Plan Expansion Regional 2011

GRUPO DE TRABAJO DE PLANIFICACION INDICATIVA REGIONAL GTPIR

CONSEJO DE ELECTRIFICACION DE AMERICA CENTRAL

PLAN INDICATIVO REGIONAL DE EXPANSION DE LA GENERACION PERIODO 2011-2025

Diciembre 2010

PLAN INDICATIVO REGIONAL DE EXPANSION DE LA GENERACIONPERIODO 2011-2025

Visite el sitio web del CEAC

Consejo de Electrificacin de Amrica Centralhttp://www.ceaconline.org/ Enlaces a empresas elctricas que conforman el GTPIR:Comisin Ejecutiva Hidroelctrica del Rio Lempa CEL (El Salvador)

http://www.cel.gob.sv/Instituto Nacional de Electricidad INDE (Guatemala)

http://www.inde.gob.gt/Empresa Nacional de Transmisin Elctrica ENATREL (Nicaragua)

http://www.enatrel.gob.ni/Empresa Nacional de Energa Elctrica ENEE (Honduras)

http://www.enee.hn/Empresa de Transmisin Elctrica S.A. ETESA (Panama)

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

http://www.grupoice.com/

PREFACIO

Este informe fue elaborado por el Grupo de Trabajo de Planificacin Indicativa Regional (GTPIR). Su ejecucin se enmarca dentro de las actividades del Consejo de Electrificacin de Amrica Central (CEAC), que tienen por objeto coadyuvar a la integracin regional en materia de energa elctrica. El GTPIR funge como un comit tcnico del CEAC con el objetivo de elaborar planes indicativos regionales de expansin de generacin, teniendo en cuenta el efecto de las interconexiones actuales y futuras. El GTPIR ha realizado las siguientes actividades: Anlisis de la situacin actual de la planificacin de expansin de generacin. Definicin de metodologas y criterios para la planificacin regional. Elaboracin y actualizacin de una base de datos regional para la planificacin de expansin de generacin. Elaboracin de planes indicativos de expansin. El presente informe es una continuacin de este esfuerzo, y en l se presentan los resultados de un seguimiento y actualizacin de los planes indicativos regionales, que en esta oportunidad cubren el perodo 2011-2025. Los miembros participantes del GTPIR han sido las siguientes personas: Guatemala : Juan Carlos Dvila y Jorge Klug, INDE. El Salvador : Angel Daz, Ral Daz, CEL. Honduras : Silvia Coello y Amy Guardiola, ENEE. Nicaragua : Horacio Guerra, ENATREL. Costa Rica : Fanny Solano, Fernando Ramrez y Javier Orozco, ICE. Panam : Jorge Fisher y Ernesto Rosales, ETESA, y Plinio Barroso, SNE La redaccin del presente informe estuvo a cargo de Fanny Solano, Fernando Ramrez y Javier Orozco.

TABLA DE CONTENIDORESUMEN EJECUTIVO1 2 ANTECEDENTES Y ACTIVIDADES DESARROLLADAS............................................................................... 1 METODOLOGIA Y CRITERIOS DE PLANIFICACION ................................................................................. 3 2.1 2.2 2.3 3 Aspectos Conceptuales................................................................................................................. 3 Planificacin en Ambientes Competitivos...................................................................................... 3 Herramientas de Anlisis.............................................................................................................. 4

ENTORNO CENTROAMERICANO .......................................................................................................... 7 3.1 3.2 3.3 3.4 Situacin econmica y social de Centro Amrica ........................................................................... 7 Mercados elctricos en Centro Amrica ...................................................................................... 11 Situacin comercial .................................................................................................................... 11 Evolucin de los sistemas de generacin..................................................................................... 13

4

PROYECTOS REGIONALES .................................................................................................................. 17 4.1 Plantas hidroelctricas ............................................................................................................... 17 Plantas Trmicas........................................................................................................................ 18 4.2 4.2.1 Gas Natural Licuado ............................................................................................................... 18 4.2.2 Carbn .................................................................................................................................. 21 4.3 Consideraciones Generales......................................................................................................... 22

5

INFORMACION BASICA ...................................................................................................................... 23 5.1 Sistema existente ....................................................................................................................... 23 Demanda ................................................................................................................................... 25 5.2 5.2.1 Proyecciones anuales............................................................................................................. 25 5.2.2 Curva de Carga Diaria ............................................................................................................ 27 5.3 Costo del dficit ......................................................................................................................... 29 Confiabilidad ............................................................................................................................. 29 5.4 5.4.1 Criterio de Confiabilidad ........................................................................................................ 30 5.5 5.6 5.7 Precios de los combustibles ........................................................................................................ 30 Plantas Fijas............................................................................................................................... 32 Planes fijo o de corto plazo......................................................................................................... 33

Proyectos Candidatos................................................................................................................. 35 5.8 5.8.1 Proyectos Trmicos ............................................................................................................... 36 5.8.2 Proyectos Geotrmicos .......................................................................................................... 38 5.8.3 Proyectos Hidroelctricos ...................................................................................................... 38 5.8.4 Plantas Renovables Genricas................................................................................................ 40 5.8.5 Proyectos renovables no convencionales ............................................................................... 41

5.9 5.10 5.11 5.12 6

Costos Nivelados ........................................................................................................................ 42 Hidrologa .................................................................................................................................. 44 Sistema de Transmisin y Capacidad de las Interconexiones ....................................................... 46 Emisiones de CO2 ....................................................................................................................... 48

ESCENARIOS ANALIZADOS ................................................................................................................. 51 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 Factor de desarrollo hidroelctrico ............................................................................................. 51 Factor de evolucin del precio de los combustibles ..................................................................... 53 Factor de crecimiento de la demanda ......................................................................................... 53 Conexin con Colombia .............................................................................................................. 53 Lnea SIEPAC .............................................................................................................................. 54 Sistema Colombiano .................................................................................................................. 54

7

PLANES INDICATIVOS ........................................................................................................................ 55 Definicin de los Casos ............................................................................................................... 55 7.1 7.1.1 Caso A ................................................................................................................................... 55 7.1.2 Caso B ................................................................................................................................... 58 7.1.3 Caso C ................................................................................................................................... 60 7.1.4 Caso D ................................................................................................................................... 62 7.1.5 Caso E.................................................................................................................................... 64 7.1.6 Caso F.................................................................................................................................... 66 7.1.7 Caso G ................................................................................................................................... 68 7.1.8 Caso H ................................................................................................................................... 70 7.1.9 Caso I .................................................................................................................................... 72 7.1.10 Caso J ................................................................................................................................ 74 7.1.11 Caso K ............................................................................................................................... 76 7.1.12 Caso L................................................................................................................................ 78

8

RESUMEN DE LOS RESULTADOS DE LOS CASOS ................................................................................. 81 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 Costo de los planes..................................................................................................................... 81 Emisiones de CO2 ....................................................................................................................... 83 Instalacin de los Planes ............................................................................................................ 85 Fuentes de generacin ............................................................................................................... 87 Intercambios.............................................................................................................................. 88

9

COMPARACION DE CASOS ................................................................................................................. 93 9.1 9.2 Comparacin de costos y su estructura....................................................................................... 93 Comparacin de Emisiones de CO2 ............................................................................................. 94

Discusin sobre el Efecto de los Escenarios en los Planes............................................................. 95 9.3 9.3.1 Efecto de eliminar las restricciones a la hidroelectricidad ....................................................... 95 9.3.2 Efecto del precio de los combustibles .................................................................................... 96 9.3.3 Efecto de la demanda ............................................................................................................ 96 9.3.4 Efecto de la interconexin con Colombia ............................................................................... 97 9.3.5 Efecto de los proyectos renovables genricos ........................................................................ 98

9.3.6 10

Efecto de las interconexiones................................................................................................. 98

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................................. 99

ANEXOSANEXO 1 CRITERIOS DE PLANIFICACION Criterios Generales Interconexiones y enlaces extra-regionales Modelamiento en el OPTGEN y el SDDP Criterios econmicos ANEXO 2 DEMANDA Demandas horarias histricas y proyecciones de demanda Factor de carga anual Curvas de Carga Diarias ANEXO 3 DATOS HIDROLOGICOS ANEXO 4 ACTUALIZACION EN PLANES DE CORTO PLAZO Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panam

GTPIR Plan Indicativo Regional 2011-2025

RESUMEN EJECUTIVOOBJETIVO DEL ESTUDIOElaborar planes indicativos de la expansin de la generacin, para el perodo 2011-2025, que muestren la evolucin econmicamente deseable de los sistemas de generacin de la regin centroamericana, considerando diferentes escenarios futuros de desarrollo.

METODOLOGIATanto en pases en donde existe un sistema de planificacin centralizada o en pases en donde prevalecen mercados mayoristas de electricidad, la estimacin de planes de expansin de la generacin de mnimo costo brinda informacin valiosa que puede orientar las inversiones que realizan los agentes en los pases, ya no slo con miras a proyectos locales, sino al desarrollo de generacin para cubrir la demanda de varios pases en la regin. Para generar los planes de expansin regionales se han utilizado dos herramientas computacionales, el OPTGEN para la planificacin y optimizacin de inversiones y el SDDP, para la simulacin de la operacin de los sistemas. Ambas herramientas se utilizan en forma complementaria.

PERIODO DE ESTUDIOLa definicin y optimizacin de planes con el OPTGEN y el SDDP cubri el perodo 20112025. El perodo 2011-2013 est basado en los planes de expansin actualmente en ejecucin en cada pas, y no fue sujeto a optimizacin.

ENTORNO CENTROAMERICANOLos esfuerzos por crear un mercado elctrico centroamericano han avanzado significativamente y la construccin de la lnea SIEPAC provee la capacidad de transmisin suficiente para importantes flujos regionales. La construccin de los 1 800 km de la primera etapa de estas lneas de transmisin de 230 kilovoltios est en una etapa muy avanzada. La regin cubre un rea de 509 mil km2 con 43 millones de habitantes. El consumo medio total de energa elctrica per cpita es de 920 kWh/ao. En la Figura 1, se muestra la demanda mxima de potencia para el periodo de 1990-2009 en la regin Centroamrica.

i


Figura 1

1600 1200

Demanda Mxima de Potencia . Perodo 1990-2009

MW

800 400 0

Guatemala Nicaragua

El Salvador Costa Rica

Honduras Panam

La dependencia del sistema elctrico a los combustibles fsiles importados aument en la dcada de los 90, Figura 2, cuando la participacin de las energas renovables cay de un 90% a un 60%, mientras que la participacin del petrleo subi significativamente. La participacin de las fuentes renovables se ha mantenido estable en los ltimos cinco aos. Figura 2

Generacin Elctrica en Centro Amrcia. Perodo 1990-2009 (%)100% 80% 60% 40% 20% 0% Hidro Gas Geo Carbn Vapor Cogener Diesel Elica

BASE DE DATOSLa actualizacin permanente de la base de datos de los sistemas de generacin de los pases miembros del CEAC, Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y ii


Panam, es una de las principales tareas del GTPIR. Esta base de datos incluye la siguiente informacin: Caractersticas del parque existente y futuro Caractersticas de las demandas, actuales y futuras Base de datos hidrolgicos de las plantas hidroelctricas, existentes y candidatas futuras Datos econmicos de los contratos de generacin existentes Pronstico de costos de combustibles Catlogo de proyectos de generacin

SITUACION ACTUAL DEL SISTEMA DE GENERACIONEn la Figura 3 se presenta la capacidad efectiva en MW del 2009, segn datos de la CEPAL. La generacin total de ese ao alcanz los 39 535 GWh. Figura 3

Capacidad Instalada por pas (MW) Ao 20092500 2000

MW

1500 1000 500 0 GU Hidro ES HO Geo NI Elico CR PA Trmico

PROYECCION DE DEMANDA Y COMBUSTIBLESPara obtener las proyecciones de demanda cada pas aport las estimaciones de su sistema. En este estudio se usaron dos escenarios de proyeccin, medio y alto. La tasa prevista de crecimiento del conjunto de la energa en el MEAC es de 4.9% para el escenario medio y de 6.0% para el de alto crecimiento. Los costos futuros de los combustibles (bnker, diesel, carbn y gas natural) se estiman mediante las proyecciones existentes de precios internacionales y del mercado norteamericano. El pronstico de los precios de combustibles se basa en las publicaciones de la Energy Information Administration en su informe Annual Energy Outlook 2010 o AEO-2010. En

iii


la Figura 4 se muestra la proyeccin para los escenarios medio y alto de precios de combustible. Figura 4Precios de los Combustiblese en el Ecenario Medio50 40 50 40

Precios de los Combustiblese en el Ecenario Alto.

$/GJ

30 20 10 0

$/GJ 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

30

20 10 0

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

DSL

BKR

CB

GNL

DSL

BKR

CB

GNL

PLAN FIJOEl plan fijo de cada pas no tiene proyectos candidatos y no est sujeto a optimizacin. El plan fijo definido por cada sistema para el perodo 2010-2013, se muestra en la Tabla 1.

2023

iv


Tabla 1GUATEMALA Mes Fuente Nombre 2010 10 10 T H Xacbal-Quich MW 80 94 Las Palmas II (Duke E EL SALVADOR Mes Fuente Nombre6 8 7 12 T T T T H E T T H B C T H E B

HONDURAS MW Mes Fuente NombreAlsthom Sulzer Retiro Elcosa Retiro Lufussa 1 Licitacin EEHSA Retiro Nacional de Retiro Ceiba Licitacin Licitacin Vetasa (Alsthom&S Retiro A&S Licitacin Licitacin Licitacin

MW27 28 -80 -40 6 100 -20 -26.6 8 1.7 60 -60 125 5 10

2011 2012

1 1 12

C H H

Sta. Rosa - ESI Santa Teresa Panam

90 19.4 6.8

1 1 1 1 1 1

2013

1

H

San Cristobal

19

1 1 1

H C G

CHAPARRAL CESSA Berln V

65.7 100 30

6 6 1 1 1

NICARAGUA Mes Fuente Nombre2010 1 2 2 4 10 T T T E T Albanisa (U6) Albanisa (U7) Albanisa (U8) Amayo II Albanisa (U9) 13.6 40.8 27.2 23 40.8 6 H

COSTA RICA Mes Fuente NombrePocosol CATSA 12 B 26 8 5 6 8 8 9 9 8 H H H C H H V H H H H

PANAMA MW Mes Fuente NombrePaso Ancho Los Planetas 1 Macano BLM (Carbon) (1) Bajo de Mina Gualaca B.L.M.-2-3-4 Lorena Chan I (2) Prudencia Pedregalito Toabr I (3) Baitn

MW5 4.755 3.428 120 56 25.2 -120 33.8 222.46 56 20 80 88.7

2011

1 4 12

T G T

Retiro Las Brisas I San Jacinto 1 (Tizate2) Retiro Managua 3

-24 36 -40

1 1 4

T T T

Retiro Alquiler Garabito Ingenios Fuera Zafra Pirrs Valle Central Las Pailas Cutres y Palmar Tejona 2 Retiro Colima Toro3

-200 200 48 128 15 35 8 20 -14 50

1 5 7 7

10 H 11 E 11 G 12 B 2012 1 4 10 10 12 12 2013 T G H H E E Retiro Las Brisas II San Jacinto 2 (Tizate3) Pantasma Larreynaga Blue Power EOLO -38 36 12 17 40 37.5 1 4 4 H H H 1 1 5 E B H

10 E 12 H

1

H

Cochea San Bartolo Las Perlas Norte Las Perlas Sur Mendre 2

12.5 15.25 10 10 8

10 H 10 H 10 H 12 H

BOT's Torito-Chucs-Capuln Retiro Cach Existente Ampliacin Cach

150 -105 160

1 1 1 1 1 1 1 1 2 5 6 7

H H H H H H H H H H H H

Bonyic Pando Monte Lirio El Alto Caldera Las Cruces Los Estrechos La Laguna RP-490 Bajo Fro Tizingal Barro Blanco

31.3 32.6 51.6 68 4 9.174 10 9.3 9.947 56 4.64 28.84

v


PROYECTOS TERMICOSSe han definido proyectos trmicos de diferentes tecnologas y tamaos. En todos los pases se ha supuesto que habr disponibilidad, en el horizonte de estudio, de diesel, bnker, carbn y gas natural licuado (GNL). Las tecnologas consideradas son turbinas de gas o combustin, movidas por diesel, motores de media velocidad con bnker, ciclos combinados alimentados con diesel o con GNL y turbinas de vapor con calderas de carbn. Los proyectos trmicos son genricos y sus caractersticas no dependen del sistema o pas donde se propongan. Sus costos de inversin, eficiencia y de combustible son iguales en toda la regin.

PROYECTOS RENOVABLESPor mucho, la principal fuente energtica renovable de la regin es la hidroelectricidad. El listado de proyectos hidroelctricos candidatos comprende 85 proyectos con una capacidad total de 8 175 MW. Los costos unitarios de instalacin varan entre $6 117/kW y $1 212/kW. El presente estudio se enfoca en el modelamiento de los proyectos hidroelctricos, principal fuente renovable de la regin. Fuentes renovables, como la geotermia, la fuerza elica, la solar y la generacin con bagazo, son apenas incluidas con las plantas existentes y los proyectos de corto plazo que cuentan con estudios avanzados. Otras fuentes no convencionales, como la cogeneracin y la biomasa distinta al bagazo no se incluyen en este anlisis. Esta exclusin obedece a las limitaciones de los modelos computacionales y a la falta de proyectos candidatos representativos de estas tecnologas. No obstante, es de esperar que cada pas y la regin busquen en el futuro formas de incentivar la explotacin de estas llamadas nuevas fuentes, para diversificar la oferta energtica y reducir la dependencia de los combustibles fsiles.

INTERCONEXIONESLa capacidad de los intercambios que permitir SIEPAC fue expresada en forma simplificada como un valor constante para cada direccin de flujo en cada enlace. Fuera de la regin se consideraron los enlaces Mxico-Guatemala y Panam-Colombia. Las capacidades actuales y previstas de interconexin, as como las fechas de entrada en funcionamiento, se indican en la Tabla 2.

vi


Tabla 2ENLACES Fecha Entrada Existente CAPACIDAD DE LAS INTERCONEXIONES MW GU-ES GU-HO ES-HO HO-NI NI-CR N-S/S-N N-S/S-N N-S/S-N N-S/S-N N-S/S-N 67 / 44 125 / 101 42 / 54 48 / 78 CR-PA N-S/S-N 39 / 0 MX-GU N-S/S-N 200 / 70 PA-CO N-S/S-N -

Sistema Actual

SIEPAC 1er Circ.

2012

300 / 300

300 / 300

300 / 300

300 / 300

300 / 300

90 / 300

200 / 70

-

PA-Colombia SIEPAC 2do Circ.+ Ampl. PA - Colombia

2014

300 / 300

300 / 300

300 / 300

300 / 300

300 / 300

90 / 300

200 / 70

300 / 300

2020

600 / 600

600 / 600

560 / 600

564 / 600

500 / 600

450 / 450

200 / 70

600 / 600

ESCENARIOS ESTUDIADOSSiempre es posible imaginar un nmero ilimitado de factores y de escenarios de evolucin para cada uno de ellos. De igual manera, la combinacin libre de escenarios produce cantidades infinitas de alternativas. Por tal motivo, es indispensable limitar el anlisis a los aspectos que se consideran ms relevantes o que tengan inters especial. En el presente estudio de planificacin se escogieron seis factores: 1. Existencia de condiciones favorables para el desarrollo de plantas hidroelctricas u otras renovables (incluyendo un caso extremo de intensificacin de plantas trmicas, sin participacin de plantas hidroelctricas) 2. Evolucin del precio de los combustibles fsiles 3. Evolucin del crecimiento de la demanda 4. Conexin de Panam con Colombia 5. Entrada de la lnea SIEPAC 6. Representacin detallada del sistema colombiano

CASOS DE ESTUDIOLos factores y los escenarios escogidos fueron combinados para establecer doce casos de estudio, que esquemticamente se presentan en la Tabla 3.

vii


Tabla 3ESCENARIOS RESTRICCIN INTERCONEXIN CON COLOMBIA Con Con Con Sin Con Con Con Con Con Colombia Detallada Sin Con PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES Medio Medio Medio Medio Alto Medio Alto Medio Medio Medio Medio Medio CRECIMIENTO PROYECTOS SIEPAC SIEPAC2 DE LA DEMANDA Media Media Media Media Media Alta Media Media Media Media Media Media GENRICOS RENOVABLES Sin Sin Sin Sin Sin Sin Sin Con Sin Sin Sin Sin Con Con Con Con Con Con Con Con Con Con Sin Con Con Con Con Con/Sin Con Con Con Con Con Con Sin Sin y CO-PA2

CasosA B C D E F G H I J K L

AL DESARROLLO HIDROELCTRICO Medio Sin Restriccin Fuerte Medio Medio Medio Sin Restriccin Medio Sin Hidros Medio Medio Medio

COSTOSLos costos asociados a los planes ptimos se muestran en la Tabla 4. El costo de operacin incluye el costo de la energa no servida. Los costos de los planes estn en dlares constantes de enero del 2010. Corresponden al valor presente del flujo de costos, actualizados a diciembre del 2009 con una tasa del 12% anual. Tabla 4Costos de Inversin y de Operacin. Millones de US$COSTOS 2011-2025 CASO A B C D E F - Base - Sin Restriccin Hidro - Fuerte Restriccin Hidro - Sin Colombia - Combustibles Precios Altos - Demanda Alta en millones de US$ en valor presente a enero 2010 Inversin 11 966.44 12 488.15 12 024.91 12 212.29 12 168.96 13 329.05 12 941.46 12 740.56 11 850.06 8 690.20 8 626.21 13 401.10 12 169.84 Operacin 9 299.12 8 727.94 9 426.49 9 879.18 11 434.37 12 166.90 10 584.44 8 507.26 9 735.92 7 835.85 7 047.06 10 126.93 9 466.69 Total 21 265.56 21 216.09 21 451.40 22 091.47 23 603.33 25 495.95 23 525.91 21 247.81 21 585.98 16 526.05 15 673.26 23 528.03 21 636.53 88.00 74.00 84.00 COSTO MARGINAL (2012-2025) US$/MWh 87.00 85.00 85.00 89.00 113.00 96.00 104.00 84.00 89.00

G - Sin Restric Hidro - Combust.Altos H - Genricos Renobables I J - Sin Hidros - Colombia en Detalle A1 - Base hasta el 2020 K - Sin Siepac y sin Colombia L - Sin Siepac2 ni CO-PA2

El costo econmico de la externalidad de las emisiones se valor usando un precio conservador de $20 / tonCO2. La cantidad de emisiones equivalentes de cada uno de los casos se muestra en la Figura 5.

viii


Figura 5Emisiones Equivalentes de CO2 en miles de toneladas30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 2011A:Base D:Sin Colombia G:Sin restric Hid, Comb alto J:Colombia detallado

2013

2015

2017B:Sin retric hidro

2019

2021

2023

2025

C:Fuerte retric Hidro F:Demanda alta I:Sin hidros L:Sin Seiepac 2 ni CO-PA2

E: Comb Precios altos H:Genricas renov K:Sin Siepac ni Colombia

El costo de estas emisiones se calcul en la Tabla 5 Tabla 5Costo de las Emisiones en millones de US $. Perodo 2011-2025Aos 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Total VP Caso A Caso B Caso C Caso D Caso E Caso F Caso G Caso H Caso I Caso J Caso K Caso L 215 191 184 152 163 171 166 192 222 227 246 280 316 335 383 3 442 1 410 214 189 184 150 162 170 178 196 204 197 218 216 233 264 308 3 084 1 325 212 190 185 151 160 174 181 189 213 224 256 299 327 355 387 3 504 1 424 215 191 185 159 167 187 203 230 220 240 275 315 343 350 379 3 661 1 488 216 189 183 150 176 184 193 213 238 239 253 257 294 336 373 3 494 1 441 240 234 222 189 191 216 240 266 275 303 352 375 440 502 553 4 596 1 811 218 192 185 150 176 188 191 197 197 179 198 213 220 256 280 3 041 1 330 214 214 208 181 144 155 156 162 164 174 199 220 248 295 328 3 061 1 326 214 191 184 149 163 176 188 216 241 275 317 338 388 425 460 3 923 1 536 1 902 1 055 218 185 182 146 146 156 176 202 239 251 212 201 197 170 184 194 204 218 212 237 271 289 324 364 399 3 676 1 507 215 192 185 150 158 175 183 197 213 231 261 290 336 350 381 3 516 1 431

Valor Presente Actualizado al 12% a enero del 2010

ix


INSTALACION DE PLANTASEn el perodo 2010-2025, la potencia instalada en la regin segn la evolucin de los escenarios previstos aumentar entre 9 300 y 13 200 MW, tal y como se muestra en la Figura 6. Figura 6Instalacin(MW) Adicional por Tecnologa. Perodo 2011-2514 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0

GEOTERMIA

HIDRO / EOL

TRMICA / ING

CARBN

GNL

FUENTES DE GENERACIONEn la Figura 7 se comparan las fuentes utilizadas para producir energa en cada caso. Se muestra la generacin acumulada del perodo 2011-2025, expresada en TWh1. Figura 7Generacin en TWh del perodo 2011-20251000

800

TWh

600

400

200

0A - BASE B - SIN RESTRIC HIDRO C - Fuerte D - SIN E - COMB RESTRIC COLOMBIA PRECIOS HIDRO ALTOS FG - SIN HDEMANDA REST H. GENRICAS ALTA COMB ALTO RENOV I - SIN HIDROS JK - SIN L - SIN COLOMBIA SIEPAC SIN SIEPAC2 NI DETALL COLOMBIA CO-PA2

HIDROELEC.

GNL

DIESEL

CARBN

BUNKER

Geo

BAGAZO

ELICA

1

TWh = Terawatt-hora = 1012 watt-hora

x


INTERCAMBIOSLos intercambios en la regin, incluyendo a Mxico y Colombia, se muestran en la Figura 8. El efecto del primer circuito de SIEPAC se nota fcilmente en el 2012. El segundo circuito de SIEPAC, en el 2020, permite otro aumento del nivel de intercambios. Luego de este evento, la cantidad de energa trasegada crece lentamente. Figura 820000 16000 12000 8000 4000 0 2011A - BASE D - SIN COLOMBIA G - SIN REST H. COMB ALTO J - COLOMBIA DETALLADO

Intercambios Anuales de Energa en GWh por Caso

GWh

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

B - SIN RESTRIC HIDRO E - COMB PRECIOS ALTOS H - GENRICAS RENOV K - SIN SIEPAC sin COLOMBIA

C - Fuerte RESTRIC HIDRO F - DEMANDA ALTA I - SIN HIDROS L - SIN SIEPAC2 ni CO-PA2

COMPARACION DE CASOSSe realizan las comparaciones mostradas en la Tabla 6, que muestran el impacto de los posibles escenarios de evolucin futura de los precios de los combustibles, de la demanda, de las restricciones o incentivos al desarrollo hidro y de las interconexiones. Tabla 6COMPARACIN DE LOS CASOS EN MILLONES DE US$Efecto de B - A C - A D - A E - A F - A H - A I - A I - B I - C B - C G - E G - B K - D L - A MAYOR DESARROLLO HIDRO MENOR DESARROLLO HIDRO INTERCONEXIN CON COLOMBIA PRECIOS ALTOS COMBUSTIBLES CRECIMIENTO ALTO DE LA DEMANDA PROYECTOS RENOVABLES GENRICOS SIN PROYECTOS HIDROS SIN PROYECTOS HIDROS MENOR DESARROLLO HIDRO MAYOR DESARROLLO HIDRO MAYOR DESARROLLO HIDRO PRECIOS ALTOS COMBUSTIBLES SIEPAC SIEPAC2 y CO-PA2 INVERSIN OPERACIN DIFERENCIA 522 58 246 203 1 363 774 -116 638 -175 463 773 453 1 189 203 -64 -571 127 580 2 135 2 868 -792 437 -1 008 309 -699 -850 1 857 248 168 -789 -49 186 826 2 338 4 230 -18 320 -370 135 -235 -77 2 310 1 437 371 -853

J - A1 COLOMBIA DETALLADO

xi


CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES1. Estimular el desarrollo de fuentes renovables, particularmente el hidroelctrico y la geotermia, es de inters estratgico para la regin, porque se logran resultados globales ms econmicos y se reduce la emisin de gases de efecto invernadero. 2. Las plantas hidroelctricas requieren ms capital para cubrir sus altos costos de inversin, pero logran ahorros de operacin que disminuyen el costo total. 3. Los renovables reducen la exposicin de los pases a la volatilidad y a los previsibles aumentos en el precio de los derivados del petrleo. 4. Los renovables son recursos escasos. Hay menos proyectos identificados de los que el sistema est dispuesto a tomar en un balance ptimo de recursos. 5. La regin requerir, adems de la mayor cantidad posible de desarrollo de proyectos renovables, la introduccin de combustibles alternativos al petrleo, como el carbn o el gas natural, para operar las plantas grandes regionales. 6. De los proyectos trmicos grandes candidatos los ms atractivos son los ciclos combinados de GNL. Para que los proyectos de carbn sean competitivos deberan tener costos de inversin del orden de los $2 000/kW. 7. La generacin hidroelctrica y la generacin con derivados de petrleo han mantenido casi igual su porcentaje de participacin en el periodo 2002 -2009, lo que indica que ha habido cierto grado de inversin en generacin hidroelctrica en la regin en los ltimos aos. 8. Se ratifica la importancia de la Lnea SIEPAC en sus dos etapas. 9. La introduccin de grandes centrales regionales de carbn debe estar precedida por el desarrollo de normativas ambientales estrictas y comunes a todos los pases 10. Es importante en estudios futuros tener una mejor representacin del sistema colombiano. 11. La interconexin con Colombia resulta muy atractiva y por lo tanto se le debe dar seguimiento para actualizar los datos que pueden afectar los resultados del GTPIR.

xii


1 ANTECEDENTES Y ACTIVIDADES DESARROLLADASLas actividades del Grupo de Trabajo de Planificacin Indicativa Regional (GPTIR) se iniciaron en marzo del 1999 cuando se celebr en San Jos, Costa Rica, la reunin del Subcomit de Planificacin del Consejo de Electrificacin de Amrica Central (CEAC). Inicialmente el grupo se cre para instrumentalizar las actividades de planificacin indicativa del Programa de Asistencia Regional en la Planificacin Elctrica (PARPE), que era uno de los componentes del Proyecto Regional de Energa Elctrica del Istmo Centroamericano (PREEICA). El programa PREEICA fue financiado con fondos de la Agencia Canadiense de Desarrollo Internacional (ACDI), y en l se incluy un componente para apoyar a los pases del Istmo Centroamericano, por intermedio del CEAC, en la planificacin indicativa regional de la expansin de los sistemas elctricos. Como producto importante de este sub-programa, en enero del 2000 se public el primer informe de planificacin indicativa regional, realizado por los consultores del PREEICA. A partir de entonces se han seguido celebrando reuniones de trabajo peridicas, que incluyeron la II, III, IV y V Reunin, todo lo cual culmin con la publicacin del segundo Plan Indicativo Regional de la Generacin - Ao 2000, en mayo del 2001, a cargo del GTPIR, con la asesora de los consultores de PREEICA. Posteriormente se realiz en junio del 2001 la VI Reunin, en San Salvador, en la cual se inici una nueva actualizacin de la base de datos regional y una nueva definicin de escenarios a analizar. En octubre del 2001 se realiz en Tegucigalpa, Honduras, la VII Reunin del GPTIR, en la cual se presentaron resultados preliminares de los escenarios analizados, y se afinaron algunos detalles sobre los criterios de planificacin utilizados. En julio del 2002 se efectu en El Salvador la VIII Reunin de Trabajo, esta vez en conjunto con el Grupo de Trabajo de Planeamiento Operativo (GTPO) del CEAC. Con esta actividad se inicia la armonizacin de criterios y de bases de datos entre los dos grupos de trabajo. Asimismo, se hizo una presentacin de los resultados de los escenarios de planificacin definidos en el GTPIR. En agosto del 2002 se particip en San Jos, Costa Rica, en un Seminario Taller en conjunto con el GTPO, en el cual el Ing. Rafael Kelman, de PSR Inc., dict una actualizacin de varios aspectos del modelo de despacho hidro-trmico SDDP. En noviembre del 2002 se publica el tercer informe 2 , que cubre el perodo 2002-2016. Con la IX Reunin de Trabajo, San Jos, Costa Rica, julio 2003, se inicia la revisin del cuarto informe. En agosto de 2004 se llev a cabo la X Reunin del GTPIR en la ciudad de Managua, Nicaragua, en donde se presentaron resultados preliminares de los planes regionales y en febrero de 2005, se efectu la XI reunin, tambin en Managua,

2

Plan Indicativo Regional de Expansin de la Generacin. Perodo 2002-2016. GTPIR, CEAC. Noviembre 2002.

1


Nicaragua, redefinindose los casos del estudio y revisndose las bases de datos. De este trabajo se obtuvo el cuarto informe del GTPIR 3, publicado en abril del 2005. Durante el ao 2006, se realizaron varias reuniones de trabajo: la XII Reunin en Guatemala en enero, la XII Reunin en Costa Rica en junio y la XIV Reunin en El Salvador en octubre. En estas sesiones se revisaron los criterios y se presentaron los avances parciales del estudio. En marzo del 2007 se realiz la XV Reunin de Trabajo en Ciudad Guatemala, donde se revisaron los detalles finales de los estudios realizados. Producto de estas reuniones y trabajo fue el quinto informe 4. En noviembre del ao 2007 se efectu en Tegucigalpa, Honduras, la XVI Reunin de Trabajo del GTPIR. En esa oportunidad se acord solicitar al CEAC la compra del modelo OPTGEN. La XVII Reunin se realiz en setiembre del 2008, en Tegucigalpa, Honduras. Esta reunin incluy un taller de capacitacin sobre el modelo OPTGEN, impartido por sus desarrolladores PSR de Brasil. A partir de ese momento el GTPIR inicia la utilizacin del OPTGEN en sustitucin del SUPER-OLADE. En marzo del 2009 se realiz la XVIII Reunin de trabajo en Ciudad Panam, donde se continu con la capacitacin del modelo OPTGEN y se revisaron los resultados preliminares de los casos analizados por cada uno de los pases y como producto de estas reuniones y capacitacin se elabor el sexto informe 5. En octubre del 2009 se realiz XIX Reunin del Grupo GTPIR en San Jos, Costa Rica, y ms recientemente, en el mes de abril del 2010, se realiz en Nicaragua la XX Reunin del GTPIR. All se definieron las premisas para la elaboracin de los escenarios y los criterios de planificacin a aplicar para la realizacin del estudio para el perodo 20112025. La XXI Reunin se celebro en Honduras entre el 22 y 23 de noviembre, donde se discuti el contenido del presente stimo informe del GTPIR.

3

Plan Indicativo Regional de Expansin de la Generacin. Perodo 2005-2020. GTPIR, CEAC. Abril 2005. 4 Plan Indicativo Regional de Expansin de la Generacin. Perodo 2007-2020. GTPIR, CEAC. Abril 2007. 5 Plan Indicativo Regional de Expansin de la Generacin. Perodo 2009-2023. GTPIR, CEAC. Mayo 2009.

2


2 METODOLOGIA Y CRITERIOS DE PLANIFICACION 2.1 Aspectos ConceptualesLa teora econmica seala que un mercado de competencia perfecta con remuneracin spot, donde los agentes individuales intentan maximizar sus lucros, lleva a la construccin de un plan de mnimo costo global, esto es, al suministro ms econmico de la demanda 6. Bajo el punto de vista del inversionista individual, la capacidad ptima es la que maximiza su lucro, dado por la diferencia entre el ingreso neto y el costo de inversin. Sin embargo, el proceso de libre competencia hace que otros agentes perciban esta oportunidad de lucro e instalen a su vez capacidades adicionales en el sistema. Con esto, los ingresos de los agentes empiezan a disminuir, lo que reduce los lucros. El proceso de competencia sigue hasta que los ingresos sean exactamente iguales a los costos de inversin, lo que corresponde al punto de ptimo social de la planificacin centralizada. Debido a esta propiedad, se dice que el sistema de libre competencia y remuneracin spot puede inducir el mismo ptimo social de la planificacin centralizada. Aunque esta propiedad sea un resultado terico, pues no existe un mercado perfecto como tampoco una planificacin centralizada perfecta, reafirma la conveniencia y utilidad de contar con planes indicativos de expansin. Aun no existiendo un sistema de planificacin centralizada, sino un modelo de mercado, el ejercicio de obtener planes de expansin de mnimo costo sigue siendo vlido y brinda informacin de inters para diversos propsitos, que puede ser til para la definicin de polticas energticas de los Estados y para orientar las inversiones que realizan los agentes. De manera general, la metodologa que se aplica en este estudio es la tradicional de la planificacin centralizada, es decir, la de minimizar los costos de inversin y operacin del sistema de generacin. En esta optimizacin, se consideran las limitaciones de intercambio por la capacidad de trasiego de las interconexiones.

2.2 Planificacin en Ambientes CompetitivosEn la VII Reunin de Trabajo del GTPIR, realizada en Tegucigalpa, en octubre del 2001, el Ing. Jorge Karacsonyi, de la empresa consultora Mercados Energticos, present la charla Planificacin en Ambientes Competitivos, de la cual se extraen algunos conceptos importantes que justifican y orientan el trabajo del GTPIR. Segn el Ing. Karacsonyi la planificacin en sistemas elctricos en los que existe competencia, se justifica por varias razones entre las que seala: Se cuenta con un sistema de transmisin de por medio, que requiere de planificacin.

6

Pereira, M., y Kelman, R., (1999), Planeacin de la Expansin Bajo Esquemas Competitivos, Mdulo de Planificacin del Modelo Super y Preparacin del Plan Indicativo Regional de la Expansin de la Generacin, Managua.

3


La electricidad se ha tornado estratgica y cada vez hay ms costo social por la interrupcin del servicio. La planificacin da un patrn de comparacin entre lo que est pasando en el mercado y lo que sera el ptimo terico. El ptimo de la planificacin debe ser una referencia sobre lo que debera ser el mercado. Para evaluar si la regulacin est funcionando se debe comparar lo que est sucediendo con el ptimo que produce la planificacin centralizada. Si hay reglas regulatorias que impiden llegar a ese ptimo, hay que modificarlas. Conocer el ptimo econmico es una fuente de informacin a los inversionistas.

Por otra parte es importante considerar los siguientes aspectos: El plan de expansin debe ser consistente con las realidades financieros de los inversionistas. Se deben crear los mecanismos para que se optimicen los sistemas de transmisin. En muchas partes las decisiones de inversin por generacin se toman por un lado y las de transmisin siguen atrs. La planificacin da elementos de juicio a los reguladores y encargado de la poltica energtica. La planificacin debe entonces ser ms conceptual y no exacta. La funcin del planificador es identificar los escenarios futuros, ms que el determinar una lista de plantas. Debe existir relacin entre el planificador y los responsables de polticas energticas.

En sntesis, en un ambiente competitivo la planificacin no desaparece, sino que cambia su orientacin, representando un pronstico para que las autoridades polticas puedan tomar decisiones, y una herramienta para detectar fallas en la regulacin que impiden que el sistema alcance un ptimo.

2.3 Herramientas de AnlisisPara generar los planes de expansin regionales se han utilizado dos herramientas computacionales: OPTGEN-SDDP versin 5.1, herramienta computacional de la PSR para la planificacin y optimizacin de las inversiones en la expansin de la generacin e interconexiones de sistemas de energa. El modelo SDDP, versin 9.2 Este programa de PSR7 utiliza la denominada programacin dinmica dual estocstica para simular el comportamiento de un sistema interconectado, incluyendo lneas de transmisin (opcin que no se utiliza en este trabajo, con excepcin de lo relativo a la capacidad mxima de las interconexiones).

En el presente estudio, estas herramientas se utilizan de manera complementaria. Adicionalmente, se utiliz el modelo SUPER-OLADE 8, versin 5.1, para la modelacin de la curva de carga por sistema (MODDEM) y relleno de caudales hidrolgicos (MODHID).7 8

Power System Research Inc., empresa brasilea que desarroll los modelos OTPGEN y SDDP. Sistema Unificado de Planificacin Elctrica Regional, desarrollado por la OLADE-BID.

4


Un estudio de planificacin como el presente se ejecuta siguiendo una serie de pasos: Establecimiento de los criterios de planificacin. Preparacin de la base de datos. Establecimiento de parmetros tcnico-econmicos (tasas de descuento, perodos de anlisis, series hidrolgicas, niveles de tolerancias, etc.). Definicin de escenarios a analizar. Obtencin de planes de mnimo costo. Estrategias de expansin. Simulaciones detalladas para validar y ajustar los planes regionales. En el Anexo 1 se enlistan los criterios de planificacin aplicados al presente estudio.

5


(esta pgina en blanco intencionalmente)

6


3 ENTORNO CENTROAMERICANOLos pases del istmo centroamericano decidieron integrar sus sistemas elctricos con la intencin de aprovechar mejor los recursos energticos y su infraestructura. Con este propsito, desde 1985 se crearon organismos regionales, como el Consejo de Electrificacin de Amrica Central (CEAC), para promover la cooperacin, la construccin de infraestructura, los intercambios de energa y la planificacin conjunta. La primera interconexin entre pases data de 1976, con el enlace Honduras-Nicaragua. En 1982 se conect Nicaragua-Costa Rica y cuatro aos ms tarde, en 1986, se enlaz Costa Rica-Panam y Guatemala-El Salvador. La unin entre El Salvador y Honduras inici su operacin en el 2002. Ms recientemente, se estableci la primera interconexin extra-regional, con la lnea Guatemala-Mxico. Con la adopcin del Tratado Marco del Mercado Elctrico Centroamericano, suscrito por los seis pases de Amrica Central a finales de la dcada pasada, la integracin se refuerza. El proyecto del Sistema de Integracin Elctrica para los Pases de Amrica Central (SIEPAC) construir una nueva lnea de transmisin, cuyos propietarios son las empresas elctricas estatales de la regin, ms otros socios extra regionales9 . Dada la poca capacidad de las interconexiones entre los pases vecinos y la ausencia de un mercado organizado, en el pasado no existan en la regin las condiciones necesarias para depender de intercambios de energa entre pases. Sin embargo, los esfuerzos por crear un mercado elctrico centroamericano han avanzado significativamente y la construccin de la lnea SIEPAC, la cual consiste en 1 800 kilmetros de lneas de transmisin de 230 kilovoltios, permitir en un futuro cercano intercambios de hasta 300 megavatios. En las secciones siguientes se presentan datos y estadsticas que describen el entorno centroamericano.

3.1 Situacin econmica y social de Centro AmricaEl producto interno bruto - PIB nominal per cpita, muestra tasas de crecimiento positivas desde el ao 2003 hasta el 2008, antes de la crisis econmica mundial, pero con grandes diferencias entre los pases, ver Figura 3.1.

9

Endesa de Espaa, ISA de Colombia y CFE de Mxico.

7


Figura 3.1

Producto Interno Bruto por Habitante (dlares a precios constantes del ao 2000)6000 5000 4000US $

3000 2000 1000 0 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 Nicaragua Honduras 2008

Guatemala Panam


Fuente: CEPAL. Istmo Centroamericano. Estadsticas del Subsector Elctrico. Datos al 2008.

La regin centroamericana cubre un rea de 509 mil km2, y a mediados del 2009 tena 42.9 millones de habitantes. Se presentan grandes diferencias respecto a la cobertura elctrica por pas, y a la generacin per cpita, tal y como se muestra en la Tabla 3.1.Tabla 3.1 Caractersticas demogrficas de los pases del Istmo. 2009 Poblacin Cobertura Area Generacin Densidad Generacin Per a mitad de ao elctrica Anual Poblacin Capita Anual 2 miles km hab/km 2 Mill % kWh-ao GWh

Guatemala Honduras El Salvador Nicaragua Costa Rica Panam Total

14.0 7.3 7.9 5.7 4.5 3.5 42.9

84.0 86.4 80.5 66.7 99.1 89.0

109 112 21 139 51 77 509

7979 5663 6582 3196 9236 6879 39535

129 65 375 41 88 45 84

569 773 836 556 2048 1994 921

Fuente: Naciones Unidas. Comisin Econmica para Amrcia Latina y el Caribe. CEPAL. Centroamerica. Estadisticas del Subsector Elctrico. 2009

Respecto a los ndices de electrificacin, la mayora de los pases han hecho esfuerzos importantes para mejorar la cobertura elctrica, tal y como lo muestra la Figura 3.2.

8


Figura 3.2

Indice de Electrificacin (%). Perodo 1985-2008100 80 60 % 40 20 0

Guatemala Nicaragua


Honduras Panam


No obstante esa mejora a nivel nacional, a lo interno de los pases persisten diferencias importantes entre las zonas rural y urbana. En la Figura 3.3 se presentan los ndices detallados por zona. Al ao 2008 de los 40.7 millones de habitantes del istmo cerca de 8 millones no tienen acceso al servicio elctrico.Figura 3.3Porcentaje de cobertura elctrica por zona. Ao 2000100 75 50 25 CR Pas ES GU HO Zona Rural NI 0 CR Pas ES GU Zona Urbana HO NI Zona Rural

Porcentaje de cobertura elctrica por zona. Ao 2008

100 75

25 0 Zona Urbana


Los precios han evolucionado en forma distinta en cada pas. En la Figura 3.4 se muestra el comportamiento histrico de los precios por sector de consumo en Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panam. En la Tabla 3.2 y Tabla 3.3 se presentan los datos de El Salvador y Guatemala para el ao 2008.

%

50

%

9


Figura 3.4

Precios promedio de la electricidad por sector de consumo. Perodo 1995-2008. $/kWhSector Residencial. 1995-20080.25 0.20 0.25 0.20

Sector Industrial . 1995-2008

$/KWh

0.10 0.05 0.00

$/KWh 1997 1999 2001 2003 2005 2007

0.15

0.15 0.10 0.05 0.00

1995

1997

1999

2001

2003

1995

2009

2005

2007

Hond

Nicaragua

Costa Rica

Panama

Hond

Nicaragua

Costa Rica

Panama

Sector Comercial. 1995-20080.25 0.20

$/KWh

0.15 0.10 0.05 0.00

1995

1997

2005

2007

1999

2001

2003

Honduras

Nicaragua

Costa Rica

Panama


Tabla 3.2El Salvador. Precio medio de la energa elctrica por sector de consumo. 2008 (precios promedios US$/Wh) Total CAEES DELSUR EEO DEUSEM-AES CLESA EDESA MAYORISTA

Total 0.138 0.127 0.138 Residencial 0.158 0.144 0.162 Baja Tensin 0.155 0.142 0.160 Media Tensin 0.121 0.114 0.120 Fuente: CEPAL. Estadsticas del sector elctrico.

0.163 0.171 0.170 0.150 2008

0.167 0.175 0.172 0.152

0.145 0.167 0.162 0.128

2009

0.144 0.157 0.177 0.128

10

2009


Tabla 3.3Guatemala. Precio medio de la energa elctrica por sector de consumo. (precios promedios US$/Wh). Ao 2008

Total Deorsa Deocsa EGSA Promedio 0.179 0.265 0.267 0.269 Tarifa Social 0.200 0.207 0.165 Baja tensin Simple 0.424 0.224 0.196 Con demanda en pun 0.219 0.203 0.201 Con demanda fuera d 0.217 0.208 0.243 Horaria 0.216 Alumbrado pblico 0.236 0.213 0.222 Fuente: CEPAL. Estadsticas del sector elctrico. 2008

EEMA 0.100

0.089 0.073

3.2 Mercados elctricos en Centro AmricaLa regin centroamericana experimento reformas importantes en sus sectores elctricos, cuando a finales de la dcada de los ochenta la reestructuracin elctrica sustituy el control centralizado de las empresas estatales verticalmente integradas con mercados liberalizados, particularmente en la actividad de generacin. En Guatemala, El Salvador, Nicaragua y Panam se hicieron profundos cambios en relativamente poco tiempo, en los segmentos de generacin, transmisin y distribucin, mientras que en Honduras y Costa Rica, la apertura se dio en forma limitada y slo en el segmento de generacin. En el 2008, el Estado nicaragense volvi a tener una participacin accionaria del 16% en las empresas distribuidoras. En los cuatro pases que reestructuraron su sector, funciona un mercado de generacin. En Honduras, se cre un modelo de comprador nico y en Costa Rica se abri la participacin privada para el desarrollo de fuentes renovables en plantas de capacidad limitada. El Tratado Marco del Mercado Elctrico Centroamericano est concebido para crear un stimo mercado, que convive superpuesto a los mercados internos particulares de cada pas.

3.3 Situacin comercialLas transacciones comerciales de los intercambios de energa estn regidas por el Reglamento del Mercado Elctrico Regional (RMER). La Comisin Regional de Interconexin Elctrica (CRIE), conformada con representantes de los organismos reguladores de cada pas, acta como regulador regional. El Ente Operador de la Red (EOR) se encarga de la operacin y el despacho regional.

11


Los intercambios se realizan entre los agentes habilitados por cada pas ante el EOR. Todas las transacciones deben ser coordinadas con el Operador de Mercado (OM) de cada pas y comunicadas con anticipacin al EOR, que verifica la factibilidad tcnica y comercial de los intercambios. Hechos los ajustes, el EOR coordina con los OM el predespacho del da siguiente. Los intercambios registrados en el MER se muestran en la Figura 3.5, donde se registra el volumen total de exportaciones. Se observa que los niveles actuales de intercambio son del orden del 1% de la generacin total.Figura 3.5

Exportaciones de energa en Centro Amrica. 1990-20092000 1500

GWh

1000 500 0

Fuente: Naciones Unidas. CEPAL. Istmo Centroamericano Estadsticas del Subsector Elctrico. Datos al 2008

El detalle de los flujos mensuales de energa trasegada entre los pases para el ao 2009, se presenta en la Figura 3.6 y Figura 3.7.

12


Figura 3.6INTERCAMBIOS DE ENERGIA EN LAS INTERCONEXIONES. 2009 FLUJO NORTE ==> SUR

40 30GWh

20 10 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

GU-ES

ES-HO

HO-NI

NI-CR

CR-PA

Total


Figura 3.7INTERCAMBIO DE ENERGIA EN LAS INTERCONEX IONES. 2009 FLUJO SUR ==> NORTE

60 50 40GWh

30 20 10 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul AgoNI-CR

Sep

Oct

Nov

Dic

GU-ES

ES-HO

HO-NI

CR-PA

Total


3.4 Evolucin de los sistemas de generacinEn la Figura 3.8 se muestra la demanda mxima de potencia para el perodo de 19902009 en la regin Centroamericana.

13


Figura 3.8

1600 1200

Demanda Mxima de Potencia . Perodo 1990-2009

MW

800 400 0

Guatemala Nicaragua


Honduras Panam

Fuente: Naciones Unidas. Comisin Econmica para Amrica Latina y el Caribe. CEPAL. Istmo Centroamericano. Estadsticas del Subsector Elctrico. Datos al 2008.

La energa demandada en los ltimos 20 aos fue generada recurriendo principalmente a una combinacin de fuentes hidroelctricas y trmicas, como se observa en la Figura 3.9. La regin aumento la dependencia de combustibles fsiles para atender sus crecientes demandas elctricas. A partir de la dcada de los 90, la participacin de las energas renovables cay de un 90% a un 60%, mientras que la participacin del petrleo subi significativamente. La participacin de las fuentes renovables se ha mantenido estable en los ltimos cinco aos.Figura 3.9

Generacin Elctrica en Centro Amrcia. Perodo 1990-2009 (%)100% 80% 60% 40% 20% 0% Hidro Gas Geo Carbn Vapor Cogener Diesel Elica

Fuente: Naciones Unidas. Comisin Econmica para Amrica Latina y el Caribe. CEPAL. Istmo Centroamericano. Estadsticas del Subsector Elctrico. Datos al 2008.

14


La generacin neta en GWh, por pas para los aos 1990 hasta el 2009 se presenta en la Tabla 3.4.Total 14 175 19 454 26 955 28 023 29 712 31 307 32 960 34 504 36 380 38 229 39 145 39 115Tabla 3.4 Generacin neta en GWh, por pas. Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua 2 318 2 164 2 274 1 251 3 479 3 271 2 798 1 618 6 048 3 390 3 739 2 096 5 772 3 976 3 959 2 286 6 191 4 274 4 162 2 402 6 575 4 487 4 607 2 561 6 999 4 689 4 908 2 647 7 221 4 943 5 625 2 808 7 434 5 529 6 020 2 895 7 940 5 749 6 334 2 935 7 904 5 916 6 547 3 100 7 979 5 505 6 540 3 195

1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Costa Rica 3 543 4 826 6 886 6 896 7 439 7 511 7 968 8 146 8 564 8 990 9 413 9 236

Panam 2 625 3 463 4 797 5 133 5 245 5 566 5 748 5 761 5 938 6 282 6 265 6 660

Fuente: CEPAL.. Istmo Centroamericano. Estadsticas del Subsector Elctrico. Datos al 2008

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(esta pgina en blanco intencionalmente)

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4 PROYECTOS REGIONALESPara el GTPIR un proyecto es regional cuando al menos una parte de su generacin est destinada a atender la demanda de un pas diferente a donde est ubicado. Con el aporte de un proyecto regional, se logra una reduccin de las inversiones en nuevas plantas ubicadas en el pas que recibe la energa. Un proyecto regional puede ser de cualquier tecnologa y de cualquier tamao. Para convertirse en regional la nica condicin es que tenga contratos de largo plazo 10 con un pas vecino. El desarrollo del Mercado Elctrico Regional (MER) permitir la existencia de contratos de suministro regionales, que tendran la misma confiabilidad del suministro con plantas instaladas en el territorio de cada pas. Adicionalmente, la construccin de la lnea SIEPAC, que aumenta la capacidad y la confiabilidad de las interconexiones, posibilita la existencia de un tipo de plantas regionales particularmente importante.

4.1 Plantas hidroelctricasCentrales hidroelctricas de tamao relativamente grande, que en un sistema aislado provocaran enormes excedentes en sus primeros aos de operacin, pueden colocar toda o parte de su produccin en un mercado ms amplio como el MER. Esta observacin es particularmente importante, puesto que ms del 60% de la energa hidroelctrica identificada con proyectos en Centro Amrica 11 proviene de centrales de ms de 150 MW. La posibilidad de desarrollar plantas regionales facilita la incorporacin significativa de este recurso renovable en el sistema regional. En la Figura 4.1 se observa la distribucin de potencias de los proyectos identificados para los estudios de planeamiento.

En el caso de una planta mercante (Merchant Plant) que opere slo en el mercado de oportunidad no hay contratos de largo plazo, pero es regional si los pases vecinos pueden contar con su oferta para balancear su ecuacin oferta-demanda. 11 Segn la base de datos de proyectos del GTIR.

10

17


Figura 4.1

Potencia de los proyectos hidroelctricos800 700 600 500 75% 50%El 60% del potencial hidroelctrico est en plantas mayores de 150 MW

100%

400 300 200 100 0 Potencia Energa Acumulada

25% 0%

4.2 Plantas TrmicasTambin la regin obtiene un beneficio con la posibilidad de construir plantas trmicas grandes. Con estas centrales se produce una economa de escala apreciable que solo se logra si la planta se dimensiona para atender demandas regionales. Adems de las grandes centrales trmicas est el tema de la disponibilidad de otros combustibles. El gas natural y el carbn son dos fuentes energticas trmicas podran ser introducidas con las plantas regionales.

4.2.1 Gas Natural LicuadoEl gas natural tiene el menor impacto ambiental de todos los combustibles fsiles, siendo un combustible ms limpio que el carbn y el petrleo, ya que en su combustin produce de un 40 a un 45% menos dixido de carbono que el carbn, y entre un 20 y un 30% menos que los productos derivados del petrleo. En Centro Amrica no hay yacimientos de gas natural en explotacin y por lo tanto debe ser importado. El gas natural o metano (CH4) es un hidrocarburo asociado a los yacimientos de petrleo, que se transporta generalmente utilizando gasoductos, pero para grandes distancias (superiores a los 3,000 km), resulta ms econmico licuar el gas y transportarlo por buque. El gas as transportado se denomina Gas Natural Licuado (GNL). La licuefaccin reduce el volumen 600 veces, y se logra enfriando el gas a -161C. A esta temperatura, el gas natural se mantiene en fase lquida a presin atmosfrica. El proceso requiere de una cadena importante de obras y equipos, que van desde la planta licuefactiva en el pas productor, barcos metaneros, facilidades portuarias de carga y descarga, tanques de almacenamiento y la planta regasificadora en el pas receptor. Por economa de escala, en general este tipo de facilidades tienen capacidad para alimentar plantas de generacin de ms de 500 MW. 18

% Energa Acumulada

MW


La nica planta de licuefaccin en funcionamiento en la regin es la de Atlantic LNG, en Trinidad y Tobago, con una capacidad de 10 millones de ton/ao, en tres unidades o trenes de produccin. En Chile, Puerto Rico y Repblica Dominicana hay plantas de regasificacin. En Amrica Latina, se han anunciado varios proyectos de GNL, tanto de plantas productoras de GNL en Bolivia, Venezuela, Colombia y el Per, como proyectos de terminales de recibo de GNL en Mxico, Brasil y otras partes del Caribe. En Centroamrica se conocen los casos de El Faro, en Honduras, y Cutuco, en El Salvador, el cual tendr una capacidad de 525 MW. La mayor reserva de gas natural en Amrica Latina, se encuentra en Venezuela. La segunda en importancia es Bolivia, quin an no tiene las inversiones necesarias para explotar este recurso. Posteriormente Argentina tiene el tercer lugar, pero destina prcticamente toda su produccin al consumo interno. El Programa de Integracin Energtica de Mesoamrica (PIEM), realiz un estudio de factibilidad para la introduccin de Gas Natural a Centro Amrica 12 . Con base en estudios y anlisis previos, se evaluaron las siguientes tres alternativas: Suministro desde Mxico por gasoducto (desde los campos del Golfo de Mxico). Suministro de Colombia, ya sea mediante gasoducto o por barcos con gas natural comprimido. Suministro de gas natural licuado por medio de los mercados relevantes o de un proyecto localizado en un pas exportador preferentemente en Latino Amrica.

En los resultados del estudio quedo descartada la posibilidad de que Mxico y Colombia puedan disponer de volmenes necesarios para comprometer oferta exportable en un proyecto de largo plazo, debido a la magnitud de sus reservas y de sus compromisos de abastecimiento del mercado domstico. Ms an, surge del estudio la posibilidad de que Mxico, en un futuro va a demandar crecientes volmenes de importacin de gas natural, por lo cual se analiz la incorporacin de Mxico como comprador potencial en el proyecto regional del Istmo Centroamericano. Las alternativas logsticas definidas y evaluadas para introducir el gas en Centroamrica, desde Venezuela, con y sin la demanda de Mxico, pasando por Colombia, son las siguientes:

12

Estudio para definir una Estrategia de Introduccin del Gas Natural en Centroamrica. Programa de Integracin Energtica Mesoamericana. Noviembre 2006.

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Figura 4.2

Fuente: Resumen Ejecutivo. Estudio para definir una Estrategia de Introduccin del Gas Natural en Centroamrica. Programa de Integracin Energtica Mesoamericana. Noviembre 2006.

A continuacin se detallan los montos totales requeridos en inversin y las tarifas de las distintas alternativas logsticas, considerando los escenarios de demanda alta y baja.

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Tabla 4.1

Montos Totales Requeridos en Inversin y Tarifas por Alternativa de TransporteInversin Total MM USD Mixto (Gasoducto + Plantas GNL (Gasoducto + Plantas Gasoducto Regional de regasificacin + ramales) de regasificacin + ramales) (Desde Venezuela) Centroamrica Centroamrica + Mxico 4.779 2.999 1.785 1.547 4.764 2.94 1.785 1.547 Mixto (Gasoducto + Plantas GNL (Gasoducto + Plantas Gasoducto Regional de regasificacin + ramales) de regasificacin + ramales) (Desde Venezuela) Centroamrica Centroamrica + Mxico 1.45 2.08 1.45 1.27 1.47 2.31 1.63 1.44

Alta Demanda Baja Demanda Tarifas USD/MMBTU

Alta Demanda Baja Demanda

Fuente: Resumen Ejecutivo. Estudio para definir una Estrategia de Introduccin del Gas Natural en Centroamrica. Programa de Integracin Energtica Mesoamericana. Noviembre 2006.

El estudio plantea que las alternativas logsticas de introducir el gas por gasoductos puede obtener reducciones sobre el valor de referencia Henry Hub 13 ms significativas que el margen de la alternativa logstica de introducir el gas por barco (GNL) o el de la alternativa mixta, ya que se considera que si el gas viene por gasoductos no se requiere remunerar los costos de la planta de licuefaccin en origen, ni el costo del transporte por barco. Se prev que el proyecto sea desarrollado en tres fases. La primera fase, actualmente en ejecucin, implica avanzar sobre los consensos polticos bsicos entre los pases de la regin mesoamericana hasta la puesta en operaciones del proyecto. La segunda fase buscar implementar el proyecto de introduccin del gas a Centroamrica y la tercera fase buscar introducir un mercado competitivo en la regin.

4.2.2 CarbnLas vastas reservas y la diversidad de fuentes de aprovisionamiento hacen del carbn un elemento importante de consideracin en la matriz energtica de un pas. Su bajo costo, pero sobre todo, la seguridad del abastecimiento y la estabilidad de su precio, lo convierten en un combustible estratgico en muchas partes del mundo. Aunque actualmente existen en Centro Amrica plantas de vapor que consumen carbn, no ser sino con grandes centrales que se lograrn beneficios econmicos importantes, y la posibilidad de aplicar tecnologas menos contaminantes. Adems de obtenerse economas en el transporte y el manejo (construccin de muelles carboneros, patios de almacenamiento, trenes de carga, etc.), las grandes centrales tienen costos unitarios de instalacin y de operacin ms bajos.

13

Henry Hub es el punto de fijacin de precios para el gas natural, de acuerdo a los contratos futuros negociados en la bolsa Mercantil de New York.

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Un obstculo para el uso del carbn lo constituye la preocupacin ambiental por la emisin de gases de efecto invernadero. La combustin del carbn es una fuente importante de emisiones de SOx, NOx, partculas y CO2. Al introducir el carbn a mayor escala, la regin tendr que adoptar rigurosas normas ambientales para garantizar que el impacto por las emisiones sea el ms reducido posible, a travs de la adopcin de tecnologas modernas y del uso de tcnicas de carbn limpio. Avances tecnolgicos como el ciclo combinado de combustin sobre lechos fluidificados y presurizados (PFBC por sus siglas en ingls), turbinas de vapor con cmara de combustin atmosfrica (AFBC por sus siglas en ingls) o el ciclo combinado de gasificacin integrada (IGCC, por sus siglas en ingls), prometen brindar alternativas ms limpias para el aprovechamiento del carbn. Estas tecnologas slo logran ser competitivas maximizando sus economas de escala.

4.3 Consideraciones GeneralesEs previsible que una parte de las plantas regionales grandes sean desarrolladas para atender principalmente el mercado local, a travs de contratos de largo plazo, complementados con contratos de mediano plazo para colocar excedentes temporales en el mercado regional. Es de notar que en la optimizacin de los planes estudiados, por las caractersticas del anlisis realizado, todas las plantas son modeladas como regionales, puesto que su generacin se utiliza indistintamente para atender la demanda regional, con la capacidad de los interconectores como nico lmite. En el presente estudio se ha supuesto que se podrn desarrollar centrales grandes de 250 y 500 MW en carbn, adems de Ciclos Combinados de 500 MW asociados a GNL. No se hizo ninguna consideracin sobre el gas por gasoducto, por la imposibilidad de estimar un posible costo de este gas.

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5 INFORMACION BASICAEn esta seccin se presenta un resumen de la informacin ms importante utilizada en la obtencin de los planes regionales.

5.1 Sistema existenteLa capacidad instalada efectiva en Centro Amrica en el ao 2009, de acuerdo con las estadsticas de CEPAL, es la que se muestra en el Tabla 5.1 y Figura 5.1.Tabla 5.1

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panam Total %

Capacidad Instalada en MW. Ao 2009 Total Hidro Geo Elico Trmico 2,370 778 49 1,542 1,490 486 204 800 1,606 522 1,084 969 105 88 40 736 2,501 1,510 166 120 705 1,771 881 890 10,707 4,283 507 160 5,757 40% 5% 1% 54%

% Total 22% 14% 15% 9% 23% 17%

Fuente: CEPAL. Centroamrica. Estadsticas del Subsector Elctrico. 4 Nov 2010

Figura 5.1

Capacidad Instalada por pas (MW) Ao 20092500 2000

MW

1500 1000 500 0 GU Hidro ES HO Geo NI Elico CR PA Trmico

La generacin total en el 2009 alcanz los 39 535 GWh, de acuerdo con datos de la CEPAL, que se muestran en la Tabla 5.2 y en la Figura 5.2.

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Tabla 5.2

Generacin Neta Total en GWh. Ao 2009 Total Hidro Geo PetrleoGuatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panam Total 7979 5663 6582 3196 9236 6879 39535 2894 1561 2787 290 7225 3894 18651 280 1421 0 263 1186 0 3149 3058 2449 3542 2241 452 2985 14727

Carbn Otras renov679 0 44 0 0 0 723 1069 232 209 402 374 0 2285

Fuente: CEPAL. Centroamrica. Estadsticas del Subsector Elctrico. 4 Nov 2010

Figura 5.2Generacin de Energa por Pas y Fuente. (GWh) Ao 2009 10000 8000 6000 4000 2000 0Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panam

Hidro

Geo

Carbn

Petrleo

Otras renov

La composicin del parque generador 14 y la produccin relativa de cada fuente energtica, segn datos publicados por la CEPAL, se muestra en la Figura 5.3

14

La base de datos del GTPIR y de la CEPAL presentan pequeas diferencias, que en parte pueden ser atribuidas a la diferencia entre potencia de placa y la potencia realmente efectiva de las mquinas.

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Figura 5.3Generacin en Centro Amrica. 2009 Potencia Instalada Centro Amrica 2009Geo 5% Petrleo 37%

Geo 8%

Trmica 54% Hidro 40%

Hidro 47%

Carbn, 2% Otras renov 6%

Elica 1%

Fuente: CEPAL. Estadsticas del Subsector Elctrico 2009. 4 Nov 2010

La suma de las demandas mximas experimentadas por cada pas en el 2009, de acuerdo con las estadsticas de la CEPAL, alcanz los 6 757 MW.

5.2 Demanda5.2.1 Proyecciones anualesPara obtener las proyecciones de demanda se utilizaron mtodos economtricos y estadsticos de pronstico. Usualmente las proyecciones se calculan para tres escenarios denominados bajo, medio y alto, aunque en el presente estudio slo se ha utilizado el escenario medio y alto. La Tabla 5.3 muestra las estimaciones de demanda agregada del MEAC para el periodo 20102025. La Tabla 5.4 muestra los valores de cada pas en el escenario medio. La tasa prevista de crecimiento del conjunto de la energa en el MEAC es de 4.9% para el escenario medio y de 6.0% para el de alto crecimiento.

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Tabla 5.3 Proyeccin de Demanda de Potencia y Energa para Amrica Central. Escenario Alto Escenario Medio Crecimiento anual Crecimiento anual GWh MW Energa Potencia GWh MW Energa Potencia 42036 6939 40922 6760 44597 7364 6.1% 6.1% 42558 7030 4.0% 4.0% 47075 7778 5.6% 5.6% 44384 7331 4.3% 4.3% 49742 8222 5.7% 5.7% 46385 7661 4.5% 4.5% 52675 8709 5.9% 5.9% 48526 8014 4.6% 4.6% 55854 9230 6.0% 6.0% 50914 8402 4.9% 4.9% 59180 9777 6.0% 5.9% 53379 8802 4.8% 4.8% 62728 10359 6.0% 5.9% 55982 9225 4.9% 4.9% 66447 10965 5.9% 5.9% 58676 9661 4.8% 4.8% 70562 11638 6.2% 6.1% 61659 10140 5.1% 5.1% 74886 12350 6.1% 6.1% 64743 10640 5.0% 5.0% 79425 13100 6.1% 6.1% 67958 11158 5.0% 5.0% 84190 13886 6.0% 6.0% 71313 11696 4.9% 4.9% 89244 14720 6.0% 6.0% 74782 12258 4.9% 4.9% 94599 15602 6.0% 6.0% 78427 12848 4.9% 4.9% 100274 16538 6.0% 6.0% 82289 13473 4.9% 4.9%

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Tabla 5.4Proyecciones de demanda de energa por pas. Escenario Medio. (GWh) GU ES HO NI CR PA 2010 8116 5888 7251 3311 9280 7077 2011 8347 2.8% 6035 2.5% 7534 3.9% 3448 4.2% 9698 4.5% 7495 5.9% 2012 8623 3.3% 6216 3.0% 7880 4.6% 3577 3.7% 10156 4.7% 7932 5.8% 2013 8925 3.5% 6434 3.5% 8253 4.7% 3702 3.5% 10643 4.8% 8428 6.3% 2014 9243 3.6% 6659 3.5% 8656 4.9% 3826 3.4% 11173 5.0% 8968 6.4% 2015 9581 3.7% 6979 4.8% 9071 4.8% 3953 3.3% 11747 5.1% 9584 6.9% 2016 9947 3.8% 7347 5.3% 9497 4.7% 4083 3.3% 12351 5.1% 10154 5.9% 2017 10326 3.8% 7765 5.7% 9933 4.6% 4220 3.4% 12987 5.1% 10751 5.9% 2018 10721 3.8% 8238 6.1% 10387 4.6% 4366 3.4% 13655 5.1% 11309 5.2% 2019 11130 3.8% 8764 6.4% 10903 5.0% 4521 3.5% 14359 5.2% 11982 6.0% 2020 11555 3.8% 9259 5.7% 11451 5.0% 4686 3.7% 15099 5.2% 12692 5.9% 2021 11996 3.8% 9783 5.7% 12017 4.9% 4871 3.9% 15879 5.2% 13413 5.7% 2022 12454 3.8% 10335 5.7% 12603 4.9% 5073 4.1% 16700 5.2% 14147 5.5% 2023 12930 3.8% 10919 5.7% 13210 4.8% 5243 3.4% 17564 5.2% 14915 5.4% 2024 13423 3.8% 11536 5.7% 13832 4.7% 5419 3.4% 18475 5.2% 15741 5.5% 2025 13936 3.8% 12188 5.7% 14483 4.7% 5602 3.4% 19467 5.4% 16613 5.5% Proyecciones de demanda de potencia por pas. Escenario Medio. GU ES HO NI CR 2010 1324 929 1258 549 1558 2011 1361 2.8% 952 2.5% 1308 4.0% 571 4.0% 1628 4.5% 2012 1406 3.3% 980 3.0% 1369 4.6% 591 3.6% 1705 4.7% 2013 1455 3.5% 1015 3.5% 1434 4.8% 611 3.3% 1787 4.8% 2014 1507 3.6% 1050 3.5% 1505 4.9% 631 3.2% 1876 5.0% 2015 1562 3.7% 1096 4.3% 1578 4.8% 651 3.2% 1972 5.1% 2016 1622 3.8% 1149 4.8% 1653 4.7% 671 3.2% 2073 5.1% 2017 1684 3.8% 1209 5.3% 1729 4.6% 693 3.2% 2180 5.1% 2018 1748 3.8% 1278 5.7% 1809 4.6% 716 3.3% 2292 5.1% 2019 1815 3.8% 1356 6.1% 1899 5.0% 734 2.6% 2410 5.2% 2020 1884 3.8% 1433 5.7% 1996 5.1% 755 2.8% 2535 5.2% 2021 1956 3.8% 1514 5.7% 2095 5.0% 775 2.7% 2666 5.2% 2022 2031 3.8% 1600 5.7% 2198 4.9% 796 2.7% 2804 5.2% 2023 2109 3.8% 1690 5.7% 2305 4.8% 817 2.6% 2949 5.2% 2024 2189 3.8% 1786 5.7% 2414 4.7% 838 2.6% 3101 5.2% 2025 2273 3.8% 1887 5.7% 2528 4.7% 859 2.6% 3268 5.4% (MW) PA 1143 1210 5.9% 1280 5.8% 1359 6.2% 1445 6.3% 1543 6.8% 1634 5.9% 1729 5.8% 1818 5.1% 1925 5.9% 2037 5.9% 2152 5.6% 2268 5.4% 2390 5.4% 2520 5.5% 2658 5.5%

5.2.2 Curva de Carga DiariaOtro aspecto importante con relacin a la demanda es su comportamiento horario, determinado por la curva de carga diaria, a partir de la cual se construyen los escalones o bloques de demanda usados por los modelos OPTGEN y SDDP. Las curvas de demanda se construyeron a partir de las series horarias histricas de los pases, correspondientes al ao 2007, tomando en cuenta la diferencia de horario de Panam con respecto a Centroamrica. No los datos de los aos 2008 y 2009, porque la crisis econmica mundial produjo un comportamiento atpico de las curvas de carga. Los bloques de demanda son calculados por el Modulo de Demanda (MODDEM) del SUPER a partir de los datos horarios de potencia del ao 2007. Para caracterizar la demanda, el MODDEM utiliza los siguientes cuatro coeficientes de: 27


tendencia anual variacin estacional ponderacin diaria relacin con potencia media diaria

Solamente para propsitos ilustrativos, en la Figura 5.4 y en la Figura 5.5 se muestra la curva promedio diaria de los das laborales (lunes a viernes) del ao 2007 de cada uno de los pases.Figura 5.4Centro Amrica . Curva de Carga en el da de Mxima Demanda. Ao 20071600 1400 1200 1000MW

800 600 400 200 0 1 2 3 4 5 6GU

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24ES HO NI

CR

PA

Figura 5.5Centro Amriica. Curva de Carga Adimensional . Ao 20071.00

0.80

0.60

0.40

0.20

0.00 1 3 5 GU 7 9 ES 11 HO 13 NI 15 CR 17 19 PA 21 23

Sobre estas figuras, es importante observar que, con excepcin de Panam, los pases muestran un patrn similar, en el que la punta del da ocurre entre las 6 p.m. y las 8 p.m. En el sistema de Panam, ms que una punta, se forma una meseta que se prolonga desde las 10 a.m. hasta las 4 p.m., debido al uso del aire acondicionado en las oficinas y comercio durante la jornada laboral. Honduras, Costa Rica y en menor medida Guatemala, presentan un segundo pico hacia el medioda. 28


En el Anexo 2 se analiza la evolucin de las curvas de carga de Centro Amrica entre el 2001 y el 2007, as como el comportamiento de los factores de carga anuales.

5.3 Costo del dficitEl modelo OPTGEN-SDDP determina el plan de expansin ptimo que minimiza la suma de los costos totales de inversin, de operacin y mantenimiento. Por otro lado, el modelo SDDP determina el despacho ptimo de los sistemas de generacin y transmisin que minimiza el costo de operacin (combustibles, costos variables de O&M y prdidas de transmisin). En ambos programas, dentro de los costos de operacin, se incluyen los costos asociados al dficit de energa. Por consiguiente, es fundamental utilizar un costo del dficit realista y homogneo para los pases de la regin con el fin de evitar transferencias de dficit en caso de producirse ste. Adems, el costo del dficit tiene una influencia muy importante en los mrgenes de reserva, as como en los costos totales de los planes. Slo en algunos pases de la regin se han realizado estudios a fondo sobre costos de dficit en el sector elctrico. En el presente trabajo, se adoptaron los siguientes valores, en funcin del grado de profundidad de la falla: Dficit menores al 2% de la demanda: 800 US$/MWh Dficit mayores o iguales al 2% de la demanda: 1 500 US$/MWh Utilizar un costo ms bajo para fallas pequeas es justificable, pues este dficit puede aliviarse mediante mtodos que no implican grandes costos, tales como reduccin de la reserva rodante y modificaciones menores en los patrones de uso de la electricidad.

5.4 ConfiabilidadEn teora, si se pudiera valorar con exactitud el costo social de la escasez de electricidad, y eso se representara fielmente en la estimacin de los planes de expansin, la cantidad ptima de instalacin se obtendra directamente de la optimizacin econmica como aquella que resulta en un costo mnimo global. Por lo tanto, el concepto de margen de reserva no tendra sentido como una definicin a priori, sino ms bien, como el resultado de dicha optimizacin. Debido a la dificultad de la valoracin del costo social de la falla, los planes ptimos que se obtienen utilizando herramientas como el OPTGEN de alguna manera pueden no representar el ptimo social. De esta forma, en la planificacin tradicional se ha utilizado el criterio de un margen de reserva de capacidad que busca asegurar una cierta confiabilidad mayor que la del ptimo terico. Similarmente, en muchos mercados mayoristas de electricidad existen remuneraciones a la potencia, las cuales estn asociadas al concepto de garanta de suministro de largo plazo. En esencia, este tipo de retribucin tiene por objeto dar una seal econmica a la permanencia e instalacin de capacidad de generacin en los sistemas elctricos, con el objeto de conseguir un nivel de garanta de abastecimiento superior a la que el mercado 29


mayorista por s mismo proporcionara. Esto es actualmente un tema muy polmico sobre el que no hay conclusiones definitivas, habindose adoptado al respecto soluciones muy diversas en los distintos pases.

5.4.1 Criterio de ConfiabilidadEn este estudio, en vez de adoptar un criterio de reserva mnima de capacidad, que en un sistema hidro-trmico no es relevante, dado que el dficit muchas veces es de energa y no de capacidad instalada, se utiliza el siguiente criterio de confiabilidad: En cada pas, no se permiten dficit de energa que superen el 2% de la demanda de cualquier mes, en ms del 5% de las series hidrolgicas. No se permiten dficit de cualquier tamao en todas las series en un mismo mes. Esto significa que el margen de reserva de cada pas es dejado libre y es reemplazado por la minimizacin del costo de inversin, operacin y falla, con la revisin posterior de los criterios anteriores, lo cual puede requerir la instalacin de capacidad adicional. La revisin de los criterios de confiabilidad se hizo en las simulaciones detalladas del SDDP.

5.5 Precios de los combustiblesLos costos futuros de los combustibles (bnker, diesel, carbn y gas natural) se estiman mediante las proyecciones existentes de precios internacionales y del mercado norteamericano. El pronstico de los precios de los derivados del petrleo, se basa en las publicaciones de la Energy Information Administration. Se utiliz el Annual Energy Outlook 2010 (denominado AEO-2010), publicado en diciembre del 2009, y se complement la informacin del 2010 y 2011 con el Short-Term Energy Outlook de marzo 2010. Estos precios reflejan los valores medios en que incurren las empresas generadoras en los Estados Unidos, incluyendo el transporte hasta la planta. Se ha supuesto que los costos de combustibles de las empresas elctricas en Centro Amrica son similares a los de Norteamrica. En cuanto al carbn, se ha utilizado informacin del AEO-2010, que reporta el precio medio de exportacin de carbn norteamericano. A este valor se le agrega el transporte y el costo del manejo portuario. Para obtener un pronstico del precio del gas natural licuado se ha supuesto que el mismo estar ligado el precio futuro del gas natural en los Estados Unidos, dado que este pas es el principal importador del GNL. Se usa el precio de Henry Hub Spot Price reportado por el EIA. La Tabla 5.5 muestra los precios utilizados de los combustibles, correspondientes al escenario base a precios de diciembre 2009. En este escenario, los precios del petrleo oscilan entre US$79/bbl y US$114/bbl. El precio nivelado que se indica en la ltima lnea es el precio medio de la proyeccin, ponderado con una tasa de descuento del 12%.

30


Tabla 5.5Precios de los Combustibles. Escenario Medio. 2010-2025Ao 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Nivelado Petrleo crudo US$/BBL Diesel (DSL) Bnker (BKR) Carbn GNL $/GJ BKR CB GNL TC (%) US$/lt TC (%) US$/lt TC (%) US$/tm TC (%) US$/m3 TC (%) DSL

79.58 83.00 79.18 85.49 90.65 94.24 97.95 100.93 104.11 106.16 107.97 109.21 110.60 111.99 113.30 114.76 93.29

4.30 -4.60 7.98 6.03 3.97 3.93 3.05 3.14 1.98 1.70 1.15 1.28 1.26 1.16 1.29 2.47

0.60 0.49 0.64 6.33 0.52 0.56 -12.53 0.53 0.59 6.65 0.57 0.62 4.20 0.60 0.64 2.79 0.61 0.67 4.95 0.63 0.69 3.59 0.65 0.71 3.38 0.67 0.73 2.10 0.68 0.74 1.63 0.68 0.75 0.74 0.69 0.75 0.88 0.70 0.76 1.52 0.70 0.77 0.88 0.71 0.78 1.32 0.72 0.65 1.80 0.60

5.81 2.06 7.69 5.12 2.77 2.61 3.28 2.65 1.48 0.47 1.45 0.89 1.29 1.28 1.19 2.65

130.00 135.24 4.03 142.70 5.52 146.07 2.36 149.15 2.11 152.03 1.93 156.06 2.65 163.55 4.80 171.32 4.75 178.94 4.45 185.66 3.76 188.57 1.57 193.80 2.77 195.20 0.72 194.59 -0.31 186.54 -4.13 156.02 2.44

0.21 0.23 0.25 0.24 0.24 0.25 0.25 0.25 0.26 0.26 0.27 0.27 0.28 0.28 0.28 0.28 0.25

9.30 8.47 -0.70 -0.70 3.03 1.70 0.12 0.77 1.12 2.06 1.51 2.80 0.41 -0.61 1.12 1.99

15.57 16.56 14.48 15.45 16.10 16.54 17.36 17.99 18.59 18.98 19.29 19.44 19.61 19.90 20.08 20.34 16.95

11.70 12.38 12.64 13.61 14.31 14.70 15.09 15.58 16.00 16.23 16.31 16.55 16.69 16.91 17.13 17.33 14.24

4.46 4.64 4.90 5.01 5.12 5.22 5.36 5.61 5.88 6.14 6.37 6.47 6.65 6.70 6.68 6.40 5.33

6.08 6.64 7.21 7.16 7.11 7.32 7.45 7.46 7.51 7.60 7.75 7.87 8.09 8.12 8.07 8.16 7.18

En la Tabla 5.6 se muestra la proyeccin para el escenario de precios altos. En este escenario el precio nivelado del crudo de referencia se ubica en los US$147.21/bbl.Tabla 5.6Precios de los Combustibles. Escenario Alto. 2010-2025Ao Petrleo crudo US$/BBL 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Nivelado 91.53 111.59 134.17 149.55 175.02 185.54 192.28 194.43 200.17 202.47 204.24 205.37 209.14 208.85 147.21 Diesel (DSL) Bnker (BKR) Carbn US$/tm 119.46 120.48 122.94 123.35 125.15 127.50 128.69 130.86 132.51 132.62 129.27 131.83 134.83 137.94 125.03 GNL $/GJ BKR CB GNL TC (%) US$/lt TC (%) US$/lt TC (%) 44.31 21.91 20.24 11.46 17.03 6.01 3.63 1.12 2.95 1.15 0.87 0.56 1.84 -0.14 8.88 0.75 0.87 1.00 1.12 1.28 1.36 1.42 1.42 1.47 1.45 1.45 1.42 1.44 1.45 1.105 23.29 17.27 14.88 11.11 15.07 6.00 4.26 0.39 3.00 -1.22 0.15 -1.82 0.98 0.88 6.46 0.42 0.52 0.63 0.76 0.88 0.93 0.96 0.98 1.03 1.01 1.01 1.01 0.99 1.03 0.73 17.32 21.81 23.23 19.01 16.49 5.45 3.42 2.56 4.32 -2.10 0.75 -0.57 -1.48 4.23 7.82 TC (%) US$/m3 TC (%) DSL 1.32 0.86 2.04 0.33 1.46 1.88 0.93 1.69 1.26 0.08 -2.52 1.98 2.28 2.31 1.13 0.32 0.33 0.33 0.34 0.35 0.36 0.37 0.37 0.37 0.37 0.37 0.38 0.38 0.39 0.34 11.69 5.07 -0.40 2.27 2.00 2.94 2.61 1.22 1.36 -1.28 0.78 1.44 1.56 2.55

19.41 10.15 4.10 9.27 22.76 12.36 4.13 9.74 26.14 15.23 4.22 9.70 29.05 18.13 4.23 9.92 33.42 21.12 4.29 10.12 35.43 22.27 4.38 10.42 36.94 23.03 4.42 10.69 37.09 23.62 4.49 10.82 38.20 24.63 4.55 10.97 37.73 24.12 4.55 10.83 37.79 24.30 4.44 10.91 37.10 24.16 4.52 11.07 37.46 23.80 4.63 11.24 37.79 24.81 4.73 11.53 9.98

2.37 28.78 17.50 4.29

En la Figura 5.6 se muestra la comparacin de los precios de los combustibles y su evolucin, de acuerdo con la proyeccin media y alta. Es de notar que aunque en el Escenario Base de precios el GNL y los derivados de petrleo siguen la misma tendencia, en el Escenario el GNL crecer menos que el petrleo, dndole al gas una ventaja. El precio del carbn es prcticamente el mismo en ambos escenarios.

31


Figura 5.6

Precios de combustibles en los Escenarios Base y AltoPrecios de los Combustiblese en el Ecenario Medio50 40 50 40

Precios de los Combustiblese en el Ecenario Alto.

$/GJ

30 20 10 0

$/GJ 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

30 20 10 0

2009

2015

2017

2019

2021

2011

DSL

BKR

CB

GNL

DSL

2013

BKR

CB

GNL

5.6 Plantas FijasLos proyectos que actualmente se encuentran en construccin o en etapas de financiamiento son conocidos y en el corto plazo van a entrar en lnea. Para efectos de este estudio, estas obras se consideran fijas y disponibles a partir de su fecha programada de inicio de operacin. Todos los dems proyectos son candidatos y no estn sujetos ms que al proceso de optimizacin de los planes. La informacin utilizada para las plantas fijas es la que estaba disponible a inicios del ao 2010. En el Anexo No.4 se presenta una actualizacin de los planes de corto plazo de cada pas, con la informacin con datos a octubre del 2010. En la Tabla 5.7 se indican los proyectos que fueron declarados fijos por cada pas.

2023

32


Tabla 5.7Lista De Proyectos Fijos. Perodo 2010-2013Planta Carbn Palmas II(D.Energy) Xacbal-Quich Carbn Sta. Rosa - ESI Santa Teresa Panam San Cristobal Termopuerto Chaparral Cerrn Grande Carbn CESSA Albanisa (U6) Albanisa (U7) Albanisa (U8) Amayo II Albanisa (U9) San Jacinto 1 (Tizate2) Managua 3 Las Brisas I San Jacinto 2 (Tizate3) Eol. EOLO Pantasma Larreynaga Las Brisas II Casitas I Pocosol Ing. CATSA Retiro Alquiler Garabito Ing. Fuera Zafra Pirrs Eol .Valle Central Las Pailas Ing. Cutres y Palmar Eol. Tejona 2 Retiro Colima Toro3 BOT's Torito y Chucs BOT's Capuln Retiro Cach Existente Ampliacin Cach Pas GU GU GU GU GU GU ES ES ES ES NI NI NI NI NI NI NI NI NI NI NI NI NI NI CR CR CR CR CR CR CR CR CR CR CR CR CR CR CR CR Fuente MW Ao Planta T H T H H H T H H T T T T H T G R R G E H H R T H I R T T H E G T E R H H H R H 80 94 90 19 7 19 70 66 86 14 41 27 23 41 36 2010 Paso Ancho 2010 Los Planetas 1 2011 Macano 2012 BLM (Carbon) (1) 2012 Bajo de Mina 2013 Gualaca 2010 B.L.M.-2-3-4 2013 Lorena 2013 Chan I 2010 Pedregalito 2010 Eol. Toabr I 2010 Baitn 2010 Cochea 2010 San Bartolo 2011 Las Perlas Norte Pas PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA PA HO HO HO HO Fuente H H H T H H R H H H H E H H H H H H H H H H H H H H H H H H T T R R E R R T R MW 5 5 3 120 5

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Plan Expansion Regional 2011