colombia, Brasil y otros países

► Si hay riesgos ambientales, los gobiernos deberían hacer la

licitación ya con la licencia previa

Análoga a las subastas de plantas hidroeléctricas en Brasil

123

Como compartir los beneficios: congestión

► En la opinión de los consultores, los ingresos totales deben

ser compartidos entre los países, en proporción a la

participación de cada uno en los costos de construcción de la

interconexión►Semejante al esquema que los gobiernos están proponiendo para la

interconexión Colombia-Panamá y el nuevo esquema entre Colombia y Ecuador

► A su vez, el monto recibido por cada país debería utilizarse

para reducir los costos de las tarifas de transmisión locales►Directa o indirectamente, por ejemplo a través de la venta de “financial

transmission rights” (FTR), que son instrumentos de “hedge” contra diferencias de precios en distintos mercados

124

Como compartir los beneficios: CMCP

125

Los CMCP promedio de Panamá se reducen; los de Colombia aumentan

Propuesta para evitar aumentos en el CMCP

► Calcular en dos pasos el CMCP para el país que, en aquella etapa, está

exportando El país importador tendrá sus CMCPs reducidos y, por lo tanto, ya está

beneficiado

► En el primer paso, se hace un despacho sin la exportación, esto es,

solamente suministrando la demanda local Los CMCPs “locales” resultantes se usarían para hacer la contabilización en el

mercado de corto plazo

► En el segundo paso, se hace un despacho para suministrar un incremento

de la demanda correspondiente a la energía que se está exportando Los CMCPs “de exportación” resultantes se usarían como precio para el país vecino

► Efecto: cuando un país exporta, sus consumidores no son afectados;

cuando importa, son beneficiados

► Semejante al esquema doptado por Colombia

126

Ejemplo: pago “spot” de los consumidores de Colombia

127

2350

2400

2450

2500

2550

2600

2650

2700

2750

2800

2014 2015 2016 2017

US$

mill

ones

Local

Interc

Propuesta

Conclusiones

► La interconexión Colombia-Panamá representa un marco en

la integración energética regional, pues enlaza Centroamérica

con la región Andina

► Los análisis realizados muestran que esta interconexión es

atractiva tanto en términos puramente económicos como

ambientales

► Fueron propuestos esquemas para: (i) reduzir los riesgos

comerciales, de construcción y ambientales; (ii) compartir la

renta por congestión; y (iii) evitar el aumento de los costos

marginales de corto plazo en el país exportador

128

Estudio 4Interconexión Argentina-Brasil

129

Concepción original del proyecto CIEN

► Suministro de energía (contratos) para Brasil

► Totales contratados CIEN I: 1000 MW promedio CIEN II: 700 MW promedio

► En términos regulatorios, la CIEN es un generador ubicado

en Brasil, no una línea de transmisión

► Este generador virtual se incluía en el cálculo de la política

operativa de Brasil, y era “accionado” (esto es, la CIEN

exportaba energía de Argentina hasta Brasil) por el Operador

Nacional del Sistema (ONS) siempre que el precio de corto

plazo de Brasil excedía su “costo variable de operación”

130

Dificultades con el proyecto CIEN (1/2)

► Debido a las dificultades energéticas en Argentina y otros

problemas contractuales, el suministro de energía por la CIEN

fue restringido a partir de 2004

► En términos del marco regulatorio brasileño, es como si el

“generador CIEN” hubiera fallado cuando accionado por el

ONS

131

Dificultades con el proyecto CIEN (2/2)

► Debido a estas fallas, el regulador brasileño, Aneel, bajó la

energía firme de la interconexión de 2000 MW para 400 MW

promedio en Marzo de 2005

En Junio del 2006, bajó la EF para cero MW promedio

► A su vez, la pérdida de energía firme llevó a un “write-off” de

los contratos

En el marco regulatorio de Brasil, los contratos deben ser respaldados

por certificados de energía firme

► Como consecuencia, la situación financiera de la CIEN se

deterioró

132

Reducción de la oferta firme en Brasil 2004-2007

► CIEN: 1700 MW promedio de oferta firme

► Uruguaiana: 600 MW, ubicada en Brasil pero con suministro de

combustible de Argentina

► Problemas comerciales con el suministro de gas de Bolivia para una

provincia de Brasil, Mato Grosso (200 MW promedio)

► Restricciones internas de suministro de gas: salida de 4 mil MW promedio

adicionales de generación firme

► Esto llevó a un desequilibrio en el balance de oferta firme y demanda en

Brasil y a una preocupación con la confiabilidad de suministro en el país

► Como consecuencia, el país pasó a restringir la exportación de energía,

sólo permitiendo generación hidroeléctrica que sería vertida o energía

termoeléctrica no accionada en el despacho económico

133

Intercambio modulado

► A pesar de estas restricciones severas, se ha vislumbrado una

oportunidad de intercambio, basada en el hecho que las restricciones

operativas de Argentina son estacionales (mayor consumo de gas en el

invierno) y que los embalses de Brasil tienen capacidad de modulación

anual (con alguna holgura)

► En el llamado intercambio modulado, Brasil envía energía para Argentina

en el periodo de invierno, y Argentina “devuelve” la misma cantidad de

energía en los demás periodos

► El esquema de operación modulada ha sido utilizado desde el año 2007.

En el esquema actual, el envío de energía para Argentina está restringido

a los meses de Mayo hasta Septiembre, y Argentina debe devolver la

energía hasta fines de Noviembre

134

Popuesta alternativa para la modulación

► Aunque este esquema resulte en beneficios para Argentina,

se investigó en el proyecto CIER 15 un esquema alternativo

donde se hace el “cierre” del envío de energía al final de cada

año, esto es, sin restringir a priori la época de envío de Brasil

para Argentina, y vice-versa

► Con esto, se preserva la confiabilidad de suministro en Brasil

pero con mayores beneficios operativos para Argentina

135

Propuesta para el intercambio modulado

136

Beneficio de la CIEN sin la operación modulada

► Como visto arriba, la principal razón para la preocupación

brasileña con la seguridad de suministro resultante de

exportaciones de energía fue el desequilibrio entre oferta y

demanda causado por las dificultades con el gas en

Argentina, Bolivia y Brasil

► Dado que este desequilibrio ya se arregló, se analizó el

beneficio potencial de utilizar la CIEN para intercambios de

oportunidad, sin las restricciones de operación modulada

137

Flujo promedio anual entre Argentina y Brasil

138


139

Reducción de los costos operativos totales

140

Promedio anual: US$ 340 millones

Reducción de las emisiones

141

Promedio anual: 850 mil toneladas de CO2Valor: US$ 17 millones por año@ US$ 20 por tonelada


► Beneficio annual: US$ 340 millones

► Costo annual: US$ 220 millones

► Pendiente de aprobación por Aneel (regulador brasileño)

► IBC = 340/220 = 1.5

► ICB con beneficios ambientales = 1.6

142

Ingresos por congestión

143

Promedio anual: US$ 410 millones(casi el doble de la remuneración requerida)Oportunidad para refuerzo de la interconexión

Aspectos regulatorios y repartición de los beneficios

► Remuneración de la CIEN: como parte del proceso de

reestructuración de la CIEN, se propuso la incorporación de la línea

como parte de la Red Basica de Brasil, que es remunerada por los

generadores y consumidores

► Intercambios: Se sugiere rehacer los acuerdos operativos, si

necesario respaldado por un Tratado entre los países

► Compartir beneficios: Se sugiere implementar los mismos

esquemas propuestos para el caso de la interconexión Colombia-

Panamá, esto es, compartir los ingresos por congestión e utilizar el

esquema de mínimo entre los CMCP “locales” y de “interconexión”

144

Estudio 5“Swap” de energía Paraguay-Argentina-Chile

145145

Descripción del estudio

Paraguay envía 200 MW para Argentina (con respaldo de la planta hidro de Acaray)

Paraguay envía 200 MW para Argentina (con respaldo de la planta hidro de Acaray)

Argentina redirecciona la producción de una planta térmica a gas natural de 200 MW (Salta) para el Sistema Norte Grande (SING) de Chile

Argentina redirecciona la producción de una planta térmica a gas natural de 200 MW (Salta) para el Sistema Norte Grande (SING) de Chile

146146

Red de transmisión PA-AR-CH

Conexión Argentina-SINGConexión Argentina-SING

YacyretáYacyretá

147147

Reducción de los costos operativos en el SING

148148


Reducción de los costos operativos en Argentina

149149


Reducción de las emisiones de CO2

150150

Promedio anual: US$ 2.3 millonesValor: US$ 46 millones por año


► Beneficio operativo: 151 (CH) + 49 (AR) = 200 MUS$/año

► Costo de oportunidad para Paraguay: 70 MUS$/año

Costo unitario 40 US$/MWh x 200 MW

► IBC = 2.9

► IBC con beneficios ambientales: 3.5

151

Estudio 6Interconexión Centroamérica (SIEPAC II)

152

Descrición del proyecto

► El proyecto SIEPAC II es un sistema de transmisión en 230

kV con 1800 km de longitud, que refuerza la interconexión

regional SIEPAC I

► Su costo estimado es US$ 500 millones, con entrada en

operación prevista para 2016

153

Promedio de los flujos en el SIEPAC II (2016)

GUGU

HOHOESES NINI CRCR PAPA

104 MW175 MW164 MW42 MW

9 MW 15 MW

PAPA

230 MW

Interconexión Colombia-Panamá

154

Reduccion de los costos operativos

155



156

Promedio anual: 210 millones de toneladasValor: 4.2 MUS$/año


► Beneficio operativo: 41 MUS$/año

► Costo de la red: 44 MUS$/año

► IBC = 0.95

► IBC con beneficios ambientales = 1.02

157

Conclusiones

► En la opinión de los Consultores, el IBC unitario del SIEPAC II refleja el

hecho que los planes informados por los representantes de los países

buscan la autosuficiencia energética (y hasta un poco más) Cuando se hacen estudios integrados de planificación para la región, la configuración de

oferta resultante tiene menos capacidad, lo que resulta en un uso más intenso de las

líneas de interconexión

158

Estudio 7“Wheeling” de energía de Chile por Argentina

159159

Descripción del estudio

SIC

Sur de

Chile

Argentina

SIC

Sur de

Chile

Argentina

Opción actual – construcción del sistema de transmisión Sur-SIC

Alternativa – “wheeling” a través del sistema Argentino

160160

Sistemas de transmisión de Chile y Argentina

161

Procedimiento del estudio

► Cálculo de la política y simulación del sistema Chileno con la

interconexión Sur-SIC

► Cálculo de la política y simulación del sistema Chile-Argentina

con una interconexión Sur-Argentina y otra Argentina-SIC Restricción: los montos de flujo en estas interconexiones son iguales

(direcciones opuestas) en cada etapa, escalón de demanda y serie

hidrológica

• Esto se representa como una restricción de exportación e importación neta

igual a cero en el sistema Chileno

► Cálculo de la diferencia de los costos operativos en Argentina,

comparado con los costos de inversión de transmisión en

Chile

162162

Generación hidroeléctrica Sur Chile

163

Es necesario reforzar la red ArgentinaEs necesario reforzar la red Argentina

163

Alternativa: interconexión exclusiva

164164

Estudio 8Interconexión Brasil-Uruguay

165165

El proyecto

► Este proyecto se compone de líneas de 500 kV y de una

estación conversora “back to back” HVDC, debido a la

diferencia de frecuencia entre los países

► La longitud total es 420 km (300 km en Uruguay y 120 km en

Brasil), con capacidad de 500 MW

► El costo estimado de la interconexión es US$ 150 millones, y

su entrada en operación está prevista para 2013

166

Flujos en la interconexión

167


168

Reducción de los costos operativos totales

169

Promedio: 88 MUS$/año


170

Promedio: 1.2 Mton CO2/añoValor: 24.6 MUS$/año


► Beneficio operativo: 88 MUS$/año

► Costo anualizado de la interconexión: 13.3 MUS$

► IBC = 88/13.3 = 6.6

► IBC con beneficio ambiental = 8.4

171

Sensibilidad del IBC con respecto a la CIEN

► El estudio arriba fue realizado suponiendo las restricciones

actuales en la interconexión CIEN

► Se investigó la posibilidad que estos beneficios sean menores

si la CIEN pasa a operar sin restricciones

172

IBC si la CIEN opera sin restricciones

► Reducción de los costos operativos: 38 MUS$/año

Sin la CIEN: 88 MUS$/año

► Costo anualizado (igual): 13.3 MUS$

► IBC con la CIEN: 38/13.3 = 2.8

► Reducción de las emisiones: 220 mil tCO2/año (aumento)

Reducción sin la CIEN: 1.2 MTCO2/año

► IBC con beneficio ambiental: 3.0

173

Conclusiones

► La interconexión Brasil-Uruguay se mostró muy atractiva en

términos económicos y ambientales (IBC = 6.6)

► El IBC de la misma se reduce cuando si considera la

operación de la CIEN sin las restricciones actuales

► Sin embargo, hasta en este caso más desfavorable para la

interconexión, el IBC sigue atractivo = 2.8

174

Estudio 9Interconexión Argentina-Paraguay-Brasil

175175

El proyecto

176

VALLEMI

P. J. CABALLERO

CONCEPCIONHORQUETA

YBY YAU

CRUCEBELLA VISTA

SANTA ROSA

SAN PEDRO

SAN ESTANISLAO

CARAYAO

VILLA HAYESACEPAR

LIMPIO

LUQUE

CAPIATASAN LORENZO

ITAUGUA

PIRAYU

PARAGUARI

CAAPUCU

PTO.BOTANICO

PARQUECABALLERO

PTO. SAJONIA

LAMBARE

SAN ANTONIOPTO. MCAL.

REGIONOCCIDENTAL

ARGENTINA

ARGENTINA

BRASIL

CURUGUATY

CATUETE

ITAKYRY

ITAIPU

ACARAY

PARANAMBU

NARANJAL

SAN JUANBAUTISTA

PILAR

VILLALBIN

AYOLAS

SAN PATRICIO

YACYRETA

CNEL.BOGADO

TRINIDAD

NATALIO

C. A. LOPEZS. PEDRODEL PARANA

GUARAMBARE

VALLEMI II

CERRO CORA

LA VICTORIA

HERNANDARIASCNEL.OVIEDO

VILLARRICA I

CAAZAPA

PTE. FRANCO

KM 30 ALTO PARANA

CAAGUAZUCAMPO DOS

QUIINDY I

NORTE

PIRAPO

KM 15

CAACUPE

EUSEBIOAYALA

QUIINDY II

BARRIOSAN PEDRO

ENCARNACION I

ENCARNACION II

SANTO DOMINGO

CIUDAD DEL ESTE

LACOLMENA

VILLARRICA II

SALTO DELGUAIRA

MINGAPORA

Línea de 500 kV, longitud de 321 km y capacidad de 2 mil MW en Paraguay que interconectaría las plantas binacionales Yacyretá e Itaipu

Flujos entre Argentina y Brasil

177


178


179


Reducción de las emisones

180

Promedio: 2.5 MtCO2/añoValor: 50 MUS$/año


► Beneficios operativos: 300 MUS$/año

► Costo de la interconexión: 54 MUS$/año

► IBC: 300/54 = 5.5


181

Sensibilidad del IBC con respecto a la CIEN

► El estudio arriba fue realizado suponiendo las restricciones

actuales en la interconexión CIEN

► Se investigó la posibilidad que estos beneficios sean menores

si la CIEN pasa a operar sin restricciones

182

IBC si la CIEN opera sin restricciones

► Reducción de los costos operativos: 38 MUS$/año

Sin la CIEN: 300 MUS$/año

► Costo anualizado (igual): 54 MUS$

► IBC con la CIEN: 38/54 = 0.7

► Reducción de las emisiones: -138 mil tCO2/año (aumento)

Reducción sin la CIEN: 2.5 MTCO@/año

► IBC con penalidad ambiental: 0.65

183

Conclusiones

► En un primer análisis, la interconexión propuesta resultaría en

beneficios económicos y ambientales sustanciales (IBC = 5.5)

► Sin embargo, se verificó que estos beneficios se reducen

sustancialmente si se considera la operación de la

interconexión CIEN (IBC = 0.7)

► Se observa que una propuesta de interconexión entre

Yacyretá e Itaipu por intermedio de Paraguay tendría que

adecuarse a las restricciones del Tratado de Itaipú, entre

Paraguay y Brasil, que no permite la venta de las cuotas de la

energía de Itaipú a un tercer país

184

Estudio 10Interconexión Perú-Ecuador

185185

El proyecto

► Ya existe hoy una interconexión de 100 MW entre Perú y

Ecuador, pero no utilizada por razones regulatorias (contrato

de intercambio entre los países) y por limitaciones en el

sistema eléctrico

► El objetivo de este estudio es evaluar los beneficios

potenciales de la misma

186

Flujos en la interconexión

187

Se observa que a partir del 2013-2014 pasan a existir flujos en la dirección EcuadorPerú; a partir de 2015, estos flujos pasan a ser predominantes. La razón para este comportamiento es la entrada en operación de las plantas hidroeléctricas previstas para Ecuador, las cuales reducen sustancialmente los costos marginales de corto plazo de este país

Se observa que a partir del 2013-2014 pasan a existir flujos en la dirección EcuadorPerú; a partir de 2015, estos flujos pasan a ser predominantes. La razón para este comportamiento es la entrada en operación de las plantas hidroeléctricas previstas para Ecuador, las cuales reducen sustancialmente los costos marginales de corto plazo de este país


188



189

Promedio: 190 mil tCO2/añoValor: 3.8 MUS$/año

Análisis beneficio costo

► Los consultores no tuvieron acceso a informaciones sobre los refuerzos

en los sistemas de Ecuador y Perú que serían necesarios para la plena

operación de la interconexión

► Por lo tanto, si hizo el cálculo al revés, esto es, cuanto sería el máximo

costo de estos refuerzos que todavía justificaría la interconexión

► Como visto, el beneficio anual de la interconexión (costos operativos +

emisiones) sería 24 + 3.8 = US$ 27.8 millones

► Utilizando los mismos supuestos de vida útil y tasa de retorno de las

inversiones en transmisión, estos beneficios justificarían una inversión de

US$ 350 millones en el sistema de transmisión, lo que es substancial

► Esto sugiere que probablemente valdría la pena interconectar ambos

países

190

Estudio 11Interconexión Bolivia-Perú

191191

El proyecto

► La interconexión Bolivia-Perú se compone de una línea de

230 kV de 215 km de longitud y de una estación DC “back to

back”

Debido a la diferencia de frecuencia entre los países

► Su capacidad es 125 MW

► El costo estimado de la interconexión es US$ 65 millones, y la

misma podría entrar en operación el 2014

192

Modelación de los precios locales del gas

► Una dificultad en la simulación conjunta de Bolivia y Perú es

que ambos países utilizan precios locales de gas distintos de

los precios internacionales

El precio del gas en Bolivia es 1 US$/MMBTU; en el caso de Perú, los

precios varían de 2 hasta 9 US$/MMBTU

► Se decidió entonces utilizar un único precio de gas, 5

US$/MMBTU, para los generadores de ambos países

193

Modelación de los beneficios operativos

► Para los consultores, parece justificado poner los costos internacionales

para la exportación

► Sin embargo, no está claro como es la manera más adecuada para se

representar la importación

► Por ejemplo, suponga que un país tiene precios locales de gas de 2

US$/MMBTU; este país debería importar generación equivalente a un

precio de 4 US$/MMBTU?

► Suponiendo un costo internacional de 5 US$/MMBTU

► Bajo el punto de vista de costos por oportunidad (exportación del

combustible local), la respuesta sería sí. Sin embargo, no está claro como

otros factores tales como incentivos a la economía local, estrategia

energética del país etc. afectarían esta decisión

194

Evaluación provisional del IBC

► Renta por congestión de la interconexión: 7.75 MUS$/año

► promedio de los 4 años simulados es

► Costo de la línea: 5.77 MUS$/año

► IBC = 7.75/5.77 = 1.3

195

Conclusiones

► La interconexión propuesta es potencialmente atractiva

► Sin embargo, sería necesario una simulación más detallada

de los intercambios, de acuerdo con las reglas de precios

para exportación e importación definidos por ambos países

196

Estudio 12Interconexión Bolivia-Chile

197197

El proyecto

► La propuesta de interconexión entre Bolivia y Chile fue

motivada por la construcción planeada de una planta

geotérmica de 200 MW, Laguna Colorada, en Bolivia

► Como muestra la figura a continuación, la barra Laguna

Colorada está solamente a 150 km de la barra Radomiro

Tomic, en el SING chileno

► La línea de interconexión sería en 230 kV, con una longitud

ya mencionada de 150 km, una capacidad de 180 MW y costo

total de US$ 30.5 millones

198

Proyecto Bolivia-SING de Chile

199

Precios del gas y pagos por capacidad

► De manera análoga al estudio de caso anterior (interconexión Bolivia-

Perú), se utilizaron precios internaciones de combustible para representar

los costos de exportación de Bolivia (el sistema chileno ya utiliza estos

precios)

► El manejo de los cargos por capacidad también es semejante al del

estudio anterior, pues Chile tiene cargos parecidos con los de Bolivia

► A diferencia del caso anterior, no hubo el problema de estimar el beneficio

operativo de una importación de energía por Bolivia, porque esta situación

no ocurre en las simulaciones

► La razón es que, como muestra la figura a continuación, los CMCPs del

SING chileno (que es suministrado por plantas termoeléctricas) son

bastante elevados, alrededor de 90 US$/MWh

200

CMCP promedio annual – SING Chileno

201

153

94

70

10292 95 91 92

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

US$

/MW

h

Reducción del costo operativo

202

Promedio para el SING: 146 MUS$/año

El costo anual para Bolivia (suponiendo costos de 5 US$/MMBTU para el gas) sería 80 MUS$. El beneficio operativo neto es por lo tanto 146 – 80 = 65.5 MUS$/año


203

Promedio: 700 mil tCO2/añoValor: 13.6 MUS$/año


► Beneficio operativo: 65.5 MUS$/año

► Costo de la interconexión: 2.7 MUS$/año

► IBC = 65.5/2.7 = 24.3


204

Sensibilidad del IBC al “swap” PY-AR-SING

► Las simulaciones fueron hechas sin tomar en cuenta el

“swap” Paraguay-Argentina-Chile, que inyectaría 200 MW en

el mismo SING chileno

► Dado que esta inyección reduciría los CMCP del SING, se

analizó el impacto de la misma en el IBC de la interconexión

Bolivia-Chile

► Por lo tanto, se hizo un cálculo adicional del IBC utilizando

como referencia el SING ya incluyendo la inyección de 200

MW

205

ICB con la inyección de 200 MW en el SING

► Beneficio operativo promedio en el SING: 110 MUS$/año 25% inferior al valor de US$ 146 millones en el caso sin el “swap” PY-AR-CH

► Incremento del costo operativo en Bolivia: 80 MUS$/año (igual)

► Beneficio operativo neto: 110 – 80 = 21 MUS$/año

► Costo del proyecto: 2.7 MUS$/año (igual)

► IBC: 21/2.7 = 7.8

► Reducción de las emisiones: 450 mil tCO2/año 36% inferior al monto de 700 mil tCO2/año sin el “swap” PY-AR-CH

► IBC con beneficios ambientales: 11

206

Conclusiones

► La interconexión Bolivia-SING de Chile se mostró muy

atractiva en términos económicos y ambientales (IBC = 24)

► El IBC se reduce cuando se considera la inyección de 200

MW en el SING resultante del swap PY-AR-CH

► Sin embargo, hasta en este caso más desfavorable para la

interconexión, el IBC sigue atractivo = 7.8

207

Temario

► Objetivo del proyecto

► Base de datos

► Análisis del caso de referencia



208208

Temario







Resultados de los estudios

Principios generales para las interconexiones

Próximos pasos

209209


210

Proyecto Ben.Oper (MUS$/año)

Ben.Emis. (ktCO2/año)

Costo (MUS$/año)

IBC (p.u.)

PE-BR 3421 N/C2 210 1.4

BO-BR 1021 N/C2 71 1.4

CO-PA 21 0.21 18 1.1

BR-AR 340 0.85 220 1.5

PY-AR-CH 200 2.30 70 2.9

SIEPAC II 42 0.22 44 0.9

CH-AR técnicamente inviable

BR-UY 88 1.20 13 6.6

AR-PY-BR 300 0.72 54 5.5

PE-EC 24 0.19 N/C3

BO-PE 84 N/C 6 1.3

BO-CH 66 0.45 3 24.0

Total 1545 5.73 428


► La mayoría de los proyectos tuvo índices beneficio/costo (IBC) superiores

a 1, lo que señala que serían económicamente atractivos y confirma que

hay un amplio rango de oportunidades para profundizar la integración

energética de la región Uno de los proyectos, el “wheeling” de energía de las plantas hidroeléctricas del Sur de

Chile a través del sistema de transmisión de Argentina, no resultó técnicamente viable

Los proyectos de interconexión Brasil-Uruguay y Argentina-Paraguay-Brasil tienen su

IBC reducido si se relajan las actuales restricciones operativas en la interconexión

Argentina-Brasil (CIEN)

De manera análoga, la implantación del esquema de “swap” entre Paraguay, Argentina y

el sistema SING de Chile afecta el IBC de la interconexión entre Bolivia y el mismo SING

211

Aspectos comerciales, regulatorios e institucionales

► Un aspecto diferenciado en estudio CIER 15 es que, además

de los análisis económicos, se ha detallado para cada

proyecto:

posibles esquemas para la comercialización de la energía entre los

países

la remuneración de las inversiones en las interconexiones

la operación coordinada de los sistemas, tomando en cuenta los

Tratados y otros acuerdos entre los países requeridos para respaldar

los esquemas comerciales y regulatorios

212

Repartición de los beneficios

► Otro aspecto diferenciado del CIER 15 es un análisis

profundizado de esquemas para compartir los beneficios de la

interconexión entre los países de manera justa y transparente

► En particular, se sugiere compartir las rentas de congestión

entre los países y un esquema de cálculo de precios de corto

plazo que garantiza que los consumidores de ambos los

países siempre sean beneficiados

Una dificultad con las interconexiones anteriores era que los precios

del país exportador podrían aumentar, lo que perjudicaba los

consumidores locales

213

Temario








Principios generales para las interconexiones

Próximos pasos

214214

Principios generales

► Autonomía de cada país

No debe existir un esquema regulatorio único

► Seguridad operativa

Cada país decide sus criterios; prioridad para el suministro local

En el caso de contratos firmes, compartir los riesgos

► Formación de precios

Curvas de oferta de disposición a exportar e importar

Esquema de precios “locales” y “para exportación”

Semejante al MER de Centroamérica (propuesta CIER 3)

► Remuneración asegurada de las interconexiones

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