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GENERACION EN COSTA RICA
ESTADO ACTUAL, PLANES FUTUROS Y
LICITACIONES
20TH ANNUAL
CENTRAL AMERICAN ENERGY CONFERENCE
Junio 2017, Ciudad Panamá
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD
Generador
privado
Generador
privado Generador
ICE
Agencia
Compradora
Cliente
Alta
Tensión
Distribuc. Distribuc. Distribuc.
Operador
Sistema
G
G
Agentes
Regionales
EOR
Operador
Regional
ESQUEMA DEL SISTEMA ELECTRICO COSTA RICA
CRIE
Comisión
Regional de
Interconexión
Eléctrica
MERCADO REGIONAL
MINAE
Política energética
Política ambiental
ARESEP
Calidad
Precio
DEMANDA DE ENERGIA TOTAL EN COSTA RICA
Balance Energético Nacional año 2015
63%
21%
9%7%
Consumo final por fuente
Fósiles Electricidad
Otra biomasa Leña
50%
24%
13%
10%2% 1%
Consumo final por sector
Transporte IndustriaResidencial Comercial y ServAgropecuario Otros
0
20
40
60
80
100
Tra
nsport
e
Industr
ia
Resid
encia
l
Co
merc
ial y
Se
rv
Agro
pecuario
Otr
os
TJ X
10
3
Consumo total de energía por sector y fuente
Fósiles Otra biomasa
Electricidad Leña
CARACTERISTICAS DEL MERCADO
ELECTRICO DE COSTA RICA
MATRIZ ELECTRICA COSTA RICA
Hidroeléctri67%
Geotérmica6%
Eólica9%
Biomasa1%
Solar0%
Térmica17%
CAPACIDAD INSTALADA, 2016
Capacidad instalada: 3467 MW
Hidroeléctri74%
Geotérmica12%
Eólica11%
Biomasa1%
Solar0% Térmica
2%
GENERACION POR FUENTE, 2016
Generación anual: 10 782 GWh
PLANTAS DE GENERACION
FUENTES DE GENERACION PARA
ATENDER LA DEMANDA
0%
20%
40%
60%
80%
100%
198
2
198
3
198
4
198
5
1986
1987
198
8
198
9
199
0
199
1
199
2
199
3
199
4
199
5
199
6
199
7
199
8
199
9
200
0
200
1
200
2
200
3
200
4
200
5
2006
200
7
200
8
200
9
201
0
201
1
201
2
201
3
201
4
201
5
201
6
Generación Histórica por Fuente1982 - 2016
Hidro Geot Eólic Biom Térm
CONSUMO DE DERIVADOS DE PETROLEO
- COSTA RICA -
Fuente: Balance Energético 2015, DSE
Comercio y Servicios 1%
Público 0%
Agro 2%
Transporte 79%
Residencial 3%
Industrial 13%
Construcción y Otros 1%
Generación térmica 1%
Consumo de derivados del petróleo por sector 2015
Cobertura eléctrica
por provincia
Areas de concesión por
empresa distribuidora
COBERTURA ELECTRICA DEL PAIS
País: 99.3 %
VENTAS POR EMPRESA Y SECTOR DE
CONSUMO
Ocho empresas distribuidoras
sirven al país. ICE
41.0%
CNFL36.6%
ESPH6.0%
JASEC6.0%
Guan4.4%
Lesc4.7%
Sant1.1%
Alfa0.3%
Ventas por empresa. 2016
Resi38.4%
Gene36.0%
InMe13.8%
InMa6.9%
AlTe2.3%
AlPu2.6%
Ventas por sector de consumo. 2016
SISTEMA INTERCONECTADO
El sistema de transmisión conecta
todo el país y está enlazado con
la Región Centroamericana
MERCADO ELECTRICO REGIONAL
(MER)
El Mercado Eléctrico Regional funciona como un séptimo mercado,
superpuesto con los sistemas nacionales existentes.
El MER convive con los mercados internos particulares de cada país y
respeta las diferencias que existen entre ellos.
La operación técnica y comercial se rige por el Reglamento del MER,
denominado “RMER”.
El MER es cinco veces mayor que el de Costa Rica.
El MER muestra un elevado potencial de crecimiento de la demanda.
Cerca del 40% de la generación proviene de combustibles fósiles.
País Población Indice
Electrificación
1/
Area Población
sin
Electricidad
Generación
Anual
Densidad de
Población
Generación
per Capita
Anual
mill % mil Km2 mill GWh Hab/Km2 KWh-año
Guatemala 16.4 85.5 109 2.3 9 781 150 597
Honduras 8.1 85.7 112 1.1 7 789 72 962
El Salvador 6.3 84 21 0.4 5 877 300 933
Nicaragua 6.1 74.7 139 1.5 3 999 44 657
Costa Rica 4.8 99.3 51 0.0 10 118 95 2099
Panamá 3.9 89.7 77 0.4 9 191 51 2339
Total 45.6 87.0 509 5.8 46 755 90 1025
Característica demográficas de los países Centroaméricanos -2015
CENTROAMERICA Y EL MER
El volumen de intercambio en el 2015 de Costa Rica fue de un punto
porcentual de la demanda total.
Guatemala y El Salvador lideran por mucho los intercambios en la Región.
El primero como exportador y el segundo como importador.
-
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
GW
h
Centroamérica. Inyecciones por país. 2015
Total
Guatemala
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
-
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
GW
h
Centroamérica. Retiros por país. 2015
Total
Guatemala
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
INTERCAMBIOS REGIONALES
EL MER Y EL PLAN DE EXPANSION
La entrada en servicio de la línea SIEPAC aumenta sustancialmente la
capacidad de transmisión en la región centroamericana. Sin embargo,
Costa Rica y Panamá tienen serias limitaciones de trasferencia sur-norte
a través del área de control de Nicaragua.
Es necesario que maduren las
instituciones del mercado y la
confianza de los agentes para
alcanzar Intercambios
significativos
Por seguridad del sistema, los
planes de expansión se
formulan suponiendo que Costa
Rica está aislada.
EOR, mayo 2017
PLAN DE EXPANSION DE LA
GENERACION
CRECIMIENTO DE LA DEMANDA ELECTRICA
La tasa de crecimiento se
redujo en la última década
La demanda se ha estancado en el sector
industrial. El sector general ha mantenido
un ritmo importante de crecimiento.
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
19
78
19
80
19
82
19
84
19
86
19
88
19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
%C
reci
m A
nu
al
GW
h
Crecimiento histórico demanda
%crec Dem Dem
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
GW
h
Ventas por sector de consumo
Residencial General
Industria Alumbrado Público
PROYECCIONES DE DEMANDA ELECTRICA
La demanda eléctrica en el largo plazo se estima proyectando de manera
independiente cada sector de consumo.
Proyecciones de demanda
Proyecciones de demanda 2016-2040
Escenario Bajo: 2.0%
Escenario Medio: 2.8%
Escenario Alto: 4.2%
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
20
05
20
07
20
09
20
11
20
13
20
15
20
17
20
19
20
21
20
23
20
25
20
27
20
29
20
31
20
33
20
35
20
37
20
39
GW
h
Proyecciones de demanda de energía
Medio Bajo Alto Histórico
Crecimiento 2016-2040:
PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION
(PEG)
Es una declaración de los objetivos y metas de largo plazo del
sector eléctrico en el área de generación.
Constituye el marco de referencia para los principales propósitos
de planeamiento de mediano y largo plazo de los participantes
en el sector eléctrico de Costa Rica.
Proporciona una base común en temas tan amplios como
inversiones, estrategias de desarrollo, necesidades de recursos,
fijación de tarifas, estudios de mercado, entre otros.
Se sustenta en las políticas energéticas del país.
CRITERIOS PARA LA FORMULACION DEL
PEG
Soluciones ambiental y socialmente sostenibles
Reducir dependencia de combustibles fósiles
Fuentes renovables
Mercado Eléctrico Regional
Costos e Inversiones
Diversificación de fuentes
Seguridad energética
PRINCIPALES TEMAS DE PLANEAMIENTO
EN EL PEG 2016-2035
Es suficiente la capacidad que se está instalando a corto plazo?
Es el PH El Diquís interesante? En que fecha?
Es el GNL interesante? En qué fecha?
Es interesante la geotermia?
Es interesante seguir desarrollando proyectos hidroeléctricos a filo de
agua considerando la oposición creciente de las comunidades ?
Es económicamente interesante la instalación intensiva de eólico y solar a
pesar de que requieren respaldos importantes para manejar la
intermitencia?
La enumeración detallada de los proyectos no es tan importante como la
determinación de las grandes líneas de posible desarrollo
RECURSOS ENERGETICOS DISPONIBLES
El país tiene un potencial geotérmico explotable
El país dispone de gran cantidad de proyectos hidros y eólicos a costos
interesantes
RECURSOS RENOVABLES
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
20% 40% 60% 80%
$/k
W
Factor de Planta
Costo Unitario de Instalación
Pailas 2
Borinquen 1
Eólico
El Encanto
Torito
Canalete
Diquis
Reventazón
Pocosol
Pirrís
Chucás
Los Llanos
Valle Central
Toro3
Carbón
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0.35
20% 40% 60% 80%
$/k
Wh
Factor de Planta
Costo Unitario de Generación
El Encanto
Pailas 2EólicoTorito
Diquis
Reventazón
Pocosol
Pirrís
Canalete
Chucás
Toro3
Los Llanos
Valle Central
Borinquen 1
Carbón
RECURSOS ENERGETICOS DISPONIBLES RECURSOS RENOVABLES
RECURSOS ENERGETICOS IMPORTADOS COMBUSTIBLES FOSILES
o Infraestructura disponible y compartida con otros usos
o Compras variables según necesidad
o No hay infraestructura. Inversiones exclusivas en puertos
carboneros
o Volúmenes grandes para tener economías de escala
o No hay infraestructura. Inversiones exclusivas en puerto y terminal regasificadora
o Volúmenes grandes para tener economías de escala
o Necesario contratar a largo plazo cadena de suministro. Contratos take-or-pay
Petróleo y derivados
Carbón
Gas Natural Licuado
Importaciones del MER
o Hay infraestructura para hacer intercambios, con limitaciones
o Hay un mercado eléctrico regional incipiente
o Depende de la confianza en la garantía de suministro a largo
plazo
Por política
ambiental no se
considera
Todavía no
equiparable a otras
fuentes energéticas
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
22,000
201
5
201
7
201
9
202
1
202
3
202
5
202
7
202
9
203
1
203
3
203
5
PROYECCION DE DEMANDA DE ENERGIA PARA GENERACION (GWh)
Atención de la demanda en el largo plazo
Período de referencia
PERIODO DE
DECISIONES DE
EXPANSIONObras en
ejecución
Demanda de Energía en GWh
PERIODOS DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSION
PERIODOS DE PLANEAMIENTO EN EL PEG
Decisiones de
proyectos a
ejecutar
ESTRATEGIAS EVALUADAS EN EL
PLAN DE EXPANSION
Estrategia PH El Diquís
Estrategia Gas Natural Licuado
Estrategia Mixta (térmico y renovable)
Estrategia renovable con desarrollo
acelerado de la geotermia
DEMANDA MEDIA
Las estrategias se evaluaron también para demanda Alta y Baja
EJES CENTRALES DE LA ESTRATEGIA DE
DESARROLLO 2016-2035
El eje central de la estrategia de desarrollo del parque de
generación es el proyecto hidroeléctrico El Diquís de 650 MW.
La operación de Diquís permitirá la incorporación económica y
segura de una cantidad importante de fuentes no convencionales,
fundamentalmente eólicas y solares.
El PEG 2016-2035 promueve un plan totalmente renovable, con
excepción de un requerimiento térmico de paso.
2,903
2016 Moín 1 Térm -20 2,883
Ampliación El Ángel Hidro 5 2,888
Reventazón Hidro 306 3,194
Bijagua (CoopG) Hidro 18 3,212
Chucás Hidro 50 3,262
Mogote Eólic 20 3,282
Altamira Eólic 20 3,302
Campos Azules Eólic 20 3,322
Vientos de Miramar Eólic 20 3,342
Vientos de la Perla Eólic 20 3,362
2017 3,362
2018 Valle Escondido Solar 5 3,367
Los Negros II (ESPH) Hidro 28 3,395
2019 Pailas 2 Geot 55 3,450
2020 3,450
2021 3,450
2022 3,450
2023 Borinquen 1 Geot 52 3,502
Capacidad temporal contratada Térm 60 3,562
2024 Capacidad temporal contratada Térm 65 3,627
2025 3,627
2026 El Diquís Hidro 650 4,277
Capacidad temporal contratada Térm -60 4,217
Capacidad temporal contratada Térm -65 4,152
2027 4,152
2028 4,152
2029 4,152
2030 Borinquen 2 Geot 55 4,207
2031 Renovables 150MW Eólic 150 4,357
Renovable 50MW Hidro 50 4,407
2032 Renovable 50MW Eólic 50 4,457
Renovable 20MW Solar 20 4,477
2033 Geotérmico 55MW Geot 55 4,532
Renovable 50MW Solar 50 4,582
2034 Renovables 170MW Eólic 170 4,752
Renovable 20MW Solar 20 4,772
2035 Geotérmico 55MW Geot 55 4,827
Capacidad Efectiva Instalada en Dic 2015:
PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION
Año OFERTA
Proyecto FuentePotencia
MW
Cap Instalada
MWPEG 2016-2035
Estrategia El Diquís
Proyectos en
ejecución
Período de decisiones:
Período de referencia
2,903
2016 Moín 1 Térm -20 2,883
Ampliación El Ángel Hidro 5 2,888
Reventazón Hidro 306 3,194
Bijagua (CoopG) Hidro 18 3,212
Chucás Hidro 50 3,262
Mogote Eólic 20 3,282
Altamira Eólic 20 3,302
Campos Azules Eólic 20 3,322
Vientos de Miramar Eólic 20 3,342
Vientos de la Perla Eólic 20 3,362
2017 3,362
2018 Valle Escondido Solar 5 3,367
Los Negros II (ESPH) Hidro 28 3,395
2019 Pailas 2 Geot 55 3,450
2020 3,450
2021 3,450
2022 3,450
2023 Borinquen 1 Geot 52 3,502
Capacidad temporal contratada Térm 60 3,562
2024 Capacidad temporal contratada Térm 65 3,627
2025 3,627
2026 El Diquís Hidro 650 4,277
Capacidad temporal contratada Térm -60 4,217
Capacidad temporal contratada Térm -65 4,152
2027 4,152
2028 4,152
2029 4,152
2030 Borinquen 2 Geot 55 4,207
2031 Renovables 150MW Eólic 150 4,357
Renovable 50MW Hidro 50 4,407
2032 Renovable 50MW Eólic 50 4,457
Renovable 20MW Solar 20 4,477
2033 Geotérmico 55MW Geot 55 4,532
Renovable 50MW Solar 50 4,582
2034 Renovables 170MW Eólic 170 4,752
Renovable 20MW Solar 20 4,772
2035 Geotérmico 55MW Geot 55 4,827
Capacidad Efectiva Instalada en Dic 2015:
PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION
Año OFERTA
Proyecto FuentePotencia
MW
Cap Instalada
MW
PEG 2016-2035: Decisiones de expansión
Período de decisiones:
Se definen las siguientes
expansiones de generación
2,903
2016 Moín 1 Térm -20 2,883
Ampliación El Ángel Hidro 5 2,888
Reventazón Hidro 306 3,194
Bijagua (CoopG) Hidro 18 3,212
Chucás Hidro 50 3,262
Mogote Eólic 20 3,282
Altamira Eólic 20 3,302
Campos Azules Eólic 20 3,322
Vientos de Miramar Eólic 20 3,342
Vientos de la Perla Eólic 20 3,362
2017 3,362
2018 Valle Escondido Solar 5 3,367
Los Negros II (ESPH) Hidro 28 3,395
2019 Pailas 2 Geot 55 3,450
2020 3,450
2021 3,450
2022 3,450
2023 Borinquen 1 Geot 52 3,502
Capacidad temporal contratada Térm 60 3,562
2024 Capacidad temporal contratada Térm 65 3,627
2025 3,627
2026 El Diquís Hidro 650 4,277
Capacidad temporal contratada Térm -60 4,217
Capacidad temporal contratada Térm -65 4,152
2027 4,152
2028 4,152
2029 4,152
2030 Borinquen 2 Geot 55 4,207
2031 Renovables 150MW Eólic 150 4,357
Renovable 50MW Hidro 50 4,407
2032 Renovable 50MW Eólic 50 4,457
Renovable 20MW Solar 20 4,477
2033 Geotérmico 55MW Geot 55 4,532
Renovable 50MW Solar 50 4,582
2034 Renovables 170MW Eólic 170 4,752
Renovable 20MW Solar 20 4,772
2035 Geotérmico 55MW Geot 55 4,827
Capacidad Efectiva Instalada en Dic 2015:
PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION
Año OFERTA
Proyecto FuentePotencia
MW
Cap Instalada
MW
Dada la reducción en el ritmo de crecimiento de la demanda de los últimos años, la
siguiente adición de capacidad se requiere en el año 2023.
DATOS DE LA ESTRATEGIA DE DESARROLLO
2016-2035
Hidro73%
Geotérm13%
Eól+ Biom+ Solar11%
Térmico3%
Generación Esperada 2017-2035
Hidro63%
Geotér9%
Eol + Bag + Solar18%
Térmico10%
Capacidad Instalada al 2035
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
201
5
201
7
201
9
202
1
202
3
202
5
202
7
202
9
203
1
203
3
203
5
Potencia Instalada por Fuente (MW)
Hidro
Eol+Bag+Solar
Térmica
Geo
Capacidad: 4827 MW
0
20
40
60
80
201
7
201
9
202
1
20
23
202
5
202
7
202
9
20
31
203
3
203
5
Emisiones Unitarias del Sistema(ton CO2/GWh)
DATOS DE LA ESTRATEGIA DE DESARROLLO
2016-2035
0
50
100
150
200
250
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
G W
h
Importaciones de Costa Rica
2026-2035
2018-2024
0
50
100
150
200
250
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
GW
h
Exportaciones de Costa Rica
2018-2024
2026-2035
-
50
100
150
200
250
300
350
ene-2
017
ene-2
019
ene-2
021
en
e-2
023
ene-2
025
ene-2
027
ene-2
029
ene-2
031
en
e-2
033
ene-2
035
Costo Marginal de Corto Plazo ($/MWh)
-
50
100
150
200
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Costo Marginal Promedio 2017-2035($/MWh)
El PH El Diquís de 650 MW, es el aprovechamiento hídrico más completo
que se ha visualizado en el país, después del PH Arenal, y su desarrollo
impactará la configuración de la matriz eléctrica de las próximas dos
décadas.
La estrategia de desarrollo con El Diquís plantea un esquema de
generación con PH Arenal inyectando energía desde el norte del país, el
PH Reventazón (y las plantas en cascada Río Macho, Cachí y Angostura)
desde el Atlántico y el PH El Diquís desde el sur.
Esta distribución geográfica, además de permitir la explotación de
proyectos con regímenes hídricos independientes, también favorece la
robustez del sistema de transmisión porque los grandes polos de
generación están dispuestos en zonas diferentes.
El Plan satisface plenamente los objetivos del país orientados a la
reducción de emisiones de CO2.
RESULTADOS RELEVANTES
25%
18%
10%
ESTRATEGIA DE DESARROLLO CON EL DIQUIS
Porcentajes
10%, 25%, 18%
Representan la
generación
promedio anual del
grupo de plantas
respectivos, en el
período 2016-2035
Corto Plazo
En el corto plazo se tiene capacidad suficiente para atender escenarios
altos de demanda.
Geotérmico
Resulta muy interesante en las evaluaciones realizadas. El siguiente
proyecto a desarrollar es el PG Borinquen 1, que forma parte de un campo
con una capacidad del orden de 100 MW.
OTROS RESULTADOS RELEVANTES
Energías renovables variables
El sistema puede integrar en forma económica una gran cantidad de
fuentes variables después de la entrada de El Diquís.
Proyectos hidroeléctricos filo de agua
Aún cuando los proyectos hidro filo de agua resultan económicamente
interesantes, estas opciones se limitaron considerando que en el futuro
aumentará la dificultad de viabilizar socialmente los mismos.
Gas Natural Licuado
La introducción del GNL no resulta atractiva, aún sin El Diquís. Con las
características de la demanda del país, las opciones tradicionales de GNL
resultan muy costosas.
En el futuro podrían surgir opciones no convencionales, económicamente
interesantes, producto del desarrollo del GNL en Panamá.
Respaldo Térmico
Se prevé un requerimiento térmico temporal en los años 2023-2025, hasta
que El Diquís entre en operación. Esta necesidad podrá ser también
cubierta con contratos en el MER.
Importancia del Mercado Eléctrico Regional
Las limitaciones de transmisión afectan el disfrute de las potencialidades del
MER.
RESULTADOS RELEVANTES
GRACIAS POR SU ATENCION
Ing. Marianela Ramírez L.
Proceso Expansión del Sistema
Planificación y Desarrollo Eléctrico, ICE