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REPÚBLICA DE PANAMÁ

MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS

ESTUDIO DE SUMINISTRO FUTURO DE ELECTRICIDAD DE LA REPÚBLICA DE PANAMÁ

INFORME – 2* PERSPECTIVAS Y FACTIBILIDAD TÉCNICA, ECONÓMICA, LEGAL Y

AMBIENTAL, PARA LAS IMPORTACIONES DE GAS NATURAL, ADEMÁS DE LA ESTRATEGIA PARA SU PROMOCIÓN Y

DESARROLLO EFECTIVO POR PARTE DEL SECTOR PRIVADO

archivo nº 014519/200/47RT/001/02

diciembre de 2001

SNC-LAVALIN Montreal, Canadá

y CONSULTORES ASOCIADOS DE INGENIERÍA S.A. (CAI)

Panamá

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PREFACIO Este estudio “Suministro Futuro de Electricidad” tiene por objeto evaluar las perspectivas de diferentes alternativas de suministro de energía eléctrica en el corto, mediano y largo plazo. Los resultados del estudio serán utilizados por la Comisión de Política Energética (COPE) para la elaboración de los criterios para estructurar el plan de expansión que debe desarrollar la Empresa de Transmisión Eléctrica S. A. (ETESA), según lo establece la Ley nº 6 de 3 de febrero de 2000. Los resultados de este estud io también estarán disponibles para promover las inversiones del sector privado en el área de generación de electricidad. Este informe es uno de una serie que cubrirá el estudio. Los informes del estudio son como sigue:

- Informe 1 “Análisis de la problemática, y elaboración de una estrategia y un plan para la promoción y el efectivo desarrollo de centrales hidroeléctricas”;

- Informe 2 “Perspectivas y factibilidad técnica, económica, legal y ambiental,

para las importaciones de gas natural y carbón, además de la estrategia para su promoción y desarrollo efectivo por parte del sector privado”;

- Informe 3 “Perspectivas y factibilidad técnica, económica, legal y ambiental para la

Interconexión eléctrica con Colombia”;

- Informe 4 “Estrategia y plan de promoción y desarrollo de recursos naturales renovables: solar, geotérmica, eólica y pequeñas centrales hidroeléctricas”;

- Informe 5 “Evaluación del proyecto SIEPAC y factibilidad de mayor intercambio

binacional (Costa Rica - Panamá) a corto y mediano plazo”;

- Entrega de base de datos e implementación en el Sistema Nacional de Información y Documentación Energética;

- Informe final.

Esta versión final del Informe 2 incorpora las observaciones de COPE acordadas en la reunión de presentación y discusión de los borradores de los informes interinos del estudio, en Panamá.

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ESTUDIO DE SUMINISTRO FUTURO DE ELECTRICIDAD DE LA REPÚBLICA DE PANAMÁ

INFORME - 2: PERSPECTIVAS Y FACTIBILIDAD TÉCNICA, ECONÓMICA, LEGAL Y AMBIENTAL, PARA LAS IMPORTACIONES DE GAS NATURAL, ADEMÁS DE LA

ESTRATEGIA PARA SU PROMOCIÓN Y DESARROLLO EFECTIVO POR PARTE DEL SECTOR PRIVADO

ÍNDICE

PREFACIO 1. INTRODUCCIÓN 2. GAS NATURAL

2.1 Informes revisados 2.2 Importación vía gasoducto

2.2.1 Situación de los estudios relativos a tuberías de gas natural para América

Central 2.2.2 Importación desde México vía el Istmo 2.2.3 Importación desde Colombia / Venezuela vía gasoducto submarino

2.3 Importación vía despacho marino

2.3.1 Gas natural licuado (LNG) 2.3.2 Gas natural comprimido (CNG)

2.4 Resumen de costos de importación de gas natural 2.5 Resumen del mercado de gas natural para el sector eléctrico de Panamá

2.5.1 Introducción 2.5.2 Escenarios 2.5.3 Análisis

2.6 Marco institucional y comercial 2.6.1 Situación existente 2.6.2 Comparación con la experiencia de otros países 2.6.3 Conclusiones y recomendaciones

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3. CARBÓN - SUMINISTRO

3.1 Informes revisados 3.2 Costo de suministro del carbón

3.2.1 Definiciones 3.2.2 Suministros globales y mercados 3.2.3 Mercados y suministro de la cuenca regional - atlántica 3.2.4 Panamá – carbón

4. NUEVAS TECNOLOGÍAS PARA GENERACIÓN CON CARBÓN Y COSTOS INDICATIVOS

4.1 Tecnologías de carbón limpio 4.1.1 Equipo nuevo para plantas de carbón pulverizado 4.1.2 Tecnologías avanzadas de uso del carbón 4.2 Gasificación integrada con ciclo combinado (IGCC) 4.2.1 El proceso 4.2.2 Combustibles 4.2.3 Lista de tecnologías 4.2.4 Estado de desarrollo 4.2.5 Costos 4.3 Conclusiones generales sobre las nuevas tecnologías

5. CARBÓN – COSTO DE GENERACIÓN TÉRMICA

5.1 Estudio de sitios potenciales para plantas de carbón 5.2 Costo de infraestructura portuaria 5.3 Planta conceptual - tamaño y costo de inversión 5.4 Costo de generación térmica – carbón 5.5 Competitividad de la generación con carbón

6. REFERENCIAS ANEXOS A Futuros de carbón de Apalaches Centrales B Modelo de flujo de caja de tarifa

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CUADROS 2.1 Demanda proyectada promedio de gas - Panamá 2.2 Resumen del análisis de costos de Estudios Energéticos del gasoducto Colombia-Panamá 2.3 Gasoducto Cartagena – Colón, comparación de los cálculos de tarifa del informe de

Estudios Energéticos con casos modelo alternativo 2.4 Capacidades de interconexión acumuladas en MW 2.5 Volúmenes de gas natural por escenario 2.6 Demanda anual de gas natural en el sector eléctrico 2.7 Demanda total en el sector eléctrico 3.1 Principales productores de antracita, 1999 3.2 Principales exportadores de carbón, 1999 3.3 Precios del carbón, promedio anual, 1996-2000 3.4 Producción y consumo de carbón en Colombia, 1990-99 3.5 Importaciones de carbón de los EE.UU. desde Colombia – precios y volúmenes 4.1 Tecnologías de post combustión 5.1 Estimado de costo: central de carbón 2 x 125 MW 5.2 Costo de generación con carbón 5.3 Costos típicos de plantas térmicas 5.4 Costos nivelados para las tecnologías diferentes FIGURAS 1. Esquema típico logístico de LNG 2. Costos de planta de licuefacción 3. Economías de importación caribeña LNG 4. Precios LNG de EE.UU. 5. Barco de botella de los 60s y transportador Coselle de CNG 6. Detalles de Coselle 7. Detalles de barco y carga 8. Una unidad remolcador-barcaza Coselle CNG 9. Costos de gasoducto y CNG v. LNG 10. Efecto del volumen sobre el costo 11. Transporte con barcaza Coselle CNG 12. Movimientos potenciales CNG 13. Proyectos potenciales piloto 14. Curvas de costos nivelados – todas las tecnologías 15. Curvas de costos nivelados – factores de planta > 40%

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1. INTRODUCCIÓN El alcance de este componente es el estudio de las “perspectivas y factibilidad técnica, económica, legal y ambiental, para las importaciones de gas natural y carbón, la estrategia para su promoción por parte del sector privado”. Esta actividad trata 2 asuntos – gas natural y carbón – , y los resultados de este componente comprenden un solo producto o informe, sobre “las importaciones de gas natural y carbón”. Tal como se describe en los términos de referencia, las actividades contempladas en esta actividad comprenden lo siguiente. Las secciones relevantes en este informe están indicadas para cada tema. Se puede observar que mientras los términos de referencia están organizados en 2 partes – gas y carbón – , en este informe los costos de las infraestructuras, sitios para las plantas térmicas, costo y competitividad de la generación fueron colocados en secciones separadas. Consecuentemente, este informe está dividido en suministro de gas natural, suministro de carbón y costo de generación.

Gas natural

- Factibilidad de desarrollo de un gasoducto entre Panamá y Colombia: es necesario evaluar la factibilidad a la luz de la situación de suministro por parte de Colombia; ello incluiría las condiciones comerciales, las condiciones de contratación, las alternativas de financiamiento y construcción de un gasoducto por parte del sector privado, la revisión del anteproyecto de ley de transmisión y distribución de gas natural con las recomendaciones pertinentes para lograr un proyecto viable económicamente y que sus beneficios (menor costo de combustible, menor costo de inversión en una planta generadora, mayor eficiencia de generación y menor contaminación ambiental) lleguen oportunamente al consumidor final (véanse las secciones 2.2.3 y 2.6);

- Posibilidades de importación de gas natural licuado o a presión en barcazas: se han presentado alternativas de manera informal y se requiere cuantificarlas tanto desde el punto de vista de desarrollo de la infraestructura como de su comercialización (véase la sección 2.3);

- Cuantificación del mercado potencial de gas natural en el sector eléctrico en función de su precio para los generadores y las reglas del mercado mayorista de electricidad para las diferentes alternativas de importación, incluyendo las posibilidades de comercialización de electricidad con los países centroamericanos (véase la sección 2.5); e

- Identificación del marco institucional y comercial más adecuado para apoyar la utilización de gas natural (véase la sección 2.6).


Carbón

Los términos de referencia señalan que “Este recurso no es utilizado en Panamá para la generación de electricidad, pero sí es importado para su uso en otras industrias. Debido a su bajo costo y porque no está ligado a los vaivenes de precios de los hidrocarburos tradicionales, es una alternativa para la producción de electricidad. Existen estudios desarrollados años atrás por el IRHE que conviene revisar a la luz de las circunstancias actuales”. El alcance previsto en los términos de referencia es:

- Evaluar la validez de los estudios anteriores relativos a la utilización de carbón en la generación de electricidad y actualizarlos o ampliarlos si fuere conveniente (véase la sección 3.1);

- Identificar y evaluar los costos de infraestructura portuaria necesarios para la importación de carbón destinado a la generación de electricidad y sus posibles ubicaciones (véanse las secciones 5.1 y 5.2);

- Estimar costos de suministro de carbón CIF puerto carbonero en Panamá (véase la sección 3.2);

- Reseñar costos indicativos de generación con base en carbón utilizando diferentes tecnologías, con énfasis en alternativas de mitigación ambiental con tecnología de punta (véase las secciones 4 nuevas tecnologías, 5.3 planta conceptual y 5.4 costo de generación con carbón);

- Evaluar la competitividad de la generación eléctrica con base en carbón con relación a otras tecnologías (véase la sección 5.4); y

- Evaluar posibles ubicaciones físicas para plantas de carbón (véase la sección 5.1).


2. GAS NATURAL 2.1 INFORMES REVISADOS Los documentos siguientes fueron revisados y sirvieron de base para la redacción de esta sección:

1. “Estudio Básico Sobre la Utilización del Gas Natural de Colombia para la Generación Eléctrica en Panamá”, Estudios Energéticos Ltda., Bogotá, agosto 1997, para IRHE.

2. “Resolución sobre la Exportación de Gas Natural a Panamá”, Comisión Reguladora de Energía y Gas de Colombia (CREG).

3. Estudio de Suministro de Gas Natural desde Venezuela y Colombia, Proyecto OLADE/CEPAL/GTZ, Avances; una presentación en MS Power Point muy preliminar, sin fecha, recibida de CEPAL, México, 17 de julio del 2001.

4. Natural Gas, Energy Information Administration (USA), International Energy Outlook 2001.

5. “Gasoducto Regional México – Istmo Centroamericano, Resumen del estudio de prefactibilidad”, CEPAL, México, 29 de enero de 1998.

6. Trinidad and Tobago gas processing plant expansion starts up”, Oil and Gas Journal, vol. 97, 26 de abril de 1999.

7. “Venezuela LNG Project Moves Forward”, Oil and Gas Journal, 16 de mayo del 2000

8. “Drive to lower transportation costs key for many gas projects”, Amos Avidan, Oil and Gas Journal, vol. 98, edición 20, 15 de mayo del 2000.

9. “Venezuela’s Gas Industry Poised for Long Term Growth”, Oil and Gas Journal, vol. 93, 19 de junio de 1995.

10. “Natural Gas – Private Sector Participation and Market Development “, World Bank, 1999.

11. “Liquefied Natural Gas (LNG) Fact Sheet (World LNG Markets)”, US Energy Information Administration, 1998.

12. “LNG’s evolution technology, commercial developments”, Robert Ryan, Colin Bowkley, Peter Baruch, Oil and Gas Journal, 16 de julio del 2001.

13. “A guide to the LNG world”, Oil and Gas Journal, 16 de julio del 2001.

14. “Events drive up oil tanker rates; LNG tankers move into new role”, Oil and Gas Journal, 18 de diciembre del 2000.

15. “LNG imports needed to meet growing US gas supply deficit”, Oil and Gas Journal, 2 de octubre del 2000.

16. “LNG Update: LNG trade growth to drive vessel demand, set trading patterns”, Oil and Gas Journal, 21 de agosto del 2000.

17. “LNG projects’ cost, competition ana lyzed in new study”, Oil and Gas Journal, vol. 97, edición 51, 20 de diciembre de 1999.


18. “Resurgent LNG rides wave of new projects”, Amos Avidan, Oil and Gas Journal, vol. 97, edición 50, 13 de diciembre de 1999.

19. “Coselle CNG: Economics and Opportunities, A New Way to Ship Natural Gas by Sea”, David G. Stenning y James A. Cran, GASTECH 2000, Houston Texas, USA, noviembre del 2000.

20. “The Coselle CNG Carrier – The shipment of gas by sea in compressed form”, World Petroleum Congress, Calgary, 15 de junio del 2000, Forum 23: David Stenning, James Cran.

21. Ley nº 8 (de 16 de junio de 1987), “Por la cual se regulan las actividades relacionadas con los hidrocarburos”.

22. Anteproyecto de Ley, “Marco Regulatorio de la Industria de Gas”.

23. “Natural Gas – Private Sector Participation and Market Development”, The World Bank Group, 1999.

24. Escenarios de Gas Natural, Anexo 7, Plan de Expansión de Referencia 2000, UPME, Colombia.

2.2 IMPORTACIÓN VÍA GASODUCTO 2.2.1 Situación de los estudios relativos a tuberías de gas natural para América Central La información sobre las diferentes opciones para un posible gasoducto hacia Panamá desde el sur (Colombia), contenida en la referencia 1, arriba indicada, fue compilada y adaptada de un estudio realizado por Arthur D. Little 1. El consultor no pudo encontrar una copia de este estudio de Arthur D. Little pero tiene entendido que su alcance era mucho más amplio que una simple conexión Colombia – Panamá. Su principal objetivo era analizar el tema de interconectar todos los sistemas regionales de gas en toda América. Por lo tanto, una conexión clave en dicho sistema interconectado sería desde Venezuela / Colombia a través de América Central hasta México, el cual a su vez se conecta con los EE.UU. y Canadá. El principal objetivo de la investigación de Estudios Energéticos era proporcionar información al IRHE sobre modos de suministro de gas para Panamá de manera que el IRHE pudiera responder a las propuestas de los Productores Independientes de Energía (Independent Power Producer - IPP) para plantas a gas. Se tiene entendido que, por ejemplo, ENRON en la segunda mitad de los 90 realizó sus propios estudios de gas para Panamá desde Colombia con el principal propósito de generación de energía. El Consultor no tuvo acceso a ningún tipo de información sobre el trabajo de ENRON. Otro promotor de estudios relacionados con gasoductos es la Unidad de Energía de CEPAL, en México. La CEPAL realizó un estudio de prefactibilidad en 1997-1998 (ref. 5) sobre una posible conexión de México a Guatemala, continuando hacia el sur para conectar todos los países del istmo. Asimismo, se encuentran en el proceso de completar un análisis similar de prefactibilidad de la conexión desde Venezuela / Colombia en dirección norte, en colaboración con OLADE y GTZ. Aún no han completado este estudio pero han producido un resumen preliminar de temas y dinámicas de dicho proyecto en formato MS Power Point (ref. 3). 1 “Panamerican Gas Pipeline”, Arthur D. Little, julio de 1995.


Los resultados de este estudio de prefactibilidad realizado hasta la fecha no han generado suficiente interés entre los promotores potenciales del proyecto para llevar ningún proyecto a la siguiente fase que sería estudios detallados de factibilidad. Más adelante, el consultor ha resumido los dos proyectos de gasoductos adaptando y actualizando información donde fue posible. Estas son recopilaciones sumarias de información existente con alguna nueva información recolectada de la prensa comercial y la experiencia del consultor respecto a factores de costos y técnicos de gasoductos. 2.2.2 Importación desde México vía el Istmo El principal objetivo del estudio de CEPAL (ref.5.) era decidir, con base en supuestos preliminares desarrollados a mínimo costo, si las economías del proyecto eran lo suficientemente atractivas para justificar proceder con un estudio de factibilidad costoso y mucho más detallado. El objetivo secundario, entre otros, era eliminar alternativas de diseño / configuración del proyecto en una etapa temprana y clasificar la importancia de sensibilidades de las economías del proyecto para los principales parámetros técnicos y económicos. Concretamente, los elementos requisitos de dicho estudio que fueron tratados son:

- Volúmenes de suministro – Reservas y capacidad de entrega de México

- Precio de suministro –fórmula de precio probable ex-México

- Estimados de demanda de gas para los 6 países del istmo, incluyendo Panamá

- Definición física de la infraestructura necesaria, principalmente la ruta del gasoducto y tubería servidora y elementos de compresión; fueron considerados 5 casos, variando por extensión del gasoducto para incluir más países del istmo;

- Costos de OyM e Inversión correspondientes a los casos definidos

- Estimados de precios finales de ventas de gas en cada uno de los mercados;

- Evaluación económica de cada uno de los diferentes casos, en términos de la tasa económica interna de retorno (economic internal rate of return - EIRR);

Solamente uno de los 5 casos incluyó Panamá como un mercado a ser servido. Este fue el caso de la máxima inversión y el gasoducto más largo y probó ser no factible utilizando el criterio del estudio de una EIRR mínima de 12% p.a. El EIRR para el caso incluyendo Panamá fue 9.4% p.a. Se debe señalar que, no obstante eso, esta fue una EIRR “alta” (“rolled-in”) para todo el proyecto. El EIRR sobre la inversión marginal para servir a Panamá desde el proyecto que incluía la extensión del gasoducto a Costa Rica sería realmente negativo dada la adición de Panamá al proyecto previo (que incluyó los otros 5 países) redujo la EIRR del proyecto de 12.7% a 9.4% p.a. Un examen de todos los supuestos del estudio realizado por el consultor (bajo financiamiento de PREEICA) en marzo de 1998 indicó que se habían hecho supuestos optimistas y pesimistas en todos los elementos del estudio arriba resumidos que aproximadamente compensaría pero que necesitaba verificación. Aún si los supuestos más optimistas fueran asumidos para aplicarlos al


caso de Panamá, es improbable que hubiera un EIRR positivo para la extensión del gasoducto hasta Panamá. En la Tabla 2.1 se muestra la demanda de gas del caso base asumida en el estudio para Panamá . La demanda total fue desagregada en 2 categorías: Energía eléctrica e Industria. Con propósitos ilustrativos, tal como se indicara, el consultor convirtió la demanda pronosticada de energía en megavatios de carga de potencia equivalente de plantas CCGT a factor de carga del 90%.

Tabla 2.1: Demanda proyectada promedio de gas - Panamá, MCF/día Estudio CEPAL (ref. 5.) 2005 2010 2015 Energía eléctrica 52 103 117 Industria 3 8 11 TOTAL 55 111 128 CCGT MW Equivalente de potencia gas @ 90%

350 700 795

Un área que definitivamente se encuentra en una posición más débil ahora, fue identificada durante el estudio, es el tema de disponibilidad de suministro desde México Esta debilidad hace que el proyecto total, sea sujeto de reexamen, aún para los casos donde se sirve a mercados más grandes y más cercanos como Guatemala y El Salvador. Aunque México tiene amplias reservas de gas, hay faltas en el área de desarrollo y entrega de estas reserva en los mercados de México. La falta de inversión en estas áreas por parte de PEMEX ha resultado en una situación donde México debe importar gas de los EE.UU. para satisfacer demandas de clientes existentes y el total de la actividad de desarrollo del mercado del gas está sofocada. Esto no es un buen augurio para ningún proyecto de exportación desde México en el término corto-mediano. Mientras que la entrante administración de Vicente Fox favorece la reestructuración de los mercados de energía de México, Fox puede tener dificultades en implementar cualquier reforma radical, dado que su partido no tiene mayoría en el Congreso. Al Presidente Fox le gustaría en particular promover una apertura de la porción de la etapa inicial del mercado hacia la competencia de manera que los recursos de gas natural mexicanos pudieran ser desarrolladas a un ritmo más rápido. El segmento de distribución de la industria ha sido abierto a la inversión privada desde 1995, pero PEMEX por mandato constitucional todavía controla la exploración y producción. México permanece como el único país de América del Norte donde un segmento del mercado del gas natural es directamente controlado por el gobierno. PEMEX ha anunciado planes para desarrollar las reservas de gas en un número de áreas, incluyendo la cuenca norteña de Burgos, en un esfuerzo por incrementar la producción de gas y reducir las importaciones a cero en el 2004. El programa de PEMEX requiere 12 billones de dólares americanos en gastos, de acuerdo a la declaración del 26 de septiembre del 2000, del Subsecretario de Energía Mauricio Toussaint. Sin embargo, la industria pesada todavía clama por un control menos rígido de PEMEX, indicando que los planes actuales no desarrollarán el aprovechamiento de los recursos lo suficientemente rápido para satisfacer la creciente demanda o para aliviar la situación actual de corto plazo. Si el gobierno actúa con lentitud, México podría enfrentar serios obstáculos para satisfacer su demanda interna a precios aceptables.


Conclusión Una conexión con gasoducto desde el norte, originándose en México, no es un modo factible para abastecer los modestos volúmenes de gas requeridos por el sector energía y otras demandas en Panamá en el corto a mediano plazo. 2.2.3 Importación desde Colombia / Venezuela vía gasoducto submarino Análisis del informe de Estudios Energéticos La investigación realizada por Estudios Energéticos (“informe EE”, ref. 1) es la única fuente de información en este momento sobre un proyecto definido de gasoducto para transportar gas de Colombia a Panamá. Este estudio, a su vez, utilizó el informe ADL de 1995 como una base para aspectos de la ruta y configuración de la línea pero adaptó los volúmenes de América Central a niveles mucho más bajos requeridos para corresponder la demanda sola de Panamá. Fueron analizados casos de cálculo de tarifa e inversión para volúmenes de 100 y 150 MCF/día. Los diferentes elementos de este breve análisis tarifa / costos2 del gasoducto son resumidos y comentados en el cuadro 2.2. La principal opción de preferencia de paso considerada es una ruta submarina de 620 km desde Cartagena como punto de suministro hasta Colón como punto de entrega. Como base a utilizar en el presente trabajo de planificación de COPE, el consultor ha actualizado y modificado la demanda supuesta de Panamá, inversión, O y M y parámetros de evaluación económica de acuerdo con los comentarios indicados en el cuadro 2.2. Estos supuestos han sido incorporados en un simple modelo de flujo de caja de tarifa (véase Anexo B). Los resultados del cálculo de la tarifa EE y dos (alto y bajo) casos preparados para este estudio (referido como los casos de verificación) son comparados en el cuadro 2.3. Los dos casos de verificación son extremos, diseñados para abarcar el rango de posibilidades. Aparte de las diferencias en supuestos de volumen de demanda, inversión, costos de O y M, y DCF ROR, el supuesto de tributación corporativa en el caso alto de verificación (modelo alternativo) tiene un gran impacto en el incremento de la tarifa. En este caso la tarifa podría ser tan alta como USD 2.80 por MCF. Dicha tarifa, combinada con el supuesto del informe de EE de precio de suministro de USD 1.60/MCF desde Colombia más un pequeño costo de distribución del servicio en el punto de entrega de Panamá, resultaría en un costo en la generación de energía en Colón de alrededor de USD 4.50 por MCF de gas. La necesidad de aplicar supuestos de tributación corporativa y otros parámetros de costos de transacción y financieros (más que costos puramente económicos) debe ser tratada.

2 Este no es un estudio de prefactibilidad en el sentido estricto, dado que éste simplemente estima la tarifa de gasoducto basada en un cierto supuesto ROR en adición a los estimados de OyM, volumen e inversión. Si esta tarifa resultante da al gasoducto como factible es un tema de opciones alternativas de generación de energía y realmente no es tratado en este estudio.


Cuadro 2.2: Resumen del análisis de costos de EE del gasoducto Colombia-Panamá Elementos de estudio Informe EE Comentarios Volúmenes de suministro desde Colombia

La disponibilidad de gas para exportación es limitada; particularmente puede estar sujeta a recortes durante la estación seca

Confiabilidad del suministro desde Colombia es definitivamente una debilidad en este análisis

Precio del suministro Precio estimado ex-Colombia no excede USD 1.60 /MCF finales de 1996.

Esto parece conservador en el lado alto

Demanda de Panamá 100 a 150 MCF/día asumido pero no realmente identificado; 150 MCF/día es equivalente a alrededor de 1000 MW CCGT requerimiento a factor de carga de 90%.

Parece alto comparado con 55 MCF/día estimado en estudio de CEPAL para 2005 y 50 MCF/día asumido como volumen inicial en el trabajo de LNG/CNG del consultor.

Definición física Longitud del gasoducto, recorrido, diámetro y requerimientos de compresión;

Aceptado – toda verificación hidráulica usando el modelo del consultor, basado en Panhandle

Estimado de Inversiones

USD 43 000 por diámetro pulgada-milla es el costo “total” del gasoducto para todos los casos, líneas terrestres o submarinas.

Esto parece razonable para el caso de línea de tierra pero el caso submarino podría ser mucho más alto dependiendo de condiciones bajo el mar; puede ser correcto pero debe ser verificado. Los costos corrientes sobre la misma base serían más altos.

Estimado de costos de O & M

1.2% de inversión en gasoducto Un poco bajo para un estudio de prefactibilidad; 1.5% a 2.0% es más usual

Evaluación económica

10% p.a. ROR (tasa de descuento) adoptada Enfoque simplista para derivación de tarifa, usando volumen fijo de 100 MCF/día y 150 MCF/día como los dos casos.

Parece bajo: 12 a 15% p.a., práctica usual en un análisis de prefactibilidad. Debe usar un modelo simple de flujo de desembolsos de tarifa que incorpore un volumen inicial realista pero que se incremente en 20 años de vida


Cuadro 2.3: Gasoducto Cartagena – Colón Comparación de los cálculos de tarifa del informe EE con los casos modelo de tarifa de verificación

Informe EE Matthews Parámetros Tarifa baja Tarifa alta Tarifa baja Tarifa alta

Demanda de Panamá, MCF/día

150 fija de por vida

100 fija de por vida

75 inicial, 150 después de 5 años, 230 después de 20 años

50 inicial, 100 después de 5 años, 150 después de 20 años

Vida del proyecto, años

20 20 20 20

Inversión USD por diámetro-pulgada-milla

43 000 43 000 50 000 50 000

Costos OyM, % de inversión

1.2% 1.2% 1.5% 2.0%

Impuesto corporativo

0 0 0 40%

Deducción costo de capital

N.A. N.A. N.A. amortización 10 años

Retorno DCF 12% p.a. 12% p.a. 12% p.a. 15% p.a. TARIFA USD/MCF

0.90 1.23 1.15 2.80

Información de CEPAL En sus comentarios preliminares, la CEPAL (ref. 3) ha concluido que no se recomienda la dependencia en la sola capacidad de entrega y reservas de Colombia para alimentar al gasoducto de América Central. Asimismo, indican que los requerimientos domésticos colombianos de gas para generación de energía durante una estación seca (5%) son tales que el suministro restante para exportación solamente cubriría una fracción de los requerimientos panameños. Además, señalan que el potencial de suministro de Venezuela es enorme y que una configuración más confiable de suministro para el gasoducto debería estar basada en una conexión con las reservas de gas venezolanas, posiblemente en adición al suministro colombiano. La distancia extra para los suministros venezolanos comparados con la fuente colombiana y una tarifa de tubería servidora más alta sería compensada en alguna manera por precios de suministro más bajos. Por ejemplo, los precios podrían encontrarse en el rango de USD 0.40 a USD 1.00 por MCF para el gas venezolano, dado que este es un gas largamente asociado con un valor de oportunidad bajo. Esto se compara con precios altos como USD 1.60 por MCF estimados por el Informe de EE para fuente de Colombia.3

3 La referencia 24, contiene varios escenarios de precio de gas a boca de pozo para Colombia que sube de niveles corrientes dados en el informe de EE a niveles en el 2015 (año horizonte del pronóstico) que va desde uno bajo de USD 1.50 a uno alto de USD 3.00 por MCF, dependiendo de los supuestos de desarrollo y reserva.


No hubo información disponible de CEPAL que constituya alguna aproximación a un estudio de prefactibilidad. Costo probable de gas enviado por tubería en la generación de energía en Panamá Los análisis preliminares de costos tanto del Informe de EE como de este estudio están basados en el supuesto de una línea que sirva solo a la demanda panameña – sin extensiones desde ahí al norte hacia otros países del istmo. El rango de tarifas para los casos de verificación era de USD 1.15 a USD 2.80 por MCF. Si se asume un costo de suministro de USD 1.60 por MCF en el punto de toma de Cartagena (con fuente colombiana o venezolana) más un pequeño costo de servicio por distribución en el extremo receptor de Colón, las tarifas de entrega estarían en el rango de USD 3.00 a USD 4.50 por MCF del gas para generación de energía en Colón. 2.3 IMPORTACIÓN VÍA DESPACHO MARINO 2.3.1 Gas natural licuado (LNG) LNG es metano puro, el principal componente del gas natural, enfriado suficientemente de manera que se encuentra en su fase líquida en lugar de la fase gaseosa que se aplica a temperatura ambiente. El gas natural debe ser refrigerado a –161oC para poder licuarlo. En este estado, el gas natural es mucho más compacto, ocupando solamente 1/600avo del volumen gaseoso. Esta compacticidad del LNG es la característica esencial en la promoción de su uso como un modo para transporte marino de gas natural. El LNG ha sido desarrollado como una alternativa al transporte con gasoducto del gas natural desde fuentes naturales hasta los lugares de consumo. La opción de transporte marino del LNG versus uso de gasoducto es particularmente relevante cuando hay implicadas grandes distancias y cuando las rutas de suministro deben atravesar extensiones de océano profundo. El comercio del LNG ha crecido sostenidamente desde mediados de los 60s. La demanda global anual corriente es de alrededor de 100 millones de toneladas métricas4. Aproximadamente dos tercios es importado por Japón. Aunque el declive económico asiático ha creado incertidumbre en la demanda futura en Japón y Corea del Sur, se espera que la demanda por LNG crezca en otros países, particularmente China e India. La emergencia de un nuevo mercado en los productores independientes de energía (independent power producers - IPPs) del LNG ha ayudado a justificar nuevos proyectos en Nigeria, Trinidad, Qatar y Omán. Para los IPPs, LNG puede representar un combustible ecológico confiable y de suministro seguro para plantas de turbina de ciclo combinado a gas. Estas plantas dan alta eficiencia global para un costo de capital relativamente bajo.

4 Factores de conversión aproximados: 1 tonelada de LNG = 50 millones de BTU, HHV 1 millón t/año de LNG = 133 millones scfd de ventas de gas 1 millón t/año de LNG = 1.38 billones cu m/año de ventas de gas


Desarrollos en la cuenca caribeña / atlántica Dos aprovechamientos en el área de la Cuenca caribeña / atlántica resaltan el potencial para un mayor uso de LNG importado en mercados más pequeños. En julio del 2000, Atlantic LNG comenzó sus entregas de gas natural desde Trinidad y Tobago hasta Puerto Rico, donde se usa el gas, principalmente, para generación de energía. Asimismo en el verano del 2000, una subsidiaria de AES (Applied Energy Services) y BP Amoco firmaron un acuerdo para enviar LNG desde Trinidad a la República Dominicana. El acuerdo involucraba el arribo de 720 000 toneladas métricas de LNG por año a la República Dominicana vía un nuevo terminal de importación de LNG (según se dice ahora en construcción) desde finales del 2002. Un segundo terminal y proyecto de energía asociado fue anunciado por Unión Fenosa y Enron en octubre del 2000, donde se espera que la construcción comience en la primera parte del 2001. Sin embargo, la demanda de gas en la República Dominicana puede no ser suficiente para sostener dos terminales de importación de LNG. La instalación que la Trinidad and Tobago Atlantic LNG está iniciando nuevas rutas de comercio con contratos que cubren volúmenes más pequeños que aquellos que han sido comunes en el comercio de LNG dominado por Asia. El proyecto de exportación Atlantic LNG también está establecido para expandirse, habiendo recibido una aprobación formal del gobierno de Trinidad y Tobago en la primera parte del 2000. La capacidad de planta está establecida para crecer de alrededor de 6.5 millones de toneladas por año a casi 9.5 millones de toneladas por año. De la producción expandida, 55 por ciento abastecerá el mercado español (vía Enagas) y 45 por ciento irá a Southern Natural Gas (Sonat) de Georgia. La expansión, cuya terminación debe ser el 2003, costará USD 1.1 billones e inducirá una recaudación tributaria proyectada para el gobierno de Trinidad de USD 240 millones anualmente en un período de 20 años. La exploración actual continúa para delinear más reservas de gas en el área, incluyendo dos importantes hallazgos reportados por BP Amoco. El segundo hallazgo de BP, anunciado en septiembre del 2000, podría ser el mayor en Trinidad y Tobago (en el prospecto Red Mango), con un estimado de 3 trillones de pies cúbicos de gas y 90 millones de barriles de condensado. Durante el 2000, se discutieron propuestas para dos instalaciones adicionales de exportación de LNG en la cuenca americana atlántica, ambas en Venezuela. El gobierno venezolano ha decidido enfatizar el negocio del gas vía la empresa estatal, Petróleos de Venezuela (PDVSA). PDV Gas y Enron firmaron un memorando de entendimiento (memorandum of understanding - MOU) para construir una planta de tren único de LNG cerca a San José con una capacidad de 2 millones de toneladas métricas por año. A pesar de que el objetivo era iniciar en 2003-2004, los arreglos para el proyecto todavía no están concluidos. La otra propuesta es la resurrección del proyecto, previamente cancelado, Cristóbal Colón que involucra Exxon Mobil, Royal Dutch Shell y Mitsubishi, usando gas desde el Golfo de Paria. Las empresas firmaron un MOU con PDVSA con respecto a una planta de LNG con una capacidad de 4 millones de toneladas métricas por año, cuyo propósito es exportar gas a EE.UU. y mercados caribeños desde el Estado de Sucre. Este proyecto, ahora llamado Project Venezuela Liquefied Natural Gas (PVLNG), tiene como objetivo iniciar el 2005. Sin embargo, los expertos de la industria son escépticos respecto a que cualquiera de los dos encuentre mercado para el gas antes del 2010.


Configuración típica de proyecto LNG y esquema logístico El diagrama esquemático, figura 1, ilustra los elementos de un sistema típico de exportación de LNG. Se proporciona la típica reducción debida al propio uso del gas y pérdidas del sistema así como el punto en el cual muchos contratos de venta de LNG son generalmente de precio determinado en relación con el precio mundial / internacional del petróleo. El gas de un campo productor, usualmente después del primer nivel de purificación en campo (1st

stage field purification), es recibido en una Planta de Licuefacción. El gas es refrigerado en una progresión de etapas de refrigeración criogénica a baja temperatura y, en el proceso, se purifica aún más hasta casi 100% metano. El metano se torna líquido a –161 o C. La reducción típica del gas en esta operación se encuentra en el rango de 6 a 7 % del volumen ingresado. El metano licuado es cargado en tanqueros trasatlánticos criogénicos especialmente construidos. El rango del tamaño de los tanqueros va desde 20 000 m³ hasta 140 000 m³, donde el tamaño más común en el comercio es 125 000 m³. Esta operación de despacho marino involucra algo de reducción “evaporación” de la carga útil. Dependiendo de la duración del viaje, esta reducción puede llegar a ser de 5 a 6% del volumen cargado. El enfoque típico ahora es usar la evaporación como combustible para el tanquero. Por lo tanto, en este sentido esto no es una pérdida total sino más bien una disminución del producto de carga útil. La planta de regasificación, incluyendo el terminal de recepción en el lugar de consumo, es el último eslabón en la cadena logística de LNG. La merma en esta operación llega a ser algo de 3 a 4% del volumen de gas ingresado. Aunque no es parte del esquema logístico de LNG, la etapa final es la transmisión / distribución a los consumidores finales después de la regasificación. Usualmente, este es un costo menor de servicio pues los consumidores, principalmente plantas de energía, están generalmente localizadas cerca de las instalaciones de recepción / regasificación. Para cuando el gas llega al consumidor final, la merma total en un sistema logístico de LNG se encuentra en el rango de 15% del volumen de campo original. Tal como se indicara, el punto usual de determinación de precio para el gas coincide con la transferencia de la custodia en el desembarcadero en el puerto receptor – entrada para regasificación. Las fórmulas más comunes de determinación de precios en el pasado están basadas en precios internacionales de combustible – a menudo una canasta de petróleo crudo y productos de combustible 5.

5 Con respecto al concepto de relacionar el precio de LNG con el del petróleo, se debe precisar que esto no se ha hecho siempre; hay algunos contratos que simplemente tienen un precio acordado ex-Planta de Licuefacción en el país fuente y otros que usan variaciones de las relaciones del precio del petróleo; dependiendo del combustible en competencia. El gas natural tiene una prima por “combustible limpio” (“clean fuel” premium) en muchas aplicaciones, particularmente con asuntos de interés medioambiental en vanguardia en estos días.


FIGURA 1

Production (Gas Field in

Exporting Country)

Pipeline ( from Field to

Tidewater Liq. Plant Gate in

Source country)

Liquefaction Plant in Source

Country Marine

Shipping Receiving &

Regasification at User

Destination

Final Consumers (Burner

Tips)

1.000 (Volumetric unit of dry gas - mcf or cu.m.)

0.930 0.885 0.850 Transm & Distrib to

Consumers

0.990

0.830

Illustrates different Stages, Typical "Shrinkage" due to own use and losses, e.g. "boil-off" during shipping as well as methods of relating Price to

World/International Oil Price

ESQUEMA TÍPICO LOGÍSTICO DE LNG

Typical LNG contractual pricing point - related to

international oil price True economic parity

pricing point in relation to oil applications


Costos típicos Licuefacción: Los costos de capital y O y M de plantas de licuefacción de LNG han bajado muy marcadamente en los últimos 4 o 5 años. Esto se ha debido a mejoras en la tecnología y mejor aprovisionamiento y contratación de diseño y construcción de planta. Tal como se muestran en el gráfico, Figura 2, los últimos costos de capital de planta de licuefacción son de alrededor de USD 200 por tonelada/año de capacidad instalada, menos de la mitad de los costos promedio para el período 1991-95. Los costos totales de licuefacción de ciclo de vida de servicio en una planta moderna se encuentran en el rango de USD 0.50 a USD 1.00 por MCF de gas. Despacho marino: El negocio de despacho marino de LNG, conocido por sus prácticas conservadoras, está experimentando algunos cambios fundamentales respecto a cómo se ven y usan los barcos en el negocio. Un comercio creciente de corto plazo de LNG está creando nuevas oportunidades de negocio y forzando a la industria a reevaluar la función tradicional de los barcos de LNG. En el negocio tradicional de LNG, los barcos son ordenados solamente después de que se han contratado ventas de largo plazo de LNG y de que se ha definido completamente una ruta específica del barco así como los requerimientos. Los barcos son dimensionados, diseñados y optimizados para transportar cantidades contratadas de LNG para una ruta específica. Después de la entrega del barco, se espera que comience a operar según acuerdo de transporte o fletamento de largo plazo y servir exclusivamente en una ruta dedicada. Con base en un ingreso seguro de fletamento de largo plazo, se podía arreglar un financiamiento sobre una base de recurso limitado. Como resultado, los barcos de LNG eran vistos como una propiedad de un proyecto y eran solamente otro ítem costoso en una cadena de instalaciones costosas dedicadas a servir a un contrato específico de LNG. Ahora, los especialistas en embarque de LNG se dan cuenta que esta visión de los barcos está cambiando fundamentalmente con los cambios del negocio de LNG. La evidencia de este cambio puede ser apreciada a partir de un patrón de eventos recientes: - El tamaño de la flota de LNG se ha incrementado en 20% en los últimos 2 años.

- El número de barcos existentes de LNG sin compromisos de empleo de largo plazo cayó de 19 barcos a inicios de 1999 a 7 barcos en el 2000.

- Los nuevos precios de barcos de LNG han caído casi 50% en 10 años.

- Actualmente hay 21 barcos ordenados, con opciones para 8 barcos más a ser entregados en los siguientes 3 años.

- De 29 barcos ordenados y bajo opción, 20 no tienen empleo específico.

Las tarifas típicas de embarque para viajes al Caribe – Golfo EE.UU. – USAC, (en el rango de 3000 a 4000 km de distancia en un sentido) se encuentran en USD 0.50 por MCF de gas.


FIGURA 2: COSTOS DE PLANTA DE LICUEFACCIÓN


Terminal receptora y regasificación: En el comercio de LNG de los EE.UU., el precio de entrega usualmente es dado después de la terminal (recepción y almacenamiento de LNG, aún en estado líquido) pero antes de la regasificación. A esto se le refiere como el “costo terminal” (“tailgate cost”). Solamente el costo en terminal se encuentra en el rango de USD 0.25 a USD 0.35 por MCF. El mismo servicio de regasificación tiene muchas de las características del proceso de la licuefacción pero generalmente es menos costoso que la licuefacción. Ahora, el costo se encuentra en el rango de USD 0.50 por MCF de gas. Costos totales: La figura 3 proporciona un resumen de los últimos estimados de costos de embarque y licuefacción LNG para embarques desde el Caribe por ejemplo Trinidad en la actualidad – después se puede aplicar los proyectos venezolanos potenciales. El total de “costos de compuerta trasera” refiere la suma de todos los costos en la cadena de suministro hasta la entrada en la planta de regasificación. El costo de regasificación se estima en USD 0.50 por MCF. Por lo tanto, el total del costo ex-regasificación se situaría entre USD 2.25 y USD 3.35 por MCF. El único costo adicional a ser considerado es un costo de servicio por suministro del gas desde la planta de regasificación al consumidor, por ejemplo, planta de energía o consumidor general industrial / comercial. Este costo sería mínimo en la mayoría de los casos donde el usuario como una planta de energía está localizada cerca del terminal e instalación de regasificación. En este caso, añadiendo el costo estimado de regasificación al costo de compuerta trasera, el costo total ex-regasificación estaría en el rango de USD 2.25 a USD 3.35 por MCF de gas. Las cifras de precios recientes de importación de LNG de los EE.UU., figura 4, confirman los valores en el rango indicado anteriormente. Añadiendo USD 0.50/MCF por regasificación a estos precios de terminal / compuerta trasera dan un total de precios ex-regasificación en el rango de USD 2.70 a USD 3.20 por MCF de gas. Costo probable de LNG para generación de energía en Panamá Aunque el tema de escala del movimiento de suministro de LNG ha sido crítico para la estructura de costos en el pasado, con la necesidad de volúmenes dedicados en exceso de 2 millones de toneladas por año bajo contrato de largo plazo, usualmente para un cliente, es evidente que el negocio está evolucionando. Se están dando inversiones en despacho marino y plantas de licuefacción con base en servir a una combinación de 3 ó 4 clientes pequeños y aún parcialmente en prospectos especulativos de desarrollo futuro de negocios. Esta evolución es particularmente notada en el área de la cuenca caribeña / atlántica donde las instalaciones de Trinidad Atlantic LNG están sirviendo a varios clientes en el área, cada uno de los cuales toma menos de 1 millón de toneladas por año de LNG. Además, los agentes mayores involucrados en el comercio mundial como BP, están comprometiendo la compra de tanqueros de LNG sin tener necesariamente un compromiso correspondiente de fletamento para la capacidad total de los barcos. Otra característica del área caribeña / atlántica que está conforme con los desarrollos antes mencionados, es el desarrollo de más negocios spot de corto plazo de LNG. Este desarrollo más un crecimiento fuerte en la importación de EE.UU. de LNG, probablemente producirá un


FIGURA 3: ECONOMÍAS DE IMPORTACIÓN CARIBEÑA LNG

FIGURA 4: PRECIOS LNG DE EEUU


mercado de la cuenca atlántica que use la referencia clave de gas de EE.UU., Henry Hub, como un precio marcador en los acuerdos de suministro. El comercio de LNG en esta área se tornará más como el comercio en productos líquidos con el elemento precio en contratos de suministro basado en un diferencial respecto al nivel de la referencia clave del mercado en el momento del suministro, en este caso Henry Hub. Dado que el mercado del gas en EE.UU. es muy grande en relación con las capacidades actuales de suministro de LNG de la cuenca atlántica y con la expansión de las capacidades de recepción de la terminal de EE.UU., el mercado de EE.UU. se convertirá en la disposición marginal de gas en el “sumidero” del mercado de EE.UU. Esto significa que los nuevos clientes para el gas en la región como Panamá probablemente contratarán sobre la base de pagar no menos del valor de oportunidad del gas suministrado en los EE.UU. El establecimiento del volumen mínimo de LNG solicitado por Panamá es un proceso iterativo. Esto involucra la integración de todas las opciones de planificación de generación de energía para cargas de gas de sustitución y nuevas, así como la evaluación de posibles demandas generales industrial / comercial de gas. El precio de desembarque determina el volumen tomado mientras que el volumen tomado es un determinante del precio, donde la escala es un factor. Como un punto de inicio, se podría asumir una planta de energía CCGT de 200 MW, 90% de utilización. Esto requeriría alrededor de 30 MCF/día de gas. Adicionalmente se podría asumir otros 20 MCF/día, para una combinación de sustitución de combustible en planta de energía, y/o uso general industrial / comercial. Este volumen total de 50 MCF/día, ó 0.4 millones de toneladas por año de LNG, probablemente sería suficiente para justificar un acuerdo de suministro de la planta en expansión Atlantic/Trinidad u otras en el área, como futuras plantas venezolanas. Con la evolución del mercado regional hacia compromisos de volúmenes pequeños, es probable que el suministro de Panamá pueda ser obtenido a precio de desembarque en el rango superior de aquellos mostrados anteriormente para los EE.UU. Cualquier incremento en los costos debido a pequeña escala, como por ejemplo en la planta de regasificación, podría ser parcialmente compensado por costos menores de flete debido a una distancia de transporte más corta comparada con las distancias de los EE.UU. 6 Debe ser posible que los clientes panameños obtengan abastecimiento a un costo de ex-regasificación en el rango de USD 3.00 a USD 3.50 por MCF. 2.3.2 Gas natural comprimido (CNG) CNG es gas natural comprimido a muy alta presión – alrededor de 3000 p.s.i. En los últimos 30 años ha habido diversos intentos de desarrollar un transportador marino de CNG comercialmente viable. A finales de los años 60, se probó un barco de CNG (véase figura 5) usando botellas de presión vertical en la bahía de Nueva Jersey. Sin embargo, este y subsiguientes intentos fallaron en producir un transportador comercial de CNG, debido principalmente a altos costos prohibitivos de barcos de presión.

6 Éstas son las ventajas y desventajas en este cálculo; si la misma flota de barcos de gran tamaño para LNG es usada para Panamá, habría costos más altos de desembarco relacionados con la capacidad de almacenaje de LNG en Panamá y un mayor inventario promedio cargando cargos que en el caso de barcos más pequeños, más optimizados para la demanda de Panamá.


FIGURA 5: BARCO DE BOTELLA DE LOS 60S Y TRANSPORTADOR COSELLE DE CNG

FIGURA 6: DETALLES DE COSELLE


Tecnología de despacho marino de Coselle CNG El descubrimiento y desarrollo por parte de Cran y Stenning (referencias 19 y 20) de un nuevo tipo de barco de presión, llamado “Coselle”, mejoró radicalmente las economías del transporte marino de CNG. En la figura 6 se muestra un Coselle típico. Éste consiste de varios miles de tubos de diámetro pequeño enroscado en un carrusel (de aquí en adelante la palabra “Coselle”). Los Transportadores Coselle de CNG (véase figura 5) son esencialmente cargueros a granel con sus bodegas llenas de Coselles. Con el fin de brindar una base para hacer los costos y examen regulatorio, se desarrollo el diseño de un transportador Coselle de CNG de tamaño panamax (60 000 dwt). En este diseño, los Coselles son llevados en pilas de 6 de alto dentro de la bodega del barco. En total hay 18 pilas de coselles (108 coselles por barco). Cada Coselle lleva 3.1 MMCF de venta de gas, de modo que la capacidad del barco es 330 MMCF. La figura 7 muestra un arreglo general del barco con sus principales dimensiones y capacidades. Por seguridad, las bodegas son llenadas con nitrógeno a fin de eliminar el peligro de incendio bajo la cubierta. Todas las válvulas y accesorios son instalados sobre la cubierta para facilitar el servicio. Dimensiones de Coselle Diámetro exterior 50 pies = 15 m Diámetro interior 10 pies = 3 m Altura 11.3 pies = 3.4 m Peso total 445 toneladas Dimensiones del tubo Diámetro exterior 6 pulgadas = 168 mm Pared 0.25 pulgadas = 6.35 mm Longitud 9.9 millas = 16 km Volumen interior total 11 000 pies cúbicos = 312 metros cúbicos Peso del tubo. 405 toneladas Peso del carrusel 40 toneladas Capacidad por Coselle Peso del gas almacenado. 70 toneladas Temperatura del gas almacenado 5°C Presión del gas almacenado 3000 p.s.i = 200 bar Venta de gas almacenado 3.1 mill. pies cúbicos estándar = 88 000 m. cúb. estándar

BARCO CARGA DE CNG Longitud total 243.0 m Número total de coselles 108 Longitud entre perpendiculares 231.8 m Capacidad total de gas 330 MMCF Ancho moldeado 38.0 m Peso total del gas 7700 toneladas Profundidad moldeada en lado 25.9 m Calado de servicio moldeado 10.3 m


FIGURA 7: DETALLES DE BARCO Y CARGA

FIGURA 8: UNA UNIDAD REMOLCADOR/BARCAZA COSELLE CNG


Para proyectos de menor volumen y/o distancia más corta, es posible montar los Coselles en una barcaza. Una unidad articulada de barcaza remolcadora fue diseñada para transportar 80 MMCF de gas en 28 Coselles, apiladas en dos de alto en la cubierta (figura 8). CNG v. LNG v. gasoducto La diferencia principal entre un proyecto CNG y un proyecto LNG es que las facilidades en tierra requeridas para un CNG son comparativamente simples y económicas. La diferencia principal entre un proyecto CNG y un proyecto de gasoducto es que el gasoducto está fijo y puedes tener que pasar a través de diversas jurisdicciones políticas, mientras que los Transportadores CNG transitan directamente entre las comunidades anfitrionas y pueden ser fácilmente reorientadas. Estas consideraciones resultan en diversas ventajas importantes del proyecto para Coselle CNG: Para CNG, el 85% de la inversión es en barcos lo que:

- Reduce el riesgo - por ejemplo, si las facilidades en tierra se encuentran en un país inestable, sería preferible exponer una planta de compresión al riesgo político en lugar de una planta de licuefacción porque la inversión es más baja (1/30avo) y la pérdida potencial es mucho menor.

- Financiamiento de facilidades - las tasas para el financiamiento de barcos son generalmente bajas y los coeficientes de endeudamiento altos. Es común que los barcos estén financiados con deuda en un 80% o más y también es posible para el proponente del proyecto ofrecer un fletamento de largo plazo a un operador / propietario de barco y por lo tanto evitar cualquier inversión inicial de capital para los barcos.

- Proporciona una tributación favorable - en muchas jurisdicciones, el ingreso proveniente de embarque internacional atrae impuesto mínimo o cero.

El volumen crítico requerido para un proyecto CNG es relativamente pequeño y puede crecer fácilmente al ritmo de la demanda:

- Una gran valla económica para LNG y gasoductos es que generalmente se requieren reservas y volúmenes críticos grandes.

- Un gasoducto submarino significa sobrecapacidad por muchos años, más tarde, cuando la demanda crece más allá de la capacidad, surge la necesidad de poner otro, y entonces nuevamente años de sobrecapacidad.

- Coselle CNG puede comenzar a volúmenes modestos con pocos barcos y satisfacer la demanda creciente incrementando la compresión y añadiendo barcos.

- Típicamente, Coselle CNG puede satisfacer el crecimiento incremental de la demanda en pasos de alrededor de 50 a 100 MCF/día - dependiendo del tamaño del barco y la distancia.


Los barcos Coselle CNG podrían ser construidos en astilleros de tamaño más razonable de manera que los precios serían más competitivos y las industrias locales pueden ser empleadas. Muchos países en desarrollo podrían participar en el suministro de acero, tuberías, barcos y marinería. CNG es una tecnología “ecologista”:

- La energía consumida en un proyecto CNG es cerca de la mitad a un tercio de un proyecto LNG

- Una vez que los barcos llegan al final de su vida útil, pueden ser vendidos como chatarra y reciclados.

Análisis de costos Muchos de los costos asociados con el transporte marino de gas serán específicos por proyecto. Por ejemplo, el costo de las facilidades en tierra dependerá del país y el terreno, y el costo de la terminal marítima dependerá de los requerimientos del puerto. A menudo, los factores del proyecto específico hacen juicios prematuros, concernientes a las economías de una nueva tecnología muy incierta. Sin embargo, en un proyecto Coselle CNG, los barcos comprenden el 85% del costo total del proyecto lo que, en gran parte, puede ser cotizado independientemente del proyecto. Además, existen algunos costos nuevos desconocidos relacionados con los barcos que son esencialmente transportadores convencionales a granel y los Coselles son mayormente tubos de acero. El único elemento nuevo es el enroscado del tubo en el carrusel. El costo de fabricación de Coselle fue desarrollado con fabricantes de tuberías, contratistas de enroscado de tuberías y fabricantes de maquinaria para enroscado. En vista de lo anterior, las economías generales presentadas aquí representan bastante bien a los proyectos reales. Los promotores de este proyecto recibieron un compromiso de varios operadores principales de la industria de petróleo & gas y organizaron un “Proyecto Conjunto de Industria” (“Joint Industry Project”); el principal objetivo de este esfuerzo fue confirmar todos los costos incluyendo el barco. Trece astilleros fueron visitados y provistos con una especificación detallada del astillero para un Transportador Coselle de CNG para que a partir de éste preparasen un estimado de costos. Los mejores costos totales vinieron de los muelles coreanos y concluyeron que el precio para los primeros transportadores Coselle de CNG (108 Coselles por barco) se encontraría entre USD 110 y USD 120 millones. Mayores barcos podrían ver reducciones significativas en los costos, debido a la competencia y estandardización, cayendo a alrededor de USD 100 millones por barco. Los costos de operación de los barcos fueron estimados sobre la base de datos provenientes de tres operadores mayores de barcos. La conclusión fue que un costo anual de operación de USD 3.2 M/año, sin incluir combustible, era razonablemente conservador basado en operaciones internacionales. El costo incluye personal especial para operación del sistema de descarga y carga de gas. Las facilidades en tierra también fueron definidas y estimadas basadas en un proyecto del Medio Oriente. Los costos de terminal se basaron en un SBM cercano a la costa (near-shore SBM) tanto para carga como para descarga. Estos costos, junto con los costos de desarrollo del proyecto y consideraciones típicas sobre financiamiento y retorno sobre la inversión, produjeron las tarifas de transporte mostradas en la figura 9.


A fin de juzgar el mérito económico del transporte Coselle de CNG, se le compara con sus alternativas – gasoductos y LNG. La figura 9 compara el costo (expresado como una tarifa) de Coselle CNG, LNG y un gasoducto marino en plataforma continental para un proyecto de 400 MCF/día. Los aspectos específicos del sitio pueden cambiar dramáticamente los costos del gasoducto por tanto la curva de costo del gasoducto es solamente ilustrativa. Existen muchos casos bajo las 500 millas donde los gasoductos no pueden competir con CNG debido a una cantidad de factores. El costo del transporte está expresado como una tarifa e incluye todos los costos de planta y transporte desde el momento que el flujo de gas entra a la instalación de entrega en la ubicación de la fuente (compresión o licuefacción) hasta el momento en que sale de la instalación receptora en la ubicación del consumidor (regasificación o descompresión). Debe notarse que el costo total de entrega del gas tendría que incluir los costos de la etapa inicial (upstream costs) y márgenes que comprendan el precio de transferencia a la planta de compresión o licuefacción así como el costo de distribución del servicio al final de la cadena de entrega al consumidor. La tarifa con tren único de LNG (single-train LNG) y tarifa de gasoducto viene de una variedad de fuentes públicas y ha tomado en cuenta la reciente reducción significativa en mejoras en tecnología de puesta de tuberías y costos de LNG. Los costos de facilidades de CNG están basados en financiamiento de proyecto con un retorno de 18% p.a. sobre acción y una vida del proyecto de 15 años. Los barcos son fletados con una expectativa de vida de 20 años y sin valor de recuperación. Los costos de LNG pueden ser reducidos significativamente asumiendo facilidades multi-trenes (mayores volúmenes). Asimismo, los costos de Coselle CNG pueden ser mejorados con mejoras tanto en volumen como en diseño. Economías de escala Un proyecto Coselle CNG tiene un crítico económico más bajo que uno LNG y puede crecer gradualmente con la demanda. No obstante, las economías de un proyecto Coselle CNG también son afectadas por el volumen. La figura 10 muestra el efecto de un cambio en volumen sobre un proyecto Coselle CNG usando barcos en una ruta de 800 millas terrestres. Tal como se muestra en la curva, el efecto mayor es para volúmenes menores de alrededor de 300 MCF/día. Para proyectos con volúmenes menores, el barco Coselle CNG es reemplazado por una barcaza Coselle CNG. El costo de un proyecto de remolcador-barcaza Coselle CNG no puede ser representado justamente por una curva general debido a que los costos dependen de muchos factores específicos de sitio tales como: costos locales de remolcador y barcaza, costo y disponibilidad de desembarcadero, etc. Sin embargo, para una distancia de 150 millas y un volumen de 50 MCF/día, el costo de transporte CNG se encuentra entre USD 0.60 y USD 1.10 por MBTU. Transporte en barcaza para volúmenes bajos, aplicaciones para tramos cortos Stenning y Cran evaluaron los costos y economías de transporte simulado en barcaza de volúmenes modestos de CNG en Coselles para un movimiento específico de Venezuela a Puerto Rico con una distancia en un sentido de alrededor de 900 km. La figura 11 es un gráfico de costos para movimientos simulados en el rango de 50 a 200 MCF/día. Aún con volúmenes pequeños de 50 MCF/día, convenientes para una planta pequeña de energía CCGT más un poco


FIGURA 9: COSTOS DE GASODUCTO Y CNG V. LNG


FIGURA 10: EFECTO DEL VOLUMEN SOBRE EL COSTO FIGURA 11: TRANSPORTE CON BARCAZA COSELLE CNG

CNG TRANSPORT COST 900 km,COSELLE BARGE 17,500 DWT

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

1.80

- 50 100 150 200 250

Gas Volume mmscfd

Tari

ff $

/msc

f


de carga adicional industrial / comercial7, la tarifa total de gas desde compresión en fuente a través del transporte en barco y descompresión en la ubicación consumidora sería solamente alrededor de USD 1.55 por MCF (MBTU). Las barcazas son configuraciones articuladas de empuje remolcador de 17 500 DWT, cada una con 28 coselles conteniendo una carga útil total de gas de 80 MMCF. Situación del desarrollo La tecnología Coselle CNG ha llamado la atención internacional. Un Proyecto Conjunto de Industria (con nueve importantes auspiciadores de la industria) fue establecida en 1999 para promover la comercialización de esta tecnología. Su trabajo fue completado en enero del 2000 y se llegaron a las siguientes conclusiones:

- Las barcazas y barcos Coselle CNG pueden ser utilizados para cargar gas costa afuera.

- Las barcazas y barcos Coselle CNG pueden transportar seguramente gas asociado rico en líquidos hidrocarburos.

- Propietarios / operadores de barcos y astilleros han elaborado el costo de capital y operación de barcazas y barcos Coselle CNG.

- Con base en estos costos, las economías de Coselle CNG indican un nicho de mercado abierto para la tecnología de transporte de gas.

- Hay muchos mejoramientos posibles, temperaturas más bajas de almacenaje de gas, acero de mayor resistencia, costo de fabricación mejorados y otros. Estos mejoramientos ofrecen una reducción de 30% en la tarifa de transporte en comparación con aquellos mostrados más arriba.

Hasta la fecha se ha gastado alrededor de 3 millones de dólares americanos en estudios de evaluación e ingeniería. La tecnología ha sido patentada en 40 países. Varios proyectos Coselle CNG han sido evaluados y recientemente Cran y Stenning han celebrado un acuerdo con Williams Energy, Tulsa, Oklahoma, para tener parte en la tecnología y asistir con el financiamiento necesario para construir y probar la unidad de almacenaje de gas Coselle e iniciar un proyecto piloto. Entre los estudios realizados se encuentra una presentación de mercado mundial e identificación de movimientos potenciales de comercio y rutas que corresponderían con el perfil de esta tecnología. El área caribeña, entre otras, fue identificada como un área importante con potencial para esta aplicación del transporte. Las distancias modestas que separan las fuentes de gas en Colombia y Venezuela de los pequeños mercados en las islas Caribeñas y América Central hacen estos movimientos potenciales ideales para consideración de la tecnología Coselle CNG.

7 Una planta CCGT de 200 MW al 50% de eficiencia y 90% de utilización requeriría una carga promedio de gas de alrededor de 30 MMCF d; se asume un adicional de 20 MMCF d de sustitución de combustible de energía adicional y/o carga general industrial-comercial.


FIGURA 12: MOVIMIENTOS POTENCIALES CNG

FIGURA 13: PROYECTOS POTENCIALES PILOTO


Asimismo, el Caribe se ha distinguido como una ubicación ideal para un proyecto piloto pequeño. Una de las rutas que está siendo considerada para un proyecto piloto es el suministro de 25 a 50 MCF/día de gas desde Venezuela hasta las Antillas Holandesas (Aruba y Curazao). Este volumen y distancia serían convenientes para un primer proyecto de barcaza. Costo probable de CNG en la generación de energía de Panamá En la sección 3.3.5, se identificó una tarifa de suministro / embarque de CNG desde USD 1.55/MCF para la configuración remolcador-barcaza Coselle en una ruta de suministro de 900 km (1 sentido). Si esta tarifa es prorrateada para una distancia Venezuela- Panamá (teniendo en cuenta efectos finales de carga y descarga) la tarifa se encontraría alrededor de USD 2.30 por MCF. Si un costo de gas de la fuente de campo a la compresión en la ubicación de carga del barco, se asume como USD 1.00/MCF más un pequeño costo de servicio para abastecer a la planta de energía, el costo del gas en la generación de energía en Panamá debería encontrarse en el orden de USD 3.50 por MCF. 2.4 RESUMEN DE COSTOS DE IMPORTACIÓN DE GAS NATURAL Con base en los análisis anteriores de importación de gas vía gasoducto y embarque marino, se recomienda que la competitividad del gas para la generación de energía eléctrica en Panamá sea probada para un rango de valores posibles. Tomando como base la variabilidad resumida del precio del gas en la fuente y en los costos de embarque, la sensibilidad del uso del gas en la generación de energía debería ser evaluada a los tres precios siguientes para gas en la puerta de la planta en Panamá: USD /MCF (= USD /MBTU) BAJO 2.50 MEDIO (“mejor estimado”) 3.50 ALTO 4.50 2.5 RESUMEN DEL MERCADO DE GAS NATURAL PARA EL SECTOR

ELÉCTRICO DE PANAMÁ 2.5.1 Introducción A continuación se presenta una cuantificación del mercado potencial de gas natural en el sector eléctrico en función de su precio para los generadores y las reglas del mercado mayorista de electricidad para las diferentes alternativas de importación con sus precios correspondientes, incluyendo las posibilidades de comercialización de electricidad con los países centroamericanos. Los escenarios analizados asumen una integración regional moderada, en la que se prevé la ampliación de las capacidades de interconexión existentes, bien sea por medio del proyecto SIEPAC o de iniciativas bilaterales entre gobiernos o privadas, así como también la instalación de nueva generación con tecnología de Ciclo Combinado a Gas Natural en Panamá, teniendo como mercado tanto el panameño como el de otros países de la región centroamericana.


2.5.2 Escenarios Tres escenarios básicos fueron analizados para determinar la demanda potencial de gas natural para el sector eléctrico de Panamá. La variante entre los escenarios es el precio del gas natural. Tal como se concluyó en la sección anterior se usan precios de 2.5 USD/MBTU (escenario bajo), 3.5 USD/MBTU (escenario medio o mejor estimado), y 4.5 USD/MBTU (escenario alto). Las características comunes de los tres escenarios son:

- Análisis del sistema centroamericano completo, con la interconexión entre Honduras y El Salvador entrando en servicio en el 2002. En el cuadro 2.4 se muestran las capacidades de interconexión.

Cuadro 2.4. Capacidades de interconexión acumuladas en MW AÑO PA?CR CR?NI NI?HO HO?ES ES?GU GU?HO 2002 190 (130) 80 (80) 80 (80) 80 (80) 100 (80) 0 (0) 2004 190 (130) 80 (80) 80 (80) 800 (800) 100 (80) 100 (100) 2006 300 (300) 300 (300) 300 (300) 800 (800) 300 (300) 300 (300) Nota: la cantidad entre paréntesis indica capacidad en dirección opuesta - Sistema eléctrico existente según la base de datos del CEAC

- Planes de expansión de cada país, fijos entre los años 2002 y 2005 de acuerdo a la información que suministran las empresas eléctricas estatales al CEAC.

- Plantas candidatas a la expansión de acuerdo a lo siguiente:

- Guatemala : turbinas de gas diesel, ciclos combinados diesel, motores de media velocidad búnker y centrales hidráulicas menores de 100 MW

- El Salvador: turbinas de gas diesel, ciclos combinados diesel, motores de media velocidad búnker, geotérmicas y centrales hidráulicas menores de 100 MW

- Honduras: turbinas de gas diesel, ciclos combinados diesel, motores de media velocidad búnker, plantas hidráulicas menores de 100 MW y la planta El Faro de 780 MW, que utilizará gas licuado, que será puesta en funcionamiento en el 2004 por parte de la empresa AES

- Nicaragua : turbinas de gas diesel, ciclos combinados diesel, motores de media velocidad búnker, geotérmicas y centrales hidráulicas menores de 100 MW

- Costa Rica: turbinas de gas diesel, ciclos combinados diesel, motores de media velocidad búnker, geotérmicas y centrales hidráulicas menores de 100 MW


- Panamá: plantas de ciclo combinado de gas licuado en módulos de 250 MW y 780 MW a partir del año 20068, hidráulicas de diversas capacidades.

- Proyecciones de precios de combustibles según la EIA-DOE

- Proyecciones de demanda medias suministradas por las empresas eléctricas al CEAC 2.5.3 Análisis Para cada escenario se ejecutó el modelo SUPER/OLADE-BID para el horizonte 2002-2015. Este modelo produce el plan de expansión de mínimo costo para el sistema centroamericano así como el despacho de mínimo costo tomando en cuenta que cada país optimiza sus recursos y luego ofrece al mercado regional sus excedentes o faltantes, tal como establecen las reglas del mercado regional delineadas en el documento "Diseño General del Mercado Eléctrico Regional – SIEPAC". Como resultado de cada escenario se obtuvo el volumen de gas natural consumido en Panamá de acuerdo al detalle mostrado en los cuadros 2.5, 2.6 y 2.7. Se observa que la demanda máxima de gas na tural en el sector eléctrico para el período 2006-2015 oscila entre 989 Mm3/año9 (96 MCF/D10) y 419 Mm3/año11 (41 MCF/D).

8 Fecha coincidente con la entrada del proyecto SIEPAC. Se asume que una parte importante de la producción a gas sería para exportación. 9 Mayor demanda del escenario de precios bajos (2.5 $/MBTU) 10 1 Mm3/año x 1/(365x0.02831685) = MCF/D 11 Mayor demanda del escenario de precios altos (4.5$/MBTU)


Cuadro 2.5. Volúmenes de gas natural por escenario

Capacidad Generación Volumen Factor Capacidad Generación Volumen Factor Capacidad Generación Volumen FactorInstalada Gas Natural Planta Instalada Gas Natural Planta Instalada Gas Natural Planta

Año MW GWH Mm3 % MW GWH Mm3 % MW GWH Mm3 %2006 250 2050.7 423 93.6%2007 250 1771.5 366 80.9%2008 250 1520.2 314 69.4%2009 250 1868.7 385 85.3%2010 250 1826.8 377 83.4% 250 1848.6 372 84.4%2011 1030 4606.2 843 51.1% 780 3721.1 641 54.5% 250 2011.7 405 91.9%2012 1030 3512.7 642 38.9% 780 4097.9 705 60.0% 250 2027.2 408 92.6%2013 1030 5171.8 952 57.3% 780 4559.6 785 66.7% 250 2080.8 419 95.0%2014 1030 5294.3 969 58.7% 780 4612.7 794 67.5% 250 2067.4 417 94.4%2015 1030 5407.7 989 59.9% 780 5002.3 861 73.2% 250 2080.8 419 95.0%

TOTAL --> 33031 6259 21994 3787 12117 2441PROMEDIO --> 67.9% 64.4% 92.2%

2.5$/MBTU 3.5$/MBTU 4.5$/MBTU


Cuadro 2.6. Demanda anual de gas natural en el sector eléctrico.

Cuadro 2.7. Demanda total de gas en el sector eléctrico

Demanda de gas - Panama 2006-15

0

200

400

600

800

1000

1200

Mm

3


2.5$/MBTU 423 366 314 385 377 843 642 952 969 989

3.5$/MBTU 641 705 785 794 861

4.5$/MBTU 372 405 408 419 417 419

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Demanda de gas - Panama 2006-15

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Mm

3


2.5$/MBTU 6259

3.5$/MBTU 3787

4.5$/MBTU 2441


2.6 MARCO INSTITUCIONAL Y COMERCIAL 2.6.1 Situación existente MICI/DGH como Regulador según la Ley No. 8 En la actualidad no hay producción, importación o utilización de gas natural en Panamá. La única legislación en vigencia que se refiere al gas natural es la Ley No. 8 (ref. 21). El ente regulatorio que actúa bajo esta ley es el Ministerio de Comercio e Industrias (MICI) y su Dirección General de Hidrocarburos (DGH). Esta ley trata, principalmente, de los aspectos iniciales de petróleo y gas: exploración, desarrollo y producción de los depósitos potenciales de hidrocarburos de gas y petróleo en territorio panameño. Los aspectos intermedios y finales cubiertos en la ley, tales como refinación (de petróleo crudo), transporte por gasoducto y comercialización son, en esta ley, principalmente extensiones de la exploración y producción de petróleo y gas. Las excepciones son: (a) en el caso de refinación, se tiene provisión para un refinador que no es un contratista de exploración y desarrollo; sin embargo, dicho operador debe satisfacer todos los requerimientos de un contratista de exploración y producción, que también trate con MICI/DGH como expedidor y regulador. Y, (b) transportistas de gasoducto de petróleo y gas que no son contratistas de exploración y producción deben también adherirse a esta ley y tratar con el MICI/DGH. En el caso de gasoductos, estas operaciones son declaradas ser un servicio público y se hace referencia específica a la obligación de los operadores de someter las tarifas al MICI para aprobación y transporte para terceras partes. Sin embargo, las únicas terceras partes referidas en la ley son “otros contratistas”, lo que significa operadores de exploración y producción. Además, bajo esta ley, hay estipulaciones sobre determinación de precios para hidrocarburos a ser reguladas por la Comisión de Precios de Hidrocarburos y sus Derivados. Estos aspectos de determinación de precios incluirían la aprobación de las tarifas de gasoducto así como los precios de transacción para gas natural, aunque una vez más, el énfasis en la redacción de la ley es sobre los recursos locales. No existen estipulaciones en la ley que cubran la importación, distribución y comercialización del gas natural. Anteproyecto de ley - marco regulatorio de la industria del gas El borrador de la ley antes mencionado (ref. 22) ha sido preparado para constituir un marco regulatorio propuesto para las actividades de transporte y distribución de gas a través de las redes así como las operaciones relacionadas con importación, exportación, almacenamiento de procesamiento y comercialización. Su relación propuesta con la Ley No. 8 es cubierta explícitamente: Ley No. 8 cubre la producción, colección y tratamiento de gas natural y solamente tendría primacía sobre esta nueva ley en áreas de transporte y distribución si está permitido expresamente bajo este nuevo marco. En caso de conflicto normativo ent re la Ley No. 8 y esta nueva ley, la nueva ley prevalecería. El ente regulatorio según esta ley sería el Ente Regulador de los Servicios Públicos.


Esta es una ley de gas amplia y moderna que refleja un acercamiento razonable hacia temas relacionados con un sector liberalizado de gas. Esto podría servir como supervisón y regulación requerida de una industria que importa gas vía gasoducto o vía transporte marítimo en la forma de gas natural comprimido (CNG) o gas natural licuado (LNG) y distribuye para ene rgía eléctrica y/o a otros usuarios en Panamá vía una red de distribución con tuberías. También trata con la actividad de re-exportación de gas importado en Panamá y es, por lo tanto, un marco compatible con propuestas para importar hacia Panamá desde el sur vía gasoducto (Colombia / Venezuela) como punto de entrada al istmo centroamericano, o la re-exportación del gas embarcado hacia Panamá en la forma de CNG o LNG. 2.6.2 Comparación con la experiencia de otros países El informe del Banco Mundial (ref. 23) cita varios estudios de casos de países relacionados con marco legal, estructura de mercado y plan institucional y discute los problemas, dificultades y éxitos de cada uno. Cada estudio de caso refleja un mercado de gas en un nivel diferente de desarrollo con dependencia variada de las importaciones de gas y un rango de enfoques de la estructura legal y del sector. Las comparaciones se centrarán en países con perfiles similares a Panamá, esto es, países totalmente o muy dependientes de importaciones y cuyo sector de gas está iniciándose en una situación “virgen”(“green-field”). Marco legal El análisis del Banco Mundial cubrió un rango de marcos legales, desde aquellos que han separado completamente leyes para operaciones iniciales y finales, hasta aquellos que han combinado iniciales y finales en una sola ley. También hubo casos donde una ley “paraguas” que abarcaba petróleo, gas natural y electricidad era el marco regulador. En la experiencia del el mejor arreglo es un marco con leyes separadas para los sectores iniciales y finales del gas porque sus funciones son muy diferentes. Esta es también la experiencia del consultor para gas natural y petróleo líquido. Un intento de combinar aspectos de exploración, desarrollo y producción con temas relacionados con procesamiento final, manipuleo, distribución y comercialización resulta en un marco legal falto de refinamiento y difícil de manejar. Los casos más exitosos fueron aquellos que tuvieron todo en orden antes de comenzar las operaciones del sector de gas: regulaciones, licencias y contratos así como una institución adecuadamente financiada y con personal regulatorio. Estructura de mercado En casos de mercados existentes maduros de gas, donde existe un transporte extenso de gas y estructura de distribución, es apropiada una estructura de mercado competitiva. En dichos mercados ha habido considerable actividad, por lo tanto, para reestructurar unidades de negocio segmentado verticalmente integrado y permitir acceso extenso a terceras partes a la infraestructura. Sin embargo, en mercados nuevos de pequeña escala, puede ser difícil introducir un régimen completamente competitivo desde el inicio. Con el fin de promover la inversión en un mercado de pequeña escala virgen, puede ser necesario introducir un sistema de licencias exclusivas; dicha exclusividad expiraría después de un período de tiempo, lo que resultaría en un mercado más competitivo cuando el mercado alcance un nivel de autosostenimiento. Un aspecto de la competencia reducida sería permitir un cierto grado de integración vertical entre segmentos de negocio por un período de tiempo. Otro aspecto de la competencia restringida es limitar el


acceso a terceras partes durante un período de tiempo; con el fin de atraer inversión a una situación virgen. Usualmente se recomienda ser cauto y evitar estipulaciones respecto al acceso de terceras partes que sean agresivas y sin refinamiento. En la experiencia del consultor, dichas estipulaciones son “banderas rojas” para los nuevos inversionistas. 2.6.3 Conclusiones y recomendaciones Conclusiones

1. La única legislación panameña actualmente en vigencia que trata con gas natural es la Ley No.8.

2. Ley No. 8 es principalmente una ley de la etapa inicial del sector de petróleo y gas y, en su forma actual, no es conveniente para tratar todos los aspectos de gas intermedios y finales tales como importación, re-exportación, distribución y comercialización.

3. El borrador existente de la ley para la etapa final (ref. 22) parece incorporar todos los elementos consistentes con una ley de gas para la etapa final que sería útil a un sector liberalizado panameño de gas.

Recomendaciones

1. Panamá debe tener leyes separadas que cubran el negocio del gas en su etapa inicial (Ley No. 8 existente debe servir) y etapa final.

2. El plan regulatorio institucional, regulaciones y la ley para la etapa final deben estar en orden antes de que comience cualquier actividad de importación, transmisión, distribución y/o comercialización.

3. El borrador existente de ley para la etapa final (ref. 22) debe servir, pero antes de promulgarla, debe ser cuidadosamente revisada por un especialista legal internacional, con experiencia en leyes y regulaciones modernas del sector de gas en muchos países; es particularmente importante tener un buen balance entre protección de los intereses del consumidor y seguridad de que la inversión no está siendo restringida por una legislación que tiene mano muy dura en áreas de acceso a terceras partes y estatutos de competencia durante la fase inicial de crecimiento de la industria panameña.

4. Otra opción para el examen comparativo y escrutinio de la legislación propuesta para la etapa final sería hacerlo bajo el patrocinio del Comité de Cooperación de Hidrocarburos de América Central (CCHAC). Esta es una entidad auspiciada por CEPAL (México) y GTZ, cuyo objetivo es promover la colaboración y harmonización entre los 6 países del istmo en materias relacionadas con hidrocarburos en su etapa inicial y final. Uno de los temas principales para el intercambio de ideas y harmonización son los marcos regulatorios apropiados y legales para cada país. Algunos de los países ya han promulgado legislación de la etapa final.


3 CARBÓN - SUMINISTRO 3.1 INFORMES REVISADOS Los siguientes informes fueron revisados como documentos fuentes para esta sección:

25. Feasibility study for a 2 X 75 MW Coal Fired Station at Las Minas, JICA, 1987

26. Clean Coal Technologies for Developing Countries”, Tavoulareas, E. Stratos, and J.P. Charpentier, World Bank technical paper 286, 1995

27. Coal Information 2000, International Energy Agency, 2000

28. Statistical Review of World Energy – Coal, BP Amoco, 2000

29. International Coal Information, US Energy Information Administration (EIA), 2000

30. Global Commodity Markets - Market Reviews on: Energy - Coal, Natural Gas, and Petroleum, World Bank Latest Edition.

31. Coal - Power for Progress - Fourth Edition, march 2000, World Coal Institute

32. International Coal Trade, The Evolution of a Global Market 1/98 EIA

33. U.S. Coal, Domestic and International Issues, march 2001, Richard F. Bonskowski, EIA

3.2 COSTO DE SUMINISTRO DEL CARBÓN 3.2.1 Definiciones El carbón es una roca orgánica combustible y sedimentaria, compuesta principalmente de carbono, hidrógeno y oxígeno formado a partir de vegetación, que ha sido consolidada entre otros estratos de roca para formar venas de carbón, y alterada por los efectos combinados de acción microbiana, presión y calor durante un considerable período de tiempo. Con el entierro, el material de la planta como precursor del carbón, estuvo sujeto a temperaturas y presiones elevadas, que causaron cambios físicos y químicos en la vegetación, transformándolo en carbón. Inicialmente la turba, el precursor del carbón, se convirtió en lignito o tipos de carbón lignito con baja 'madurez' orgánica. A través de muchos millones de años más, los efectos continuos de temperatura y presión produjeron cambios adicionales en el lignito, incrementando progresivamente su madurez y transformándolo en el rango conocido como carbones sub-bituminosos. Mientras este proceso continuaba, mayores cambios químicos y físicos ocurrieron hasta que estos carbonos se tornaron más duros y más maduros, en cuyo punto ellos son clasificados como bituminosos o antracitas. Bajo las condiciones apropiadas, el incremento progresivo en la madurez orgánica continuó, para formar finalmente antracita. El grado de “metamorfosis” o carbonificación en marcha por un carbón, mientras madura de turba a antracita, tiene un importante enrumbamiento en sus propiedades físicas y químicas, y es referido como el 'rango' del carbón. Carbones de bajo rango como el lignito y carbones sub-


bituminosos son típicamente más suaves, materiales desmenuzables con una apariencia tosca y opaca; se caracterizan por altos niveles de humedad y bajo contenido de carbono, y por lo tanto un bajo contenido de energía. Carbones de mayor rango son típicamente más duros y fuertes y a menudo tienen un lustre negro vítreo. La antracita está en el tope de la escala y tiene, en correspondencia, un contenido de energía y carbono más alto y un nivel más bajo de humedad. El carbón bituminoso, clasificado como el segundo más alto, puede ser metalúrgico (también referido como carbón “aglutinante”) – utilizado para hacer coque para la industria de acero – o térmico, utilizado para generar electricidad o para producir vapor o dar calor a procesos en la industria general. El segundo también es referido como carbón “para calderas”. 3.2.2 Suministros globales y mercados Reservas y producción De todos los combustibles fósiles, el carbón es por mucho el más abundante en el mundo. Se ha estimado que, en el 2000, existían alrededor de 984 billones de toneladas de reservas totales de carbón económicamente accesible usando la tecnología minera actual, y donde aproximadamente la mitad es antracita. La reservas de carbón no son solamente extensas, sino también diversas geográficamente, encontrándose en 100 países y todos los continentes. A los niveles de producción del 2000, las reservas actuales probadas de carbón son suficientes para durar 200 años. En el 2000, se produjeron alrededor de 3500 millones de toneladas (Mt) de antracita, donde más de la mitad se utilizó para generar electricidad. Los principales productores de antracita fueron: la República Popular China (China), EE.UU., India, Sudáfrica, Australia, Rusia, Polonia, Ucrania, Kazajstán, Indonesia, Alemania y el Reino Unido. De la antracita producida en el 2000, alrededor de 520 millones de toneladas fueron comercializados internacionalmente. Tal como lo muestran los cuadros 3.1 y 3.2, los mayores productores de carbón tales como China y los EE.UU. no son necesariamente los mayores exportadores. Ellos producen principalmente para su propio consumo. Para algunos países como Australia y Colombia, las exportaciones de carbón son mucho más importantes para la economía nacional que el consumo doméstico de su carbón. Australia es el exportador líder mundial de antracita. En 1999, de una producción total de 225 millones de toneladas, 172 millones de toneladas fueron exportadas. Colombia es un exportador significativo – más adelante se discutirá su industria.

Cuadro 3.1: Principales productores de antracita, 1999, millones de toneladas República Popular de China 1029 EE.UU. 914 India 290 Australia 225 Sudáfrica 224 Rusia 163 Polonia 112


Cuadro 3.2: Principales exportadores de carbón 1999, millones de toneladas Para caldera Aglutinante Total Australia 79 92 171 Sudáfrica 64 3 67 Indonesia 45 9 54 EE.UU. 24 29 53 República Popular de China

31 7 38

Canadá 5 29 34 Colombia 29 1 30

El carbón es la principal fuente de combustible utilizado para la generación de energía eléctrica. Actualmente, más de la mitad de la producción mundial total de carbón proporciona alrededor del 37% de la electricidad en el mundo. Muchos países son muy dependientes del carbón para electricidad, incluyendo en 1999: Polonia (96%), Sudáfrica (90%), Australia (86%), China (81%), India (75%), Repúb lica Checa (74%), Grecia (70%), Dinamarca (59%), y los EE.UU. (56%). Existen dos mercados esencialmente diferentes para el carbón comercializado internacionalmente:

- El mercado del carbón para calderas para generación de energía (y usos industriales del vapor), donde está ocurriendo el crecimiento más significativo en el uso del carbón, particularmente en Asia. Este crecimiento asiático pesa más que las reducciones en el uso del carbón en Europa, y la caída de la producción local en Europa puede dar espacio para el surgimiento de oportunidades de comercio.

- El mercado del carbón aglutinante, donde el carbón con cualidades especiales es utilizado como un agente reductor así como una fuente de energía. Este mercado está creciendo más lentamente que el del carbón para calderas, lo que refleja el lento crecimiento en producción de hierro y acero así como cambios en tecnología lejos del uso del coque. El mercado del carbón aglutinante es más fuerte en Asia (y generalmente en países en desarrollo) que en Europa, pues la industria pesada migra allí y el comercio de carbón aglutinante también está en ebullición.

Estos mercados y cualidades amplias no siempre están claramente separados. Por ejemplo, el carbón calidad aglutinante puede ser usado para producir vapor y carbón sin calidad aglutinante puede ser usado metalúrgicamente a través de la práctica creciente de Inyección de Carbón Pulverizado (Pulverized Coal Injection - PCI) para horno de fundición. Precios En los últimos 20 años, los precios mundiales del carbón han caído tanto en términos reales como nominales mientras la productividad ha crecido. Los incrementos en los precios están limitados por la capacidad de los productores de EE.UU. de entrar al mercado cuando los precios suben. Las reservas de carbón están ampliamente distribuidas y la existencia de varios


exportadores importantes asegura que el suministro sea estable. El alcance de la expansión de las exportaciones desde países con reservas a bajo costo y la entrada potencial de nuevos exportadores, tienden a actuar contra cualquier tendencia de largo plazo al alza en precios. El cuadro 3.3 resume las tendencias recientes de los precios de carbón en EE.UU. y Europa.

Cuadro 3.3: Precios de carbón, promedio anual, 1996-2000 USD /tonelada Precio marcador (base

Europa Noroeste) Enviado a plantas de servicio de generación de EE.UU.

1996 41.25 29.16 1997 38.92 28.83 1998 32.00 28.26 1999 28.79 27.45 2000 36.03 27.07

Comercio internacional A pesar de su inherente estabilidad y confiabilidad, la industria mundial del carbón y el comercio de carbón han atravesado cambios dramáticos, donde los mecanismos del mercado han reaccionado bien. Por ejemplo, la demanda por carbón de bajo contenido de azufre en los EE.UU., la cual se podría haber esperado que generase falta de suministro y precios más altos, ha sido contrarrestada por la capacidad de Europa de tomar grandes cantidades de carbón de alto contenido de azufre debido a inversión en equipo de control de contaminación en las centrales de energía. El impacto de la legislación de EE.UU. (y menores tasas de transporte por tren producidas por desregulación) en las emisiones de azufre se mantiene como un tema clave que afecta las posibilidades del mercado dado que éste tiene el potencial de trabajar para limitar los excesos disponibles para exportación y cambiar la composición de las cualidades del carbón ofrecido para exportación, a través de la competencia con la demanda doméstica por carbón de bajo contenido de azufre. Otro cambio importante, tal vez fundamental, es el creciente interés de las empresas de servicios japonesas en la operación del mercado spot, y la posibilidad de que éste se convierta en la referencia para el establecimiento de precios en contratos de largo plazo como es práctica normal en el mercado europeo. Los cambios en el mercado de Asia-Pacífico podrían ser generalmente descritos como una maduración del mercado, siguiendo el patrón de otros mercados de energía. Queda por ver si hay factores relacionados con esta maduración del mercado de carbón, tales como la relación del nivel de inversión en nueva capacidad de minas con las expectativas de precio, lo cual podría impactar en la volatilidad del mercado. En el largo plazo, la función de China e India como productores, consumidores y (en el caso de China) exportadores de carbón, genera preguntas importantes acerca de las perspectivas del comercio del carbón. El papel de otros exportadores de países en desarrollo como Colombia y Venezuela, y el papel de países en vías de una extensiva reestructuración como Polonia, Rusia y Ucrania, también crean incertidumbre respecto el futuro. En términos generales, la dirección del cambio parecería ser una expansión de la producción mundial y un incremento del nivel de exportaciones de los países productores existentes. Resta todavía el potencial de una opción


creciente de exportadores, luego de una exitosa reestructuración de las industrias de carbón de las economías con planificación centralizada. Aunque el crecimiento del comercio del carbón es fuerte en la actualidad, aún a las tasas actuales de crecimiento (que promedian alrededor de 6% por año en los años recientes), el tonelaje adicional absoluto requerido anualmente no es grande (casi 32 millones de toneladas en 1995). La capacidad existente no utilizada y el potencial adicional en países de exportación establecida exceden en mucho esta cantidad. Los factores regionales podrían alterar el patrón de suministro, si ellos influencian la competitividad relativa de los exportadores existentes y potenc iales. En la actualidad, hay una gran capacidad de pre-producción en un estado avanzado de planificación en Australia y Latinoamérica, y considerable flexibilidad en Indonesia. En estos países también, el marco de política es suficientemente estable y promotor de una expansión en el producto. Una expansión incremental en estos países podría rápidamente traer nueva producción que satisfaga la demanda creciente y nueva capacidad en estos países y Sudáfrica sería fácilmente motivada por precios más altos. A pesar del impacto potencial de políticas de cambio en el entorno y de que la subida de precios no sea significativa, es probable que la competencia por participación del mercado asegurará que la producción se expanda poco a poco en las minas existentes alrededor del mundo. El exceso de capacidad en los EE.UU. y la expansión en Australia parecen las fuentes más probables de suministros adicionales para el mercado mundial en el futuro inmediato. El saldo de la capacidad de producción y demanda en los EE.UU. podría ser importante en la determinación de la disponibilidad de carbón de los EE.UU. para exportación. La capacidad de Sudáfrica para intercambiar producción entre los mercados europeos y de Asia-Pacífico también podría ser un factor importante para hacer frente al crecimiento en el mercado asiático. En este caso, con un continuo bajo crecimiento del precio, la producción adicional para exportación de Latinoamérica puede ser postergada debido a que los inversionistas no consideran que los retornos sobre la inversión en infraestructura sean adecuados para comprometer fondos adicionales. La misma situación puede ser aplicada en Sudáfrica, pero las perspectivas son inciertas, y tal vez están relacionadas con el clima general de inversión (a su vez, relacionadas con el punto de vista político) así como con las restricciones de recursos. Lo segundo, debido a que ellas imponen una barrera de costo relativamente alta, son, sin embargo, probablemente importantes a los precios mundiales actuales. La demanda doméstica en China, India e Indonesia serán influencias importantes después del 2000. En China e India, la realización de planes de inversión para generación de electricidad y el progreso en la reforma general del sector de energía serán factores claves en la determinación del papel que estos países jueguen en el comercio mundial de carbón. En Indonesia, limites físicos en los recursos de carbón de calidad exportación pueden ser menos influyentes de lo que se pensó anteriormente. Es seguro que la producción en Europa continúe cayendo en tanto suba la presión de reducir los subsidios, con algún incremento resultante en las importaciones. Se han establecido objetivos ambiciosos para reducir el nivel de subsidios. En Alemania y España, parece haberse puesto presión política para demorar el retiro total de los subsidios, y para mantener alguna producción


sostenida en base regional y de seguridad. Con la desregulación y derechos de Acceso para Terceras Partes (Third Party Access rights) en Europa desde 1999, el crecimiento en las importaciones de carbón estará limitado por la competencia de gas de bajo costo. Las posibilidades de reestructuración en Polonia, Ucrania y Rusia no son favorables, y es probable que las exportaciones, en el mejor de los casos, se estabilicen en los niveles actuales. Mercado de futuros NYMEX En julio de este año la Bolsa Mercantil de Nueva York, NYMEX (New York Mercantile Exchange) finalmente lanzó un mercado de opciones y futuros de carbón. El interés en el contrato de futuros de carbón ha sido estimulado después que 900 contratos de carbón fueran negociados en un día en el mercado extrabursátil (over-the-counter - OTC) el pasado septiembre. Esto fue un gran incremento y mostró que había necesidad de instrumentos financieros para retirar el riesgo. Los comerciantes dijeron que el mercado todavía está en etapa de transición, mientras los contratos de largo plazo expiren, pero que está creciendo. Generalmente, el carbón está cotizado sobre una base trimestral hacia adelante y como una banda de 12 meses en el mercado OTC. En el Anexo A se proporciona un resumen del contrato de los “Futuros del Carbón de los Apalaches” (Appalachian Coal Futures). Los Estados Unidos tienen más carbón de alta calidad que ningún otro país, con casi el 30% de las reservas mundiales de carbón bituminoso y antracita. Solamente la China produce más carbón bituminoso que los Estados Unidos, pero casi toda su producción es consumida domésticamente. Las exportaciones de carbón de los EE.UU., principalmente el bituminoso de los Apalaches Centrales, conforman el 16% del mercado de exportación mundial y son un factor importante en los precios mundiales del carbón. Para las industrias de energía eléctrica y la minera de carbón, los futuros de carbón proporcionan una variedad de modos para mitigar el riesgo:

- Los productores de carbón pueden vender contratos futuros para asegurarse en un precio de venta específico para un determinado volumen de carbón que quieren producir en los meses próximos.

- Las empresas de servicios de electricidad pueden comprar futuros de carbón para cubrirse contra elevación de los precios para su combustible de carga fundamental.

- Los comercializadores de energía, que tienen exposición tanto en el lado de generación como en la entrega del mercado de electricidad, pueden cubrirse con futuros de carbón para mitigar su riesgo del precio de generación, y cubrirse con futuros de electricidad para controlar su riesgo de precio de entrega.

- Los usuarios de carbón industrial que no son empresas de servicios eléctricos, como las fábricas de acero, pueden usar futuros para asegurar sus propios costos de suministro de carbón.

- Las compañías internacionales de comercio de carbón pueden usar futuros para cubrir sus precios de exportación o importación.


- Las empresas de generación de energía que usan tanto carbón como gas natural para producir electricidad pueden usar futuros de carbón junto con futuros de gas natural para compensar variaciones estacionales de costo y tomar ventaja de la “dispersión de chispas” ("spark spread" ) – el diferencial entre el costo de los dos combustibles y el valor relativo de la electricidad generada por cada uno de los dos combustibles.

Una decisión fundamental que tomó el NYMEX fue basar los contratos futuros en contenido de calor más que en peso. Los diferentes tipos de carbón siempre han sido reconocidos por sus contenidos potenciales de calor. La antracita como antracita quema mayor temperatura que el carbón bituminoso, el cual a su vez quema mayor temperatura que el lignito. Algunos carbones bituminosos queman mayor temperatura que otros carbones bituminosos, y las variaciones regionales son bastante conocidas. El contenido de calor del carbón, aún de la misma mina, puede variar en alguna medida. Para solucionar esta variación natural, la industria acordó un contrato basado en una relación mensurable de contenido de calor para pesar. Los compradores podrían estar comprando carbón por tonelada pero lo que estarían comprando realmente sería carbón con un mínimo de 12 000 unidades térmicas británicas (British thermal units - BTU) por libra. Por tonelada corta, esto representa 24 millones de BTUs (ó 26.4 millones de BTUs por tonelada métrica). Mientras que los contratos futuros raramente van a entrega, si un contrato de futuros de carbón es tomado para entrega, tanto el comprador como el vendedor deben estar seguros que el carbón cumple las especificaciones del contrato para contenido de calor. Para hacer esto se requiere realizar pruebas, y esto también está establecido en las especificaciones del contrato. Las muestras de carbón a ser probadas, son tomadas durante el proceso de carga del carbón para entrega. Una vez que se hubo establecido la idea de probar el contenido de calor, fue un paso fácil para la industria estipular pruebas para otras cualidades que pueden afectar cuán bien quema el carbón. Por ejemplo, mientras una carga particular de carbón podría tener un alto contenido de calor, su contenido de azufre también podría ser tan alto que el comprador no podría quemarlo sin violar los últimos Estándares del Acta de Aire Limpio de los EE.UU. (U.S. Clean Air Act standards). Al final, el comité asesor de intercambio de carbón (Exchange’s coal advisory committee) decidió incluir la prueba no solamente para el contenido de calor sino también para azufre, ceniza, materias volátiles, contenido de humedad y dureza o “molibilidad”. El carbón ofrecido para el contrato debe cumplir estándares específicos para cada una de estas cualidades así como tamaño, todo lo cual afecta el manejo y combustión del carbón. La determinación del precio del carbón en BTU también lo pone en la misma familia de energía con el gas natural y otros combustibles cuyos precios están cotizados en dólares y centavos por BTU. Como resultado, las empresas de servicios pueden contrastar fácilmente el costo del carbón contra el del gas natural cuando, por ejemplo, necesiten poner en marcha capacidad adicional de generación para satisfacer la demanda pico. Mientras más compañías optan por añadir capacidad adicional de generación basada en gas natural, la capacidad de comparar costos de combustible frente al carbón es altamente útil. 3.2.3 Mercados y suministros de la cuenca regional - atlántica El carbón es un bien en masa que comparado con el petróleo, no es tan concentrado en forma de energía y es relativamente costoso transportarlo por mar o tierra. Por esta razón, el área del


mundo más relevante para suministro de carbón en Panamá es el área inmediatamente contigua de la Cuenca Oeste Atlántica. El principal productor de carbón y mercado jefe de compensación en la región son los EE.UU. Colombia es un productor regional y exportador significativo de carbón. Venezuela es otro país en la región con reservas modestas en este momento pero con un potencial significativo para el desarrollo de suministros adicionales. EE.UU. El consumo de carbón en los Estados Unidos totalizó 1044.5 millones de toneladas cortas en 1999. Alrededor de 946.8 millones de toneladas cortas, 90.6 por ciento del consumo total, fueron utilizados por el sector de energía eléctrica para producir el 50.8 por ciento de la generación eléctrica total de todas las fuentes de energía. Sin embargo, el uso del carbón para la generación de electricidad creció solamente en 1 por ciento en 1999, mientras que la generación de energía nuclear se elevó en 8 por ciento, un nivel record en 1999, desplazando una parte de la generación con carbón. Un clima inusualmente suave en 1999 también contribuyó a la reducción de la confianza en la generación con carbón. El uso del carbón en el sector no eléctrico continuó su tendencia decreciente, totalizando 97.7 millones de toneladas cortas en 1999. Frente a precios mundiales débiles del carbón y una competencia reñida, proveniente de otros países exportadores de carbón, las exportaciones de carbón de los EE.UU. cayeron precipitadamente durante 1999, en 25.1 por ciento, a 58.5 millones de toneladas cortas. Por otro lado, las importaciones de carbón se elevaron en 4.2 por ciento a 9.1 millones de toneladas cortas, reflejando débiles precios del carbón del exterior y el incremento de la demanda por carbón de bajo contenido de azufre para cumplir requerimientos sobre reducción de emisión de azufre más estrictos de la Fase II de las Enmiendas del Acta de Aire Limpio de 1990 (1990 Clean Air Act Amendments - CAAA), que fueron efectivas a partir del 1º de enero de 2000. El precio promedio de todo el carbón importado en los EE.UU. cayó en 4.4 por ciento, de USD 32.18 en 1998 a USD 30.77 por tonelada corta en 1999. Colombia se mantuvo como el mayor proveedor de las importaciones de los EE.UU., con 4.6 millones de toneladas cortas; siguen Venezuela con 2.1 millones de toneladas cortas, Indonesia con 1.1 millones de toneladas cortas y Canadá con 1 millón de toneladas cortas. Aunque las importaciones principalmente consistían de carbón para caldera comprado por unas pocas plantas de energía de la costa este, el carbón del Canadá era en gran parte carbón metalúrgico usado por plantas de coque en Illinois, Indiana y Michigan. Las existencias de carbón a fin de año en los EE.UU. totalizaron 175.5 millones de toneladas cortas, un incremento de 10.9 millones de toneladas cortas desde 1998. Las existencias mantenidas por los productores de carbón y distribuidores se mantuvieron casi invariables en 39.5 millones de toneladas cortas. El incremento se debió totalmente al incremento en existencias en manos de generadores eléctricos, reflejando menos que la demanda anticipada para generación con carbón. El precio del carbón continuó su tendencia a la baja que iniciara hace más de una década. Con base en lo entregado, el precio promedio del carbón de la empresa de servicios por tonelada cayó en 3.7 por ciento en 1999, el precio del carbón para calderas en industrias cayó 2.2 por ciento, y el precio de carbón aglutinante cayó marginalmente. Con precios mundiales del carbón


inusualmente débiles, el precio promedio de las exportaciones de carbón de los EE.UU., medido en valor libre al costado del buque (free alongside ship - f.a.s.), declinó en 6.1 por ciento a USD 36.50 por tonelada corta en 1999, mientras que el precio de las importaciones de carbón cayó en 4.4 por ciento a USD 30.77 por tonelada corta. Colombia Colombia es el mayor productor de carbón en Latinoamérica; sus reservas de 6.8 billones de toneladas consisten de carbón bituminoso de alta calidad y una pequeña cantidad de carbón metalúrgico. Su carbón es relativamente limpio al quemar, con un contenido de azufre de menos de 1%. El carbón es el tercer mayor producto de exportación en Colombia en términos de ingreso, después del petróleo y café, y el país es uno de los mayores exportadores de carbón en el mundo. Se espera que las exportaciones de carbón en los próximos 5-6 años crezcan significativamente, asimismo la inversión privada en el mismo período está diseñada para crecer. En el cuadro 3.4 se muestra un resumen histórico de la producción y consumo de carbón en Colombia. La mayoría de las reservas de carbón se encuentran en la península de La Guajira (Cerrejón) del norte de Colombia y en el departamento César (Estado). La península de La Guajira está localizada a lo largo de la costa atlántica y es hogar de la mina Cerrejón Zona Norte. Esta es la mayor operación minera de carbón en Latinoamérica, poseyendo más de un billón de toneladas cortas de reservas. Las reservas aquí encontradas son de un carbón bituminoso terciario, bajo en ceniza, bajo en azufre y no aglutinante. Colombia exporta el 84 por ciento de su producción total de carbón, y el carbón es el tercer producto más importante en las exportaciones de Colombia. Actualmente, Colombia ocupa la primera posición en Latinoamérica y el séptimo globalmente en la cantidad de carbón que exporta. Colombia ha sido, de manera consistente, el líder en la producción de carbón para América Central y del Sur. En 1997, Estados Unidos importó casi 10 por ciento de la producción de carbón colombiana. La industria de carbón en Colombia está buscando agresivamente expandir sus exportaciones actuales a más de 70 millones de toneladas cortas dentro de 10 años. Esto la ubicaría como la tercera en el mundo en exportaciones de carbón si los niveles actuales de producción en los otros países se mantienen constantes. Cuadro 3.4: Producción y consumo de carbón en Colombia, 1990-99 (en millones de toneladas)

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 Producción 20.5 20.0 21.9 21.2 22.7 25.7 30.1 32.6 33.8 32.8 Consumo 3.0 5.5 4.5 6.3 6.1 4.5 5.6 5.5 6.4 3.9

Hasta mediados de 1999, el gobierno colombiano manejó el sector carbón, aunque las minas eran privadas con excepción de la mina Cerrejón Zona Norte. El gobierno era propietario del 50 por ciento de esta mina a través de Carbones de Colombia (Carbocol), e Intercor, una subsidiaria de Exxon Mobil era propietaria del otro 50 por ciento. Originalmente, este contrato estableció su expiración en el 2008; sin embargo, la licencia de operación ha sido ampliada para otros 25 años hasta el 2033. En julio del 2000, el complejo de la mina Cerrejón Zona Norte terminó un proyecto de expansión de su infraestructura que incrementaría las exportaciones colombianas de


carbón en 4.4 millones de tonelada cortas anualmente de su rango actual de 15 a 18.5 millones de tonelada cortas. Carbones del Cerrejón (CdelC), la Anglo Americana plc, Billiton plc y el consorcio Glencore International AG proporcionaron tres cuartos de la inversión de USD 42 millones. La compresa (joint venture) Asociación Cerrejón Norte-Exxon Mobil-Carbocol proveyó los fondos restantes. En su esfuerzo continuo por atraer inversión extranjera, en febrero del 2000 Colombia solicitó ofertas para el 50 por ciento de participación del gobierno en la operación de la mina Cerrejón Zona Norte. En septiembre del 2000, el consorcio igualmente-alineado CdelC obtuvo exitosamente la participación del gobierno en la operación de la mina. El consorcio presentó una oferta de aproximadamente USD 384 millones, sujeto a ciertos ajustes al cierre. En consecuencia, el consorcio se convierte en socio mitad-mitad de Intercor. Además de esta nueva compra, el consorcio también tiene acceso a más de 2 billones de toneladas cortas de recursos de carbón térmico en Cerrejón Central y Cerrejón Sur. Otra de las mayores minas de carbón es Pribbenow Mine, ubicada cerca de La Loma en el departamento Cesar, que es operada por la empresa Drummond Ltd. con base en EE.UU. La mina tiene reservas estimadas en más de 534 millones de toneladas cortas de alto BTU, bajo contenido de ceniza, carbón térmico bajo contenido de azufre. El contrato de la empresa con la Empresa Minera Colombiana de propiedad estatal (Minercol) va hasta el 2019. Se espera que Drummond incremente su inversión acumulada de capital en la industria del carbón en Colombia a USD 1 billón. Este gasto adicional incrementaría su producción de 6 millones de toneladas cortas a 12 millones de tonelada cortas anualmente al final del año. 3.2.4 Panamá – Carbón Situación existente En la actualidad, el único consumidor de carbón en Panamá es Cemento Panamá que tiene una operación de horno produciendo cemento Portland en su planta a mitad de camino entre las ciudades de Panamá y Colón. En su nivel actual de operaciones, importa alrededor de 65 000 toneladas de carbón por año de Colombia. Los proveedores colombianos son Carbones del Caribe y Carbocol. El carbón es desembarcado en Colón en barcos de 20 000 a 23 000 toneladas de capacidad – con 3 llegadas por año de manera usual. El carbón es transportado en camión a la planta a una tasa de casi 5000 toneladas por día, en una operación de 24 horas. El carbón tiene un contenido energético de 12 000 BTU/lb, 0.5% por contenido de azufre por peso y un contenido de ceniza del 9%. Esta es la calidad típica del carbón colombiano. Se solicitó a Cemento Panamá información sobre precio del carbón y arreglos contractuales típicos de suministro con los proveedores colombianos, pero ésta no se recibió. Posibilidades futuras como combustible para generación de energía La fuente lógica de carbón como combustible para la generación de energía en Panamá sería Colombia. Este es un gran productor de carbón para caldera de alto grado y es el mayor exportador en la región. El principal puerto de exportación (de Carbocol) está en la Península de La Guajira en Puerto Bolívar, localizado en la costa oeste de la entrada a Bahía Portete. La


distancia marina en un sentido de Puerto Bolívar a Colón / Las Minas es de aproximadamente 580 millas legales inglesas (935 km). Este es un movimiento de transporte relativamente corto según los estándares de embarque de carbón y se reflejará en costos moderados de flete. Para el tamaño del barco usado en Cemento Panamá (~20 000 toneladas de carga útil), el flete debe encontrarse en el rango de USD 6 a USD 7 por tonelada. El uso de barcos más grandes que los usados para el abastecimiento de Cemento Panamá, podría estar justificado para volúmenes anuales para generación de energía de 400 000 toneladas 12 o ligeramente mayores. Esto resultaría en cargos más bajos por flete. La calidad típica del carbón colombiano según la información obtenida de Carbocol, basado en una mezcla de 4 diferentes vetas se resume a continuación: Valor bruto de calor BTU /lb 11 800 (= 26 millones BTU /tonelada) Contenido de azufre 0.7% por peso Contenido de ceniza 8.0% por peso Humedad total 11.6% Materia volátil 33% Determinación de precios del carbón para Panamá: Ninguna información explícita de contratos de suministro pudo ser obtenida de los proveedores colombianos o de los compradores de carbón colombiano como Cemento Panamá. Sin embargo, se tiene información de US EIA/DOE de los EE.UU. sobre el precio promedio de importaciones de carbón de los EE.UU. para los últimos años de diferentes fuentes, incluyendo Colombia. El cuadro 3.5 resume estos precios y también los volúmenes relevantes de importación de carbón. Cuadro 3.5: Importaciones de carbón de los EE.UU. desde Colombia – precios y volúmenes 1995 1996 1997 1998 1999 2000 ene-mar

2001 Precio USD/tonelada, CIF

34.45 35.15 35.39 34.39 32.14 29.16 29.9

Volumen, mm toneladas

3.8 2.8 2.8 3.2 4.2 1.72 2.17

Dado que los puertos de la costa este de los EE.UU. se encuentran 4 a 6 veces más lejos de Puerto Bolívar en Colombia que de Las Minas en Panamá, se estima que un importador panameño debe tener una ventaja en el flete marino sobre el importador americano de cerca de USD 5 por tonelada. Esto significa que si el gran mercado de los EE.UU. está determinando el precio colombiano, ex-Puerto Bolívar, un exportador colombiano sería indiferente ante un precio desembarcado en Panamá de casi USD 25.16 por tonelada en el 2000. Los precios futuros podrían ser aún un poco más bajos que éste dado que se pronostica que los precios globales de carbón declinen en términos reales debido a los mejoramientos en la productividad de la mina e incrementos en las exportaciones provenientes de nuevos productores a bajo costo tales como Colombia, Venezuela e Indonesia13.

12 Una planta de 200 MW al 35% de eficiencia y 60% de utilización requeriría alrededor de 400, 000 toneladas por año de carbón colombiano. 13 Referencia 30.


Debido a la incertidumbre en los pronósticos del precio del carbón y diferenciales de flete, se recomienda que el costo de generación térmica con carbón y su concurrente competitividad con otros modos de generación, sean probados utilizando un rango de precios. La sensibilidad del uso de carbón en generación de energía debe ser evaluada a los tres precios siguientes para carbón en la puerta de la planta14 en Panamá: USD /tonelada USD /MBTU BAJO 25.00 0.96 MEDIO 30.00 1.15 ALTO 35.00 1.35

14 Esto sería Base CIF Las Minas, sin incluir ningún costo de descarga, costos de almacenamiento en tierra o transporte hacia tierra adentro; se asume que los costos de inversión y O&M de dichas operaciones están incluidas en los costos de “planta”


4. NUEVAS TECNOLOGÍAS PARA GENERACIÓN CON CARBÓN Y COSTOS INDICATIVOS

Como parte de la evaluación del costo y la competitividad de la generación térmica mediante la quema de carbón (generación con base en carbón), se ha llevado a cabo una revisión de la disponibilidad de nuevas alternativas tecnológicas, en la cual se ha hecho énfasis en aquellas que reducen el impacto ambiental. Se han proporcionado costos indicativos para plantas, equipo específico y procesos para la reducción de emisiones. Esta revisión describe dos tecnologías que son consideradas generalmente como las que presentan el mejor potencial para aplicaciones comerciales.

- Tecnologías de Carbón Limpio (“CCT” por sus siglas en Inglés); - Gasificación Integrada con Ciclo Combinado (IGCC por sus siglas en Inglés)

4.1 TECNOLOGÍAS DE CARBÓN LIMPIO Las Tecnologías de Carbón Limpio (CCT) se pueden referir a dos categorías de tecnologías:

- Tecnologías de equipos nuevos aplicadas a los dispositivos de precombustión, combustión o post combustión de las plantas convencionales de generación con base en carbón pulverizado, o

- Tecnologías avanzadas de utilización de carbón, tales como calderas de lecho

fluidizado o gasificación integrada con ciclo combinado. Esta categoría también incluye los ciclos de vapor supercríticos.

Algunos de las tecnologías mencionadas anteriormente han alcanzado la etapa de aplicación comercial, en tanto que otras se encuentran solamente en la etapa de demostración. Las descripciones siguientes, presentadas como una revisión de estas tecnologías, son esencialmente derivadas del Artículo Técnico del Banco Mundial – “Tecnologías de Carbón Limpio para Países en Desarrollo”.


4.1.1 Equipo nuevo para plantas de carbón pulverizado 4.1.1.1 Tecnologías para limpieza física del carbón

- Remoción de azufre para reducir las emisiones asociadas a la lluvia ácida, remoción de ceniza.

- Limpieza Física Convencional mediante el molido, separación mediante gravedad, o

técnicas de flotación. Eficiencia entre el 10 y 40% en la remoción de azufre, 60% en remoción de cenizas. Comercialmente disponible. Costo del tratamiento entre 1 y 5 USD por tonelada de carbón. La remoción de cenizas mejora la disponibilidad de la caldera (1% por cada punto removido).

- Limpieza Avanzada de Carbón para remoción de azufre, disponible a través de varios

procesos: flotación de espuma, ciclonamiento, tratamiento de fase acuosa, aglomeración selectiva, pretratamiento de fase orgánica. Actualmente bajo demostración o inicio de comercialización, por lo que no se encuentra probada comercialmente.

Conclusión sobre las tecnologías convencionales de limpieza física de carbón: Son fácilmente adaptables a los países en desarrollo y en la mayoría de los casos son efectivas desde el punto de vista de costo. La limpieza de carbón reduce los costos de transporte así como las emisiones de azufre y partículas, y mejora la confiabilidad de las plantas generadoras. 4.1.1.2 Tecnologías para la mejora de la combustión

- Tecnologías de combustión con reducción de NOx: Combustión por etapas con quemadores de reducción de NOx (LNB por sus siglas en Inglés). Eficiencia en la reducción de NOx: 40 a 60%. Comercialmente disponible. Costo de adaptar la tecnología LNB en calderas existentes: 25 USD/kW. Costo de la tecnología LNB en calderas nuevas: de 3 a 10 USD/kW.

- Quema adicional mediante la inyección separada de carbón en dos zonas de

combustión. Agrega otro 10% en la reducción de NOx. La tecnología ha sido demostrada en varias calderas de empresas de generación en los Estados Unidos. Costo de adaptación: hasta 25 USD/kW.

- Inyección de aditivos para control de SO2: inyección de caliza u otros aditivos dentro

de los gases de combustión (ya sea en el horno o el conducto de gas). Eficiencia en la remoción de SO2: 30 al 50%. La tecnología ha sido usada en los Estados Unidos en varios proyectos de demostración a gran escala, pero no se encuentra completamente probada aún. Costo de Capital: de 70 a 120 USD/kW, costos de operación de 3 a 7 mills/kWh.


Conclusión sobre las tecnologías mencionadas para la mejora en combustión Los quemadores con reducción de NOx deben ser incluidos en las especificaciones de diseño para todas las plantas generadoras futuras. Estas especificaciones incrementan los costos de las plantas en menos de 5 USD/kW, trayendo como resultado ahorros significativos al momento que regulaciones futuras requieran reducciones adicionales en la emisión de NOx. Las tecnologías de inyección de aditivos ofrecen métodos atractivos para la remoción moderada de azufre a costos relativamente bajos. Se requiere que estas tecnologías sean adicionalmente demostradas en países en desarrollo. 4.1.1.3 Tecnologías de post combustión

- Control de SO2 mediante la inyección en el conducto de materiales absorbentes, depurador húmedo o seco (desulfuración de gas de escape o FGD por sus siglas en inglés).

- Control de NOx mediante reducción no catalítica selectiva (SNCR) y reducción

catalítica selectiva (SCR).

- Control combinado de SO2 y NOx mediante absorción / regeneración, aditivo de pulido húmedo para la remoción de NOx, operaciones catalíticas de sólido / gas, proceso electroquímico y alcalino seco.

- Remoción de partículas mediante precipitadores electrostáticos (ESP), filtros de bolsa

(bagfilters, baghouses) y otras tecnologías de limpieza de gas caliente. El funcionamiento, estado y costo se muestra en la siguiente tabla:


Cuadro 4.1 – Tecnologías de post combustión Costo de Capital-USD Tecnología % de

Remoción Planta Nueva Adaptación Estado

Inyección de aditivo en conducto: pre-ESP

30-70% SO2

50-100 $/kW

60-120 $/kW

Demostración

Post ESP 70-90% SO2 80-170 $/kW 100-200 $/kW Alguna experiencia comercial

FDG húmeda 90-99% SO2 120-210 $/kW 150-270 $/kW Comercialmente probada

FGD seca 70-90% SO2 110-165 $/kW 140-210 $/kW Comercialmente probada

SNCR 35-60 % NOx 5-10 $/kW 10-30 $/kW Demostración, alguna experiencia comercial

SCR 70-90 % NOx 50-100 $/kW 50-150 $/kW Comercialmente probada para bajo contenido de Azufre (1.5% máximo)

Combinación SOx/ NOx

80-90% SOx y NOx

300-400 $/kW 300-400 $/kW Demostración

ESP 99.9% del particulado

40-100 $/kW 40-100 $/kW Comercialmente probada

Filtros de bolsa 99.9% del particulado

50-70 $/kW 50-70 $/kW Comercialmente probada

Limpieza de gas caliente

99.9% del particulado

Demostración

4.1.2 Tecnologías avanzadas de uso del carbón 4.1.2.1 Combustión atmosférica de lecho fluidizado

- Calderas de tipo burbujeante o circulatorio.

- Flexibilidad para quemar combustibles residuales de baja calidad o combustibles mezclados.

- Remoción de SO2 (70-95%) mediante la inyección de caliza.


- Baja emisión de NOx debido a la baja temperatura de combustión. Se puede mejorar mediante la adición de SNCR.

- La eficiencia global es similar a las plantas de carbón pulverizado (35-38% LHV).

- Tecnología comercialmente probada hasta capacidades de 200 MW. Para capacidades

mayores (250 a 350 MW) las plantas aún se encuentran en la fase de demostración.

- El tipo burbujeo AFBC es menos costoso, más simple de operar y se ajusta adecuadamente a los países en desarrollo. Sin embargo, el tipo circulatorio AFBC proporcionará la más alta remoción de SO2.

- Costos de capital: centrales nuevas con sistemas AFBC completos dentro del rango de

los 200 MW tienen un costo entre 1300 a 1600 USD/kW. Las calderas actuales pueden ser adaptadas.

4.1.2.2 Combustión presurizada de lecho fluidizado

- Similar al tipo AFBC, sin embargo, la caldera opera bajo presión (5 a 20 bar).

- Ventajas sobre el AFBC: diseño más compacto, construcción modular, facilidad de adaptación, mayor eficiencia (38-45% LHV), menores costos de capital. Puede ser utilizada en modo “Ciclo Combinado” con una turbina utilizando los gases de escape calientes de la caldera.

- Se encuentra todavía en demostración. Varias plantas de tamaño pequeño se

encuentran en operación (70 MW), y recientemente algunas de mayor capacidad han sido puestas en servicio.

- Costo de capital: 1200 a 1500 USD/kW para una central completa.

4.1.2.3 Ciclo de vapor supercrítico

- Los ciclos “Supercríticos” operan con vapor a presiones mayores a los 3000 psia (21 MPa) y los ciclos “Ultra-Supercríticos” alcanzan presiones de 4500 psia, en tanto que los ciclos convencionales subcríticos está limitados usualmente a presiones de 2400 psia (16.6 MPa).

- Se han construido y operado centrales utilizando ciclos supercríticos durante los

últimos 40 años, la mayoría de ellas en Europa y Japón. Su ventaja es la mayor eficiencia en el ciclo (hasta 50%) en comparación con las centrales de ciclo subcrítico. Debido a esto, al ciclo se le conoce como opción de “quemar-menos-combustible” y ha sido aplicado a calderas de carbón pulverizado cuyo diseño posee un arreglo sin tambor (once-through). Se considera una tecnología probada.


- Sin embargo, una mayor eficiencia se ve compensada por sus mayores costos de construcción y fabricación de equipos, que se justifica por las altas presiones y temperaturas de diseño y la necesidad de utilizar aleaciones especiales que combatan la corrosión debido a altas temperaturas (el costo total de una planta de ciclo supercrítico será mayor en aproximadamente un 10% con relación a una planta de ciclo subcrítico equivalente). De aquí resulta que en los últimos 15 años su desarrollo se ha concentrado en países con costos altos de combustible en donde la eficiencia del ciclo es la principal preocupación.

- La tendencia actual favorece la construcción de centrales de ciclo supercrítico y ultra-

supercrítico en aquellos países en los cuales la generación de electricidad se basa fundamentalmente en el uso del carbón. En este momento es poco probable que Europa o Japón retornen a la utilización de centrales con ciclos subcríticos para sus nuevas plantas, y otros países con reservas de carbón seguirán esta tendencia (China, India, Sureste Asiático).

4.1.2.4 Tecnologías de gasificación de carbón El proceso de gasificación del carbón ha sido desarrollado durante la última década con el objetivo de obtener una manera eficiente y limpia de quemar el carbón. En los Estados Unidos y Europa todos los esfuerzos han sido orientados a desarrollar un proceso integrado de gasificación y de ciclo combinado, en donde un gasificador convierte el carbón en un gas de bajo contenido calorífico, el cual alimenta una turbina en ciclo combinado. Como resultado, la generación de electricidad en la actualidad puede llevarse a cabo de dos maneras: la quema directa de carbón en una caldera seguida de una turbina en ciclo combinado (eficiencia en el rango del 35 al 38%) o la gasificación del carbón seguida de un ciclo combinado (eficiencia en el rango de 42 al 45%). La tecnología de gasificación integrada con ciclo combinado (IGCC) puede ser aplicada a carbón u otros combustibles. En la sección 4.2, más adelante, se presenta esta tecnología. 4.2 GASIFICACIÓN INTEGRADA CON CICLO COMBINADO (“IGCC”) La aplicación de la tecnología IGCC en carbón fue desarrollada inicialmente para responder a las presiones de la industria eléctrica que utilizaba este combustible, a fin de obtener una mayor eficiencia durante su quema, pero principalmente para mejorar las condiciones del aire emitido por las plantas productoras. Los esfuerzos para el desarrollo de la gasificación del carbón fueron fáciles de llevar en comparación a otros combustibles, por un lado, debido a la homogeneidad del carbón como combustible y como resultado del trabajo desarrollado y la experiencia acumulada desde la Segunda Guerra Mundial. La experiencia obtenida durante la última década en la gasificación del carbón y la tecnología IGCC ha sido aplicada recientemente a otros tipos de combustibles (productos residuales del petróleo, lignitos, biomasa y otros desechos).


Las secciones siguientes proporcionan una revisión general del estado de la tecnología IGCC utilizando carbón y otros tipos de combustibles. 4.2.1 El proceso El proceso de IGCC contempla el equipo principal siguiente:

- Gasificador, el cual mediante la combustión parcial del combustible produce gas sintético de bajo poder calorífico (o syngas). Se puede llevar a cabo utilizando procesos que involucren lecho fijo, lecho fluidizado, flujo de arrastre, con utilización de aire u oxígeno. Se inyectan aditivos (caliza) en el gasificador para la remoción de azufre. El gasificador también genera vapor a altas presiones.

- Sistema de limpieza para el syngas, para remover partículas y otros contaminantes:

- ya sea limpieza fría, después que el syngas ha sido enfriado. Esta tecnología fue la

que se desarrolló inicialmente y en la actualidad se encuentra probada. Su desventaja es una reducción en la eficiencia del ciclo y su mayor costo de capital;

- o limpieza caliente (limpieza de gas en caliente o “HGCU”) a altas presiones y altas

temperaturas. En la actualidad se encuentra en demostración un reciente desarrollo;

- o una combinación de ambos tipos de limpieza.

- Generador y turbina de gas en donde el combustible es el syngas que ha sido limpiado.

- Generador de recuperación de calor del vapor (HRSG) en la chimenea de la turbina

de gas, el que produce vapor sobrecalentado a alta presión.

- Turbina a vapor y condensador, produciendo energía eléctrica mediante el vapor de alta presión generado a través del gasificador y el HRSG.

En adición a la generación de electricidad, la tecnología de IGCC puede ser expandida para producir otros productos secundarios mediante la utilización de syngas producto del proceso de gasificación: hidrógeno, metanol, syngas adicional. 4.2.2 Combustibles En teoría, la gasificación puede ser obtenida de cualquier combustible. Sin embargo, el proceso de gasificación debe ser seleccionado y adaptado a las características de cada combustible. La tecnología de IGCC puede ser utilizada en los siguientes combustibles:

- Carbón (con alto o bajo contenido de azufre); - Lignito; - Turba; - Residuos de madera; - Cieno municipal;


- Desechos municipales y Derivados de Combustible Recusado (RDF) - Residuos de refinerías (aceites pesados, brea, coque de petróleo, alquitrán); - Extractos de la pulpa y el procesamiento del papel.

4.2.3 Lista de tecnologías Desde sus primeras etapas de desarrollo, en los años ochenta, varias centrales generadoras utilizando tecnología IGCC han sido construidas alrededor del mundo, tanto con propósitos de demostración como comerciales. Estas plantas utilizan una de las doce tecnologías propietarias listadas a continuación. Cada tecnología propietaria envuelve un diseño particular de gasificación y del proceso de limpieza del syngas. Muchos de estos diseños han sido desarrollados para la quema de carbón, y están siendo adaptados para otros combustibles.

- IGT-Carbona (EE.UU.);

- Texaco (EE.UU.);

- Destec (EE.UU.);

- Kellog (EE.UU.);

- Shell-Lurgi (Alemania);

- Noell (Alemania);

- Krupp-Prenflo (Alemania);

- Tampella (Finlandia);

- BGL / British Gas – Lurgi (Reino Unido y Alemania);

- HTW – Rheinbraun (Alemania);

- Stein-Alstom (Francia);

- Mitsubishi (Japón).


4.2.4 Estado de desarrollo Revisión de los proyectos (en operación o construcción) Combustible Países Cantidad de

Proyectos Rango de Potencia

Inicio de Operación

Carbón EE.UU. 2 100-200 MW 1984-86 3 80-250 MW 1996-98 Europa 1 40 MW 1996 5 250-400 MW 1993-2000 India 1 60 MW 2000 (lignito) Residuos de Petróleo

EE.UU. 2 40 y 240 MW 1996-99

Europa 4 125-550 MW 1997-99 Japón 1 540 MW 2000 Biomasa Suecia 1 6 MW 1999 4.2.4.1 Resultados promedios

- La mayoría de las plantas de carbón están alcanzando una operación comercial satisfactoria, con rangos de disponibilidad que van desde el 65 hasta el 84%. Algunas están todavía enfrentando problemas con los gasificadores. La eficiencia promedio de toda la central es de alrededor del 42-43% (LHV). Pueden lograr una remoción de hasta el 99% de SO2, y emisiones de NOx por debajo de 50 ppm. La industria afirma que la próxima generación de centrales utilizando IGCC alcanzará una eficiencia del 50% como resultado de la utilización de la nueva generación de turbinas de gas (tipo H, enfriadas por vapor).

- Las tecnologías IGCC con gasificador de arrastre son adecuadas para carbón con bajo

contenido de cenizas. Para el carbón con alto contenido de ceniza, como los obtenidos en la India, se requerirán procesos de gasificación de lecho fluidizado.

- Otras centrales que queman residuos de petróleo todavía se encuentran en la etapa de

depuración. La mayoría de los problemas se encuentran en el gasificador y algunos en el combustor de la turbina de gas. Se anuncia que la eficiencia esperada será del 45% (LHV) a pesar de que la industria afirma que la próxima generación de centrales con tecnología IGCC alcanzará eficiencias del 50%.

- La única central operando con biomasa se encuentra en etapa de demostración en

Suecia.

- Una central del tipo IGCC está siendo construida en la India (Estado de Gujarat). Esta quemará lignito para producir electricidad y vapor para una planta cementera. Se tiene programado el inicio de operación para el año 2000.


Aplicación potencial Las tecnologías del tipo IGCC fueron desarrolladas principalmente para países en donde las regulaciones ambientales requieren una alta remoción de SO2 y bajas emisiones de NOx. Estas tecnologías son adecuadas para países en desarrollo en general, pero necesitan una mayor demostración. Solamente se deben considerar sistemas ampliamente probados de limpieza para los gasificadores y el syngas, y los primeros proyectos deben operar con el combustible mejor conocido: el carbón. Sin embargo, aún la tecnología IGCC para el carbón está en etapa de demostración y es más costosa que alternativas competitivas. Si los riesgos relacionados con la tecnología pueden ser mitigados (por ejemplo, mediante la participación y la repartición del riesgo entre los suplidores de equipo y los gobiernos), los proyectos demostrativos serían apropiados en los países en desarrollo. Para otros combustibles como los residuos de petróleo, se recomienda esperar hasta que se acumulen algunos años adicionales de depuración y experiencia en las instalaciones de los Estados Unidos y Europa. 4.2.5 Costos Costos de Capital Las primeras centrales del tipo IGCC para generación con carbón (construidas antes de 1995) fueron unidades de demostración o demostración / comercial. Su costo de construcción fue entre 1600 y 2000 USD/kW (de 15 a 25% mayor en comparación a centrales de carbón pulverizado con purificadores húmedos). La última generación de centrales del tipo IGCC (construidas entre 1995 y el 2000) está en el rango de 1100 a 1300 USD/kW. La industria afirma que las futuras plantas del tipo IGCC que se construyan después del 2000 costarán menos de 1000 USD/kW, pudiendo, en algunos casos, alcanzar hasta 850 USD/kW (para centrales situadas en refinerías quemando residuos de petróleo). La tecnología IGCC quizás sea también la opción cuando se requiera una alta remoción de SO2 (99% o más) y una baja emisión de NOx (debajo de 100 ppm). Costos de operación Debido al reciente desarrollo de la tecnología IGCC no existen valores confiables, aun para los costos de operación. La tecnología requiere madurar antes de ser considerada completamente comercial. La mayoría de las centrales IGCC construidas a la fecha se han visto beneficiadas por subsidios gubernamentales para la investigación y el desarrollo. Por lo que los resultados financieros no pueden ser interpretados como representativos de esta nueva tecnología. Sin embargo, debido al bajo costo de los combustibles utilizados por las centrales IGCC (carbón de bajo grado, residuos de petróleo), la industria tiene confianza que pronto el costo de la energía producida será competitivo.


4.3 CONCLUSIONES GENERALES SOBRE LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS De la revisión llevada a cabo de las nuevas tecnologías y de su aplicación potencial, se pueden realizar las siguientes conclusiones generales:

- Con el propósito de reducir la emisión de las centrales de carbón existentes se puede optar primeramente por las tecnologías de actualización descritas (limpieza de carbón, mejoramiento de la combustión, post combustión) ya que se han probado técnicamente y se encuentran disponibles en forma comercial.

- Las nuevas centrales de carbón deben utilizar las Tecnologías Avanzadas de

Utilización de Carbón que han alcanzado una aplicación comercial (Combustión Atmosférica de Lecho Fluidizado).

- La nueva tecnología IGCC puede ser aplicada en una central de carbón de

demostración utilizando los elementos mejor probados de este proceso. Sin embargo, la aplicación a residuos de refinería no debe buscarse aún, sino hasta que la tecnología haya sido completamente probada.


5. CARBÓN - COSTO DE GENERACIÓN TÉRMICA 5.1 ESTUDIO DE SITIOS POTENCIALES PARA PLANTAS DE CARBÓN Durante el estudio de la factibilidad de la planta de carbón, realizado por JICA (1987), fueron evaluados los dos sitios de Bahía de Las Minas e isla de Terlfer, ambos recomendados por las investigaciones de prefactibilidad, realizadas por el IRHE. En el estudio de prefactibilidad fueron considerados varios sitios en el Pacífico, que posteriormente fueron descartados debido a que: a) siempre se contempló que el carbón procedería de Colombia o del centro de los EE.UU., lo cual implica costos adicionales por el cruce del Canal de Panamá, b) las grandes fluctuaciones de mareas en el Pacífico (6.3 m) hacen más costosa la construcción de las instalaciones portuarias, y c) los sitios usados en el pasado para el recibo y almacenamiento de carbón utilizados por la Panama Canal Company en las proximidades de Balboas son muy pequeños y áreas muy pobladas. En el estudio de factibilidad, antes citado, JICA comparó e investigó la conveniencia de construir una planta de carbón de dos unidades de 75MW en los sitios de isla de Telfer y Bahía de Las Minas. El equipo de trabajo de JICA realizó investigaciones de campo en ambos sitios. La información necesaria para la evaluación integral de estos sitios fue colectada mediante visitas a las entidades relacionadas con el proyecto. Sitio de la isla de Telfer Al momento de la realización del estudio de JICA, este sitio estaba localizado en la denominada Zona del Canal de Panamá, bajo el control conjunto de La Comisión del Canal de Panamá. JICA fue instruida por el IRHE de la necesidad de negociar una licencia para obtener la autorización para el uso de este lugar, y que no había razón para negar la construcción de esa planta siempre y cuando esta no afectara la operación del Canal de Panamá y las condiciones ambientales de los alrededores a esta planta. Para ese entonces la empresa Orilla, S. A. tenía proyectada una planta para el desguace de barcos en el área adyacente a este sitio y se pensaba que la licencia le sería concedida próximamente. En aquella época el área de Telfer era de gran interés para el desarrollo de varios proyectos. El sitio de Telfer es una pequeña isla localizada en la Bahía de Limón en la entrada norte del Canal de Panamá, adyacente al borde norte del puerto de Cristóbal, situado al suroeste de la ciudad de Colón. El territorio del sitio de la planta fue originalmente, hasta el inicio de la construcción del canal, una isla con una cubierta espesa de manglares, la cual fue conectada al continente mediante un relleno con los materiales provenientes de las excavaciones para la construcción del canal. Posteriormente el sitio se ha estado usando para depósito de los materiales del dragado y para la cremación de basura. El área de la bahía frente al sitio de la planta es utilizada para fondeadero de barcos pequeños. Frente al sitio de la planta las aguas son poco profundas (-1.5 m) y la línea que delimita el dragado del Canal de Panamá pasa, casi paralela a unos 500 m de la línea costera donde está el sitio para la planta. El proyecto contemplaba la construcción de un muelle de descarga carbón en


el límite del área de dragado de la Bahía de Limón y su transporte al patio de almacenamiento mediante cintas transportadoras. El estudio de JICA concluyó en que el proyecto no obstaculizaría la operación del Canal de Panamá y no produciría impactos ambientales desfavorables al área circundante; y que además, era, en casi la mayoría de los criterios usados en la selección del sitio mejor que el de Bahía de Las Minas. Sitio de Bahía de Las Minas El sitio de Bahía de Las Minas está localizado en la margen derecha de la Bahía de Las Minas, frente al puerto del mismo nombre y a la refinería de petróleo de la Texaco. Esta es una bahía natural abrigada y no está expuesta a oleaje o marejada. Tampoco existen corrientes importantes que afecten al atraque de los barcos en el puerto. La marea media es de 0.9 pies y la marea viva media es de 1.2 pies. El sitio para el proyecto está localizado en una tierra de propiedad particular y presenta limitaciones ambientales (zona de manglares y corales), lo cual no era tenido en consideración durante la época en que JICA hizo el estudio. La mayor parte del terreno es pantanoso y se encuentra casi al nivel del mar. El área de mar frente al sitio es muy pequeña y además existe un muelle de la refinería de petróleo en el banco opuesto. Estas condiciones introducen restricciones en la localización de un mulle para la descarga de carbón, fondeadero de los barcos de carbón, como del tamaño y número de entradas de los barcos de carbón. El tamaño máximo de los barcos de carbón será de 30 000 dwt, considerando la profundidad del canal y el área del dársena. Muelle de carga seca de Bahía de las Minas Tal como se indicó anteriormente, frente al sitio de JICA para el proyecto está el puerto de Bahía de Las Minas, cuyo canal de entrada es de por los menos 40 pies de longitud. En el extremo más próximo al mar hay un lugar cuyo calado es de 63 a 65 pies. El lecho marino está constituido por arcilla marina suave (lama). El atracadero para tanqueros puede ser usado por barcos de hasta 240 m de longitud. Los tres muelles con que cuenta el puerto fueron construidos al mismo tiempo que la refinería, en 1962. Los tanqueros llegan a un muelle de cabeza en “T”, con vías de acceso de 140 m de longitud, perpendicular al mismo. Las barcazas atracan en un espigón de 70 m de longitud que sobresale en punto intermedio del muelle de acercamiento de los tanqueros. El muelle de carga seca es un terminal marginal de 90 m de longitud por 9 m de ancho. En su extremo norte cuenta con facilidades para embarque y desembarque por propulsión propia. Desde hace unos 20 años, el muelle de carga pasó al control de la autoridad Marítima de Panamá, que se encuentra, casi en desuso desde la construcción y/o reconstrucción en Bahía de Limón (desde mediados de la década de los 90) de las facilidades portuarias de: Manzanillo International Terminal (MIT), Colon Container Terminal (CCT) y Colon Port Terminal, S. A. (CPT), en adición al puerto de Cristóbal, que en un futuro próximo también será modernizado y ampliado.


Sitios en el litoral Pacífico Recientemente, una empresa generadora estuvo interesada en la construcción de una planta de carbón de 200 MW. Para tal fin consideraron varios sitios, tanto en el litoral Atlántico como el Pacífico. Asumimos que los sitios en el litoral Pacífico fueron descartados por las razones antes señaladas. Otros sitios en el litoral Atlántico En el litoral Atlántico, esa empresa generadora analizó, entre otros los sitios de: Zamba Bonita, en el lado oeste de la isla Payardi, donde se encuentra la refinería de petróleo. Aparentemente, el costo de adquisición del sitio los obligó a abandonar esta alternativa. Otro de los sitios considerados está localizado frente a unas islas, al noreste de la Bahía de Las Minas. Esta es una zona de corales, próximas a unos balnearios, que fue descartado por las interferencias que pudiesen surgir con las actividades del turismo. Se desconoce si el sitio de Telfer fue considerado por la generadora durante la selección de los sitios para la planta, al igual que la suerte corrida por el proyecto para instalar una planta para el desguace de barcos, cerca a este sitio y de los otros proyectos que en aquella ocasión se hablaba. Cabe destacar que el sitio de Telfer se encuentra muy cerca de la entrada norte del Canal de Panamá (de las esclusas de Gatún) y que las maniobras de barcos frente al sitio de la planta obstaculizan la operación del Canal de Panamá. El sitio que finalmente la generadora planeaba utilizar era el JICA en Bahía de Las Minas. También se desconocen las causas por las cuales esta generadora abandonó el proyecto de carbón. Recientemente se ha sabido que ENRON está planeando convertir las instalaciones de generación térmica en Bahía de Las Minas, 3 unidades de 40 MW, que utilizan bunker C como combustible, para quemar carbón. Estas tres unidades fueron rehabilitadas recientemente y se construiría una caldera. Para el desembarco de carbón usarían el muelle de carga seca del puerto de Bahía de Las Minas, que como se indicó anteriormente, está sin uso desde la rehabilitación y modernización de las facilidades portuarias de Bahía de Limón (Cristóbal, Manzanillo, etc.). Pareciera que no existen muchas alternativas para la construcción de una planta de carbón en el área de mayor demanda de electricidad (ciudades de Panamá y Colón) y que el proyecto de reconversión de ENRON, utilizando el puerto de Bahía de Las Minas, tiene ventajas importantes sobre los otros sitios.


5.2 COSTO DE INFRAESTRUCTURA PORTUARIA Un elemento de este estudio es identificar y evaluar los costos de infraestructura portuaria necesarios para la importación de carbón destinado a la generación de electricidad y sus posibles ubicaciones. Tal como se perfiló en la sección precedente, las opciones realistas de sitios para plantas térmicas son muy limitados. Parece que en ningún estudio previo, ya sea hecho para ETESA/IRHE o por compañías privadas de energía, se ha considerado seriamente la posibilidad de construir un puerto nuevo. Obviamente la cons trucción de un puerto en zona nueva supondría costos mucho más altos que aquellos que podrían estar incluidos en el costo global de una planta térmica pequeña o mediana. Es instructivo que los estudios para proyectos de Panamá a la fecha se han concentrado en los sitios existentes de Colón (esto es, Telfer y Bahía Las Minas.) Además, la planta térmica propuesta AES 780 MW en Honduras estará localizada en las instalaciones existentes de Puerto Cortés. Un plan para construir un nuevo puerto en Nicaragua – Puerto Cabezas - sería un proyecto con fase de largo plazo y dependería de otros usuarios para su viabilidad financiera. Con respecto a los costos, puede notarse que las facilidades portuarias, muy limitadas, que serían requeridas para el sitio Telfer (esencialmente solo un espigón) costarían al menos 50 USD/kW o USD13 millones, basado en el anterior diseño propuesto de JICA y estimado de costo, ajustado al tamaño y con escalada añadida. Esto es consistente con un estimado de USD10 millones de SNC-Lavalin para una limitada instalación portuaria para cargueros de 30 000 DWT (para carga de carbón, ceniza fina, etc.). Los costos de un puerto nuevo en una zona nueva no pueden ser estimados. Sin embargo, la experiencia y aplicación de está a las condiciones del fondo marino cerca de Colón sugieren que el costo de un puerto de uso único estaría en el rango de USD 45 millones a USD 60 millones, lo que corresponde a un rango de 180 USD/kW a 240 USD/kW para una central de 250 MW.


5.3 TAMAÑO Y COSTO DE LA PLANTA Tamaño propuesto de planta Las economías de generación térmica son muy dependientes del tamaño de las unidades. Los costos indicativos muestran más abajo de qué manera los costos unitarios de capital para la planta se reducen con el incremento del tamaño de la unidad de generación. En este contexto puede notarse que el costo fijo de la planta representa aproximadamente la mitad del costo total de generación para una planta de carga base de carbón. Tamaño de planta Costo indicativo No unidades x tamaño de unidad USD/kW 2 x 150 MW 1335 2 x 200 1270

2 x 250 1210 2 x 300 1180 2 x 500 1050 Estos costos deben ser considerados como relativos. Recientes estimados detallados (referencia 34 para plantas de 2 x 250 MW en América Central, a niveles de precio de 1999, se encuentran en el orden de 1370 a 1440 USD/kW. La selección del tamaño óptimo o apropiado de una planta en Panamá, para propósitos de estimación de costos de generación térmica de carbón, fue basada en: Número de unidades Área disponible en el sitio de planta propuesto de Telfer Tamaño máximo y apropiado de la unidad, basado en el Panamá SIN. Se asume que la planta comprendería 2 unidades. Mientras que una sola gran unidad sería marginalmente menos costosa, el tamaño total de la planta tendría que ser limitado para evitar afectar la confiabilidad del sistema. El sitio Telfer tiene una área de aproximadamente 600 000 m2 (referencia 25). Los requerimientos del área proyectada para una planta de 2 x 125 MW se encontrarían en el orden de:

Planta térmica - 2 unidades x 125 MW, edificios, playa de distribución, suministro de agua e instalaciones para tratamiento Área total 130 000 m2 Almacenamiento de carbón, asumiendo 6 semanas de almacenamiento 45 000 m2 Área de disposición de ceniza, asumiendo 25 años de vida 370 000 m2 Área total requerida 545 000 m2


En consecuencia, el sitio Telfer debe ser adecuado para una planta con un tamaño máximo en el orden de 2 x 125 MW. Una planta marginalmente más grande podría ser acomodada si se basa en una disposición de solo una unidad. En el 2000 el sistema interconectado de Panamá tuvo una demanda total en el orden de 800 MW. Se espera que la demanda total crezca a alrededor de 1050 MW en el 2005. La determinación del impacto del tamaño de unidad en la fiabilidad global de sistema se encuentra más allá del alcance de este estudio, no obstante, se pueden considerar dos puntos de referencia. Convencionalmente, se puede esperar que limitando el tamaño de la unidad más grande a 10% de la demanda del sistema, la confiabilidad global no será afectada. Este criterio del 10% ha mostrado en muchos casos ser razonable cuando se compara con los resultados de estudios probabilidad de pérdida de carga (loss of load probability - LOLP). Este criterio sugiere que un tamaño máximo de unidad del orden de 100-125 MW es apropiado. Actualmente, se tiene entendido que los inversionistas privados de energía están considerando una planta de ciclo combinado 250 MW. Esto consistiría de dos unidades de turbina a gas y una unidad a vapor. Como una aproximación, para propósitos de confiabilidad, la planta puede ser considerada como equivalente a dos unidades de 125 MW. Estudios recientes de planificación indicativa realizados por ETESA están considerando este tamaño de planta de ciclo combinado. Sobre esta base y con el propósito de establecer costos probables de generación térmica con carbón, se ha asumido un "teórico" de 2 x 125 MW en el sitio Telfer. Descripción del proyecto El arreglo y distribución propuesto de planta se asumen similares a aquellos propuestos para la planta de 2 x 75 MW en el mismo sitio. Ubicación: El sitio en la Isla Telfer está frente a la Bahía Limón que se encuentra a la entrada del Canal de Panamá en el Mar Caribeño. El sitio es adyacente al puerto Cristóbal y está a 3 km del centro de la ciudad de Colón. Área del sitio: Se tiene entendido que el área disponible en el sitio Telfer tiene un poco más de 600 000 m2. Tal como se señalara anteriormente, los requerimientos proyectados de área para una planta de 2 x 125 MW estarían en el orden de 550 000 m2. En consecuencia, no habría mayor espacio para adiciones a la planta o para áreas verdes en los alrededores. Instalaciones para el manejo del carbón: El esquema original prevé un embarcadero para descarga de carbón a ser construido en el límite de línea de dragado en el puerto Cristóbal, el cual estaría por lo tanto a casi a 500 m de la costa. Se asumió que se utilizarían cargueros de clase 10 000 DWT. El tamaño del barco estaba limitado por la capacidad del puerto colombiano, Puerto Bolívar, desde donde se embarcaría el carbón extraído de la mina Cerrejón. En la actualidad, se están utilizando barcos de 25 000 ton


en Puerto Bolívar, y se asume que se utilizarían barcos de 20 000 a 25 000 ton para suministro en el sitio Tefler. Se requeriría un nuevo embarcadero. Este sería un espigón sobre pilotes, de alrededor de 250 m de largo. El embarcadero para almacenamiento de carbón será dimensionado para un volumen equivalente a alrededor de 6 semanas de consumo, o aproximadamente 100 000 toneladas, basado en operación a un factor de planta de 70% y requeriría un área de 45 000 m2. Las instalaciones para descarga serían proporcionadas sobre el espigón y el carbón sería movilizado al embarcadero de almacenamiento por medio de cintas transportadoras y por transportador del embarcadero de almacenamiento a la planta. Manejo de la ceniza: El área requerida para el almacenamiento de 25 años de ceniza sería aproximadamente 370 000 m2, asumiendo un factor de planta de 70%. Esto no toma en consideración el posible uso de ceniza en la producción de cemento, lo cual podría reducir los requerimientos de área. Transmisión: El estudio previo asumió que una línea de doble circuito, 230 kV, 70 km de longitud, entregaría energía desde la estación a la subestación Panamá 2. No se ha realizado ninguna evaluación respecto a sí esto sería adecuado para una planta de 250 MW. Planta generadora: La planta consistiría de turbinas a vapor, 2 x 125 MW, caldera externa, carbonera y pulverizador en el área de la carbonera, y sala de control, edificio de administración, playa de distribución, suministro de agua e instalaciones para tratamiento, y facilidades conexas, que tomarían un área global de 130 000 m2. Requerimientos sobre el medio ambiente y controles de emisiones: Los costos para el sistema de control de emisiones reflejan los requerimientos del Banco Mundial respecto a polvo, NOx y SOx. El estudio previo propuso valores en uso entonces en Japón, que corresponden aproximadamente a los valores actuales del Banco Mundial. El tratamiento de agua y la ubicación de la descarga para agua de condensador también refleja aproximadamente los estándares actuales sobre el medio ambiente. Estimado del costo de capital de la planta El objetivo de esta parte del estudio es determinar un costo de construcción unitario representativo correspondiente a una estación de 2 x 125 MW en Telfer. Las alternativas son la escalada y ajuste del estimado del costo del estudio previo de JICA a fin de usar datos estadísticos para plantas a carbón.


La ventaja de usar el estimado de JICA como una base, es que todos los aspectos específicos del sitio han sido identificados y descritos. No obstante, surgen aproximaciones a partir del ajuste del tamaño de la planta y de la aplicación de los ajustes por inflación. La dificultad en el uso de datos estadísticos es que usualmente no se define la base para estos estimados. Las áreas donde hay incertidumbre incluirían la adquisición de terreno (que podría ser de hasta 100 USD/kW), distancia de transmisión, preparación del sitio, e instalaciones para descarga del carbón. El estudio reciente - referencia 34 - comparó tres sitios en Centroamérica, y mostró que las variaciones en el costo de la compra de terreno podrían ser equivalentes a 50 USD/kW, las instalaciones para manejo de carbón típicamente cuestan 170 USD/kW, y la transmisión asociada con la planta podría variar alrededor de 50 USD/kW. Un tercer aspecto es que hay pocos datos disponibles para unidades de tamaño pequeño, tales como las aquí consideradas. Se han obtenido valores comparativos como se indica a continuación: A. El estimado de JICA fue escalado al 2001 usando los índices del Bureau of Reclamation

(referencia 35), con ajuste por tamaño, para costo unitario reducido de unidades mayores, y para el mejoramiento de equipo de control ambiental.

B. Ajustar un estimado detallado (referencia 36) para una planta de 2 x 250 MW para el

tamaño pequeño de la planta y para conjuntos turbina-generador pequeños con mayor costo, para la adición de depuradores (desulfuración seca o húmeda de gas de combustión), y para las facilidades de embarcadero.

C. Ajustar los costos estadísticos de plantas térmicas a carbón, actualmente usadas por

CEAC, para incluir costos indirectos (tales como ingeniería, administración e imprevistos, total 20% del costo directo de construcción), y para escalada y facilidades de embarcadero, pero para excluir los costos del terreno.

D. Ajustar estimados para plantas 2 x 250 MW en Centroamérica, referencia 34, para

escalada. Los costos del terreno no fueron incluidos. El costo de los depuradores fue adoptado en 200 USD/kW (véase Sección 4), y el costo de facilidades del muelle en Telfer se estima en 50 USD/kW. El incremento en costos unitarios para las unidades 125 MW más pequeñas ha sido basado en relaciones estadísticas entre costos unitarios para un rango de tamaños de unidades. Se asume que los costos para las unidades de 125 MW son 5% más altos que aquellos para las unidades de 150 MW y 10% más altos que para las unidades de 250 MW. El incremento en costos unitarios para las unidades 125 MW (más pequeñas, pues) ha sido basado en relaciones estadísticas entre costos unitarios para un rango de tamaños de unidades. Se


adopta que los costos para las unidades de 125 MW son 5% más altos que aquellos para las unidades de 150 MW, y 10% más altos que para las unidades de 250 MW. Asimismo, es de señalarse que una central térmica a carbón de aproximadamente 2 x 150 MW fue construida en Chile como parte de un complejo de central térmica minera, a un costo informado de 1300 USD/kW. La base para este costo y asignación de costos para las instalaciones comunes entre la central y la mina no han sido determinadas. Además, debe notarse que el costo de la central minera no incluiría instalaciones portuarias, y los estándares de control de emisiones pueden no ser necesariamente los mismos que en Panamá. En el cuadro 5.1 se muestra el costo estimado de la central de 2 x 125 MW, que corresponde al escenario A anteriormente presentado. Los costos están basados en el estimado original de JICA para la central de 2 x 75 MW en el sitio , con los siguientes ajustes:

- Costos inflacionados en concordancia del los índices de costos de construcción del US Bureau of Reclamation - referencia 35.

- Costos unitarios reducidos en 10% para reflejar los mayores tamaños de unidades

- Cantidades incrementadas por una proporción al tamaño, para reflejar el tamaño de

central de 2 x 125 MW, comparado con el estimado original de 2 x 75 MW

- Se añadió un 150 USD/kW para proporcionar una calidad de aire mejorada. El costo resultantes corresponde a un costo unitario de 1576 USD/kW, sin IDC (interés durante construcción). Los costos indicativos a partir de estos cálculos son como sigue a continuación: Base para Estimación Tamaño y costo

original USD/kW

Con inflación, ajustes de tamaño + extras USD/kW 2 x 125 MW

A. JICA 2 X 75 MW 1080 1576 B. SNC-LAVALIN 250 MW 1168 1589 C. CEAC/SNCL 150 MW 1260 1485 D. CEAC/INE 250 MW 1383 1608 Sobre la base de la comparación anterior, el costo unitario de una planta de 2 x 125 MW, fue adoptado en 1570 USD/kW.


CUADRO 5.1: ESTIMADO DE COSTO: CENTRAL DE CARBÓN 2 X 125 MW

COSTOS DIRECTOS COSTO TOTAL USD MILLONES CENTRAL

1 EQUIPO ELÉCTRICO Y MECÁNICO Caldera y accesorios 67.98 Turbina / generador y accesorios 97.68 Manejo de carbón y ceniza 22.17 Depuradores 30.24 Protección 8.99 Equipos misceláneos 4.39 S/T 231.45 2 OBRAS CIVILES 0.00 Reclamación de terreno 0.49 Dique 8.95 Toma y salida de agua 10.50 Fundaciones 11.21 Trabajos misceláneos 2.63 S/T 33.78 3 EDIFICIOS / ARQUITECTÓNICO Casa de máquinas 14.37 Chimenea 3.54 Oficina de administración y otros 6.29 S/T 24.20

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIÓN Línea de transmisión 22.78 Subestación y otros 5.46 S/T 28.24 TOTAL - COSTOS DIRECTOS 317.67 COSTOS INDIRECTOS Imprevistos 0.08 25.41 Administración (owners costs) 0.06 19.06 Ingeniería (diseño y supervisión) 0.1 31.77 TOTAL - COSTOS INDIRECTOS 76.24 COSTO TOTAL SIN IDC USD MILLONES 393.91 COSTO UNITARIO USD/ kW 1576


5.4 COSTO DE GENERACIÓN TÉRMICA - CARBÓN El costo estimado de generación de energía térmica es presentado bajo tres temas. La sección 4 proporciona una comparación de nuevas tecnologías, con especial énfasis en la mitigación de los impactos sobre el medio ambiente. También se muestran los costos indicativos para plantas con nuevas tecnologías y para sistemas alternativos para control de emisiones. Esta subsección brinda un estimado de los costos de generación térmica con carbón basado en el tamaño de la planta y costo definidos en la subsección anterior. La sección 5.5 proporciona una comparación de los costos de generación para diferentes tipos de plantas térmicas, incluyendo diesel, turbinas a gas de ciclo combinado, y centrales eléctricas a vapor con gas y carbón, de varios tamaños. En el cuadro 5.2 se muestra el cálculo de costos de generación, y se basa en los siguientes parámetros: Tamaño y costo de capital: Tamaño de planta 2 x 125 MW a carbón Costo de capital, excluyendo IDC 1570 USD/kW Período de construcción 3 años Costo total de capital con IDC al 12 % p.a. 1876 USD/kW ó USD 469 millones Costos fijos anuales: Vida de servicio 20 años Amortización de costo de capital a 12% p.a. 251 USD/kW O y M fijos (fuente ETESA) 70 USD/kW/año Costo fijo anual total 321 USD/kW Costos variables anuales: Costo de combustible CIF Telfer 25, 30, 35 USD/ton Costos de descarga y misc. 3 USD/ton Valor calorífico de combustible 6600 kcal/kg ó 11 900 BTU/lb Coeficiente calorífico de planta (neto) 10 200 BTU/kWh Costos de combustible 1.07, 1.26, 1.45 USD/kWh O y M variables 4.50 USD/MWh Bases para parámetros seleccionados: El período de construcción y gastos anuales en porcentaje se basaron en el estudio previo de JICA. La tasa de interés utilizada para calcular el interés durante la construcción y tasas anuales de amortización se seleccionó en 12% p.a., que es la tasa utilizada por ETESA en su plan de expansión del sistema emitido en febrero del 2001, y que se basó en una recomendación del BID.


CUADRO 5.2 COSTO DE GENERACIÓN CON CARBÓN TASA DE INTERÉS 12% p.a. PRECIO DE CARBÓN CIF PUERTO USD/TON 25 30 35PRECIO DE CARBÓN EN LA PUERTA DE LA PLANTA USD/TON 28 33 38TAMAÑO DE LA UNIDAD MW 125 125 125UNIDADES 2 2 2COSTOS TOTALES UNITARIOS SIN IDC 1570 1570 1570 IDC AÑOS FACTOR % COSTO DE CAPITAL AÑO 1 3.5 1.49 0.00 0.00 0.00% COSTO DE CAPITAL AÑO 2 2.5 1.33 0.28 0.28 0.28% COSTO DE CAPITAL AÑO 3 1.5 1.19 0.48 0.48 0.48% COSTO DE CAPITAL AÑO 4 0.5 1.06 0.24 0.24 0.24TOTAL 1.00 1.00 1.00COSTO UNITARIO CON IDC 1876 1876 1876DISPONIBILIDAD 1.00 1.00 1.00COSTO AJUSTADO USD/KW 1876 1876 1876 AÑOS DE VIDA 20.00 20.00 20.00 COSTO FIJO ANUAL USD/kW 251.10 251.10 251.10 O y M FIJO 70.00 70.00 70.00 TOTAL COSTOS FIJOS USD/kW 321.10 321.10 321.10 COSTOS VARIABLES USD/MWh COSTO DE COMBUSTIBLE USD/MBTU 1.07 1.26 1.45RENDIMIENTO TÉRMICO DE LA CENTRAL BTU/kWh 10200 10200 10200COSTO DE COMBUSTIBLE USD/MWh 10.90 12.85 14.80O y M VARIABLE USD/MWh 4.50 4.50 4.50TOTAL COSTOS VARIABLES USD/MWh 15.40 17.35 19.30

% F.P. HORAS TOTAL COSTO UNITARIO DE

GENERACIÓN USD/MWh

50 4380 89 91 9360 5256 76 78 8070 6132 68 70 7280 7008 61 63 65


La vida de servicio utilizada para calcular los montos de amortización fue seleccionada en 20 años, basada en los criterios utilizados por CEAC y grupos de planificación regional. Convencionalmente se han utilizado vidas de servicio de 25 y 30 años para centrales similares. Las tasas de operación y mantenimiento, tanto fijas como variables, fueron tomadas del plan de expansión de ETESA. Sus tasas fueron aplicadas para unidades térmicas a carbón de 250 MW. Convencionalmente, las tasas de OyM para unidades más pequeñas serían mayores, sin embargo, este ajuste no ha sido realizado. No se ha incluido ningún margen para reemplazo interino (reemplazo en el período para grandes equipos), debido a la relativamente corta vida de servicio asumida de la central. Además, no se ha hecho ningún margen para seguridad. Los márgenes anuales típicos para reemplazo interino y seguridad son 0.25 % del costo de capital para cada ítem. Para el sitio Telfer 2 x 125 MW, el costo anual de ambos rubros estaría en el orden de 8 USD/kW. El rango de costo de combustible es de 25 a 35 USD/ton tal como se especifica en la sección 3.2.4. Estos costos son CIF Telfer, y se debe añadir un margen para costos misceláneos, descarga y pérdidas. Este costo adicional se asume en 3 USD/ton. La tasa calorífica del combustible, de 6600 kcal/kg ó 11 900 BTU/lb, es tomada del estudio previo de JICA para carbón a ser suministrado desde la mina Cerrajón en Colombia. Tal como se señaló anteriormente, una tasa calorífica típica para carbón colombiano es 12 000 BTU/kWh. La tasa calorífica de planta se ha asumido en 10 200 BTU/kWh (equivalente a 10 800 kJ/kWh). Esta es la tasa utilizada por ETESA en su plan de expansión. Se asume que esta tasa toma en consideración los requerimientos de energía del servicio de estación de la planta, y de esta manera es una tasa calorífica para el producto neto de la central. Para una central térmica a carbón, los requerimientos típicos de servicio de estación se encuentran en el orden de 7 a 9 %. Para centrales térmicas de carbón, los requerimientos de estación de servicio son mayores y esto incluye todos los sistemas de transporte de ceniza y carbón y la pulverización del carbón. Costos de generación: Los costos resultantes de generación se resumen a continuación: Costos unitarios de generación USD/kWh Precio Combustible CIF Telfer USD/ton

25 30 35

Costo combustible USD/MBTU

1.07 1.26 1.45

Costo combustible USD/kWh

10.90 12.85 14.80

Factor de planta %

50 89 91 93 60 76 78 80 70 68 70 72 80 61 63 65


5.5 COMPETITIVIDAD DE LA GENERACIÓN CON CARBÓN 5.5.1 Introducción A continuación se presenta una evaluación de la competitividad de la generación eléctrica con base a carbón en Panamá con relación a otras tecnologías. La planta a carbón en Pana má se asume como una con dos unidades de 125 MW, un costo unitario de inversión de 1570 USD/kW y costo variable de operación y mantenimiento de 14 USD/MWh. Para esta planta fueron analizados 3 escenarios de precios de carbón, de acuerdo a lo recomendado en la sección 3.2.4 de este informe, es decir 25, 30 y 35 USD/tm. 5.5.2 Análisis En el cuadro 5.3 se presentan los costos fijos y variables para el año 2001, correspondientes a diferentes tecnologías de generación. Los datos corresponden a los usados en los análisis que realiza el grupo de planificación indicativa regional (GTPIR) del CEAC y han sido validados por el consultor. Se incluyen turbinas de gas, ciclos combinados incluyendo el proyecto a GNL El Faro en Honduras, motores de mediana velocidad de 20MW (MMV) y plantas de carbón El cuadro 5.4 muestra los valores de costo nivelado en USD/MWh para cada tipo de tecnología. La figura 14 muestra las curvas de costo nivelado para plantas de tipo MMV de 20MW, ciclo combinado diesel de 250 MW, ciclo combinado a gas natural (precio medio = 3.5 USD /Mbtu), el proyecto el Faro de GNL (780 MW) y la planta de carbón 2 x 125 MW (precio medio = 30 USD/tm). Del gráfico anterior se observa que para factores de carga base (>60%) las plantas que operan con Diesel o Búnker (MMV y CCDS) no son competitivas con los ciclos combinados a GNL o plantas de carbón. En la figura 15 se muestra un detalle de los costos nivelados para factores de planta mayores al 40%. Aquí se presentan los ciclos combinados a GNL para tres escenarios de precio del combustible (alto = 4.0 USD/Mbtu, medio = 3.5 USD/Mbtu, bajo = 3.0 USD/Mbtu), la planta de carbón en Panamá con tres escenarios de precio de combustible (alto = 35 USD/tm, medio = 30 USD/tm, bajo = 25 USD/tm) y el proyecto El Faro con precios de GNL medios. Se observa que la tecnología de carbón es competitiva en los casos en que se combine un precio bajo del carbón (25 USD/tm) con un precio alto del GNL (4.0 USD/Mbtu)

Cuadro 5.3. Costos típicos de plantas térmicas


Cuadro 5.4. Costos nivelados para las diferentes tecnologías

Capacidad Combustible Vida Util UnitarioTipo de Planta MW años $/kW MUS$ MUS$/año O&M&A Combustible Total

MMV20 20 Diesel 20 1080 22 2.89 13.5 38.4 51.90CCDS 250 Diesel 20 720 180 24.10 6.0 45.5 51.46

CCGN(a) 250 GNL 20 975 244 32.63 5.0 30.9 35.91CCGN(m) 250 GNL 20 975 244 32.63 5.0 27.0 32.05CCGN(b) 250 GNL 20 975 244 32.63 5.0 23.2 28.18

CCGNL ELFARO 780 GNL 20 891 695 93.09 4.0 19.3 23.33CB500IIE 500 Carbón 20 1458 729 97.59 5.53 11.87 17.39

CB(a) 250 Carbón 20 1570 392 52.53 14.0 13.8 27.85CB(m) 250 Carbón 20 1570 392 52.53 14.0 11.9 25.87CB(b) 250 Carbón 20 1570 392 52.53 14.0 9.9 23.89

$/MWhTipo Planta 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%MMV20 216.96 134.43 106.92 93.16 84.91 79.41 75.48 72.53 70.24 68.41CCDS 161.50 106.48 88.14 78.97 73.47 69.80 67.18 65.21 63.69 62.46CCGN(a) 184.92 110.42 85.58 73.16 65.71 60.75 57.20 54.54 52.47 50.81CCGN(m) 181.05 106.55 81.72 69.30 61.85 56.88 53.33 50.67 48.60 46.95CCGN(b) 177.19 102.69 77.85 65.44 57.99 53.02 49.47 46.81 44.74 43.08CCGNL ELFARO 159.57 91.45 68.74 57.39 50.58 46.04 42.79 40.36 38.47 36.95CB500IIE 240.20 128.80 91.66 73.10 61.96 54.53 49.22 45.25 42.15 39.68CB(a) 267.73 147.79 107.81 87.82 75.82 67.83 62.11 57.83 54.50 51.83CB(m) 265.75 145.81 105.83 85.84 73.84 65.85 60.14 55.85 52.52 49.86CB(b) 263.77 143.83 103.85 83.86 71.87 63.87 58.16 53.88 50.54 47.88

Costos Variables US$/MWhTotal

Costo Inversión


Figura 14. Curvas de costo nivelado- todas las tecnologías

Competividad Carbón (1)

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Factor de Planta

2001

US

$/M

Wh

MMV20 CCDS CCGN(m) CCGNL ELFARO CB(m)


Figura 15. Curvas de costo nivelado - factores de planta > 40%

Competividad Carbón (2)

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Factor de Planta

2001

US

$/M

Wh

CCGN(a) CCGN(m) CCGN(b) CCGNL ELFARO CB(a) CB(m) CB(b)


6. REFERENCIAS

1. “Estudio Básico Sobre la Utilización del Gas Natural de Colombia para la Generación Eléctrica en Panamá”, Estudios Energéticos Ltda. Bogotá, Agosto, 1997, para IRHE.

2. “Resolución Sobre la Exportación de Gas Natural a Panamá”, Comisión Reguladora de Energía y Gas de Colombia (CREG)

3. Estudio de Suministro de Gas Natural Desde Venezuela y Colombia, Proyecto OLADE/CEPAL/GTZ, Avances; una presentación en MS Power Point muy preliminar, sin fecha, recibida de CEPAL, México, 17 de julio del 2001.

4. Natural Gas, Energy Information Administration (USA), International Energy Outlook 2001.

5. “Gasoducto Regional México-Istmo Centroamericano – Resumen del estudio de prefactibilidad”, CEPAL, México, 29 de enero de 1998.

6. Trinidad and Tobago gas processing plant expansion starts up”, Oil and Gas Journal, vol. 97, 26 de abril de 1999.

7. “Venezuela LNG Project Moves Forward”, Oil and Gas Journal, 16 de mayo del 2000

8. “Drive to lower transportation costs key for many gas projects”, Amos Avidan, Oil and Gas Journal, vol. 98, edición 20, 15 de mayo del 2000

9. “Venezuela’s Gas Industry Poised for Long Term Growth”, Oil and Gas Journal, vol. 93, 19 de junio de 1995

10. “Natural Gas – Private Sector Participation and Market Development “, World Bank, 1999

11. “Liquefied Natural Gas (LNG) Fact Sheet (world LNG Markets)”, US Energy Information Administration, 1998

12. “LNG’s Evolution Technology, commercial developments”, Robert Ryan, Colin Bowkley, Peter Baruch, Oil and Gas Journal, 16 de julio del 2001

13. “A guide to the LNG world”, Oil and Gas Journal, 16 de julio del 2001.

14. “Events drive up oil tanker rates; LNG tankers move into new role”, Oil and Gas Journal, 18 de diciembre del 2000.

15. “LNG imports needed to meet growing US gas supply deficit”, Oil and Gas Journal, 2 de octubre del 2000

16. “LNG UPDATE: LNG trade growth to drive vessel demand, set trading patterns”, Oil and Gas Journal, 21 de agosto del 2000.

17. “LNG projects’ cost, competition analyzed in new study”, Oil and Gas Journal, vol. 97 edición 51, 20 de diciembre de 1999.

18. “Resurgent LNG rides wave of new projects”, Amos Avidan, Oil and Gas Journal, vol. 97 edición 50, 13 de diciembre de 1999.


19. “COSELLE CNG: Economics and Opportunities, A New Way To Ship Natural Gas By Sea”, David G. Stenning y James A. Cran, GASTECH 2000, Houston Texas, USA, noviembre del 2000.

20. “The Coselle CNG Carrier -The shipment of gas by sea in compressed form” World Petroleum Congress Calgary, 15 de junio del 2000, Forum 23: David Stenning, James Cran

21. Ley No. 8 (De 16 de junio de 1987) “Por la cual se regulan las actividades relacionadas con los hidrocarburos”.

22. Anteproyecto de Ley - Marco Regulatorio de la Industria de Gas

23. “Natural Gas - Private Sector Participation and Market Development”, The World Bank Group, 1999

24. Escenarios de Gas Natural, Anexo 7, Plan de Expansión de Referencia 2000, UPME, Colombia

25. Feasibility study for a 2 X 75 MW Coal Fired Station at Las Minas, JICA, 1987

26. Clean Coal Technologies for Developing Countries”, Tavoulareas, E. Stratos, and J.P. Charpentier. World Bank Technical Paper 286, 1995

27. Coal Information 2000, International Energy Agency, 2000

28. Statistical Review of World Energy – Coal, BP Amoco, 2000

29. International Coal Information, US Energy Information Administration (EIA), 2000

30. Global Commodity Markets - Market Reviews on: Energy - Coal, Natural Gas, and Petroleum, World Bank Latest Edition.

31. Coal - Power for Progress - Fourth Edition, march 2000, World Coal Institute

32. International Coal Trade, The Evolution of a Global Market 1/98 EIA

33. U.S. Coal, Domestic and International Issues, march 2001, Richard F. Bonskowski, EIA

34. Estudio de nueva capacidad de generación eléctrica a base de combustibles fósiles para el

sistema eléctrico centroamericano

35. US Bureau of Reclamation - construction cost trends - 2001-10-12

36. Andhra Pradesh Infrastructure Project – India – Cost estimate for 2 x 250 MW coal fired thermal plant, SNC-Lavalin – May 2000

T:\proj\014519\7000\212\informe final\vers_pdf\Info2_pdf.doc A-1 2001-12-03

ANEXO A FUTUROS DE CARBÓN DE APALACHES CENTRALES Unidad de Transacción Futuros: 1 550 toneladas de carbón. Horas de Transacción 10:30 A.M. a 2:30 P.M., hora de New York. Meses de Transacción 24 a 26 meses consecutivos con base en un plan trimestral. Cuando los contratos expiran, el mes 26avo avanzará hasta convertirse en el mes 23avo. En este punto, se añadirán los nuevos contratos de los meses 24avo, 25avo y 26avo. Cotizaciones de Precios Futuros: Dólares y centavos americanos por tonelada. Fluctuación Mínima de Precios Futuros: USD 0.01 por ton. (USD 15.50 por contrato). Fluctuación Máxima de Precios Futuros: USD 12.00 por ton (USD 18 600 por contrato) para todos los meses. Si algún contrato es negociado, licitado u ofrecido en el límite de cinco minutos, la negociación es suspendida por 10 minutos. Cuando la negociación se reanuda, hay límites expandidos que permiten al precio fluctuar alrededor de USD 24.00 en cualquier dirección del precio establecido el día anterior. No hay límites de precio en ningún mes durante los últimos tres días de negociación en el mes spot. Último Día de Negociaciones Futuros: La negociación concluye en el cuarto días antes el último día de negocios (on the fourth to last business day) del mes anterior al mes de entrega. Unidad Contractual de Entrega El vendedor entregará 1 550 toneladas de carbón por contrato. Se permite una tolerancia de carga de 60 toneladas ó 2%, lo que sea mayor, sobre el número total de contratos entregados. Ubicación del Entrega La entrega será hecha F.O.B. barcaza del comprador en las instalaciones de entrega del vendedor en el río Ohio entre Poste Miliar 306 y 317, o en el río Big Sandy, con todos los derechos de aduana, derechos, impuestos, tasas y otras cargas impuestas antes de la entrega pagados por el vendedor. Habrá un descuento de USD 0.10 por tonelada debajo del precio final establecido para cualquier entrega en una terminal del río Big Sandy. Contenido de Calor Mínimo de 12 000 BTU’s por libra, valor bruto calorífico, con una tolerancia de análisis bajo 250 BTU’s por libra .


Contenido de Ceniza Máximo de 13.50% por peso sin tolerancia de análisis. Contenido de Azufre Máximo de 1.00%, con tolerancia de análisis de 0.050% por encima. Contenido de Humedad Máximo de 10.00%, sin tolerancia de análisis. Material Volátil Mínimo de 30.00%, sin tolerancia de análisis. Dureza/Molibilidad Mínimo Índice Hardgrove 41 con tres puntos de tolerancia de análisis por debajo. La dureza mide cuán difícil es pulverizar carbón para inyección en la flama del caldero. Tamaño Tamaño tope de tres pulgadas, nominal, con un máximo de 55% pasando tamiz de alambre de un-cuarto-pulgada-cuadrada o más pequeño, a ser determinado sobre la base del principal cortador del sistema de muestreo mecánico. Bolsa de Futuros para, o en Conexión con, Físicos (Exchange of Futures for, or in Connection with, Physicals - EFP) El comprador o vendedor puede intercambiar una posición de futuros por una posición física de igual cantidad/calidad remitiendo un aviso a la Bolsa. EFPs pueden ser utilizadas tanto para iniciar como para liquidar una posición de futuros. El límite de EFP es 10 A.M. (hora de Nueva York) en el primer día de negocios siguiendo la terminación de la negociación. Límites de Contratos 5000 contratos para todos los meses combinados, pero sin exceder 3500 en ningún mes ó 200 en los últimos tres días de negociación en el mes spot. Símbolo de Transacción Futuros: QL


ANEXO B - CALCÚLO DEL COSTO DE GAS - MODELO DE FLUJO DE CAJA DE TARIFA

CARTAGENA - COLON Gas Pipeline Tariff Calculation Model HIGH TARIFF CASE

1 Length , miles 3852 Pipe Diameter, inches 203 Investment per dia"/mile 500004 Investment 385 million5 dcf ret 15.0%6 life 20 years7 Capital Cost allowance 10 yr write off8 O&M costs 7.7 mm/yr 2.0% of Investment9 throughput 1st yr 50 mmcfd

10 Throughput growth 15.0% /yr 1st 5 years11 Throughput growth 3.0% /yr remaining 15 years12 Corp tax 40.0%13 Tariff 2.81 /mcf14 YEAR 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1415 Throughput, mmcfd 50 58 66 76 87 101 104 107 110 113 117 120 124 12716 Throughput, bcf/yr 18.3 21.0 24.1 27.8 31.9 36.7 37.8 38.9 40.1 41.3 42.6 43.8 45.1 46.517 Investment, millions -385 -1018 Capital Cost Allowance 38.5 38.5 38.5 38.5 38.5 38.5 38.5 38.5 38.5 38.519 O&M costs 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.720 Corp Tax 2 5 9 13 17 23 24 25 27 28 45 46 48 4921 Gross revenue 51 59 68 78 90 103 106 109 113 116 120 123 127 13122 Net cash flow -385 42 46 51 58 65 63 75 76 78 80 67 69 71 7423 0.0 k2425 O&M costs 0.1526 Capital 2.6627 TOTAL 2.8128

CARTAGENA - COLON Gas Pipeline Tariff Calculation Model LOW TARIFF CASE

1 Length , miles 3852 Pipe Diameter, inches 203 Investment per dia"/mile 500004 Investment 385 million5 dcf ret 12.0%6 life 20 years7 Capital Cost allowance NA8 O&M costs 5.8 mm/yr 1.5% of Investment9 throughput 1st yr 75 mmcfd

10 Throughput growth 15.0% /yr 1st 5 years11 Throughput growth 3.0% /yr remaining 15 years12 Corp tax 0.0%13 Tariff 1.15 /mcf14 YEAR 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1415 Throughput, mmcfd 75 86 99 114 131 151 155 160 165 170 175 180 186 19116 Throughput, bcf/yr 27.4 31.5 36.2 41.6 47.9 55.1 56.7 58.4 60.2 62.0 63.8 65.7 67.7 69.717 Investment, millions -385 -1018 Capital Cost Allowance19 O&M costs 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.820 Corp Tax 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 021 Gross revenue 31 36 42 48 55 63 65 67 69 71 73 75 78 8022 Net cash flow -385 26 30 36 42 49 47 59 61 63 65 68 70 72 7423 0.0 k24

repÚblica de panamÁ ministerio de ... - … · ambiental, para las importaciones de gas natural,...

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