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PROYECTO CIER 15
“Estudio de transacciones de energía
entre las regiones Andina, América
Central y Cono sur” Central y Cono sur” Grupo de Trabajo CIER
Operadores & Administradores de Mercados
INTEGRACIÓN REGIONAL, EFICIENCIA Y RECURSOS ENERGÉTICOS Bogotá, Colombia; 18 de Mayo de 2009
Contenido
1. El Potencial de la Integración energética regional
2. Objetivo del proyecto CIER 15
3. Resultados Fase I3. Resultados Fase I
4. Avances Fase II
El Potencial de la Integración
4
Precios Spot – Año 2006
― Nicaragua
― Uruguay
― Guatemala― El Salvador
― Panama
― Ecuador
― Peru
― Bolivia
― Argentina
― Colombia
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
5
Precios Spot – Año 2007
― Nicaragua
USD/MWh
0.0
50.0
100.0
150.0
En
e-0
7
Fe
b-0
7
Ma
r-0
7
Ab
r-0
7
Ma
y-0
7
Jun
-07
Jul-
07
Ag
o-0
7
Se
p-0
7
Oc
t-0
7
No
v-0
7
Dic
-07
― Nicaragua
― Guatemala― El Salvador
― Panamá
― Ecuador― Argentina
― Perú
― Bolivia
― Colombia
200.0
250.0
300.0
350.0
400.0
450.0
500.0
6
Precios Spot – Año 2008
― Nicaragua
― Panamá
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0E
ne
-08
Fe
b-0
8
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r-0
8
Ab
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8
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y-0
8
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-08
Jul-
08
Ag
o-0
8
Se
p-0
8
Oc
t-0
8
No
v-0
8
Dic
-08
― Nicaragua
― Guatemala
― El Salvador
― Ecuador
― Argentina
― Perú
― Bolivia
― Colombia
7Complementariedad hidrológica entre Región Andina y América
Central
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
Apo
rtes
hid
roló
gico
sR
A -
AC
(GW
h-m
es)
CR GU HO NI
Zona convergencia intertropical
Responsable que en Colombia se tengan dos temporadas de invierno y en Centroamérica solo una.
0
1,000
2,000
3,000
4,000
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
CR GU HO NI
PA ES CO
Impacto en precipitaciones de ambas regiones (especial. Centroamérica)
Periodos de mayores aportes
Temporada de huracanes
Complementariedad ríos Pan - Col
8La diferencia de zonas horarias en la región representan
complementariedad de carga (demanda)
60
80
100% Demanda
Máxima
0
20
40
1:00
3:00
5:00
7:00
9:00
11:0
0
13:0
0
15:0
0
17:0
0
19:0
0
21:0
0
23:0
0
CO PA ES NI VE
Corresponde a un día laboral tipico. Referido a la hora Colombia, Ecuador, Perú
9
Reservas de Gas y Carbón de América Latina
5150.0 Gm3 (71%)1.5Gton (3.5%)
328.7 Gm3 (4.5%)0.05Gton (0.1%)
131.4 Gm3 (1.8%)6.87Gton (16.6%)
584.5 Gm3 (8.1%)32.3 Gton (78.3%)
3.5 Gm3 (0.1%)0.02 Gton(0.1%)
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0 257.5 249.3226.0
51.0 46.3 43.0
0.4
Reservas de Carbón en el Mundo a 2007
Gm3: Giga Metros Cúbicos
Gton: Giga Toneladas
0.05Gton (0.1%)
616 Gm3 (8.5%)0 Gton 0%
42.8 Gm3 (0.6%)0.16Gton (0.4%)
395.1 Gm3 (5.4%)0.42 Gton (1%)
Fuente: Informe Olade 2007
200 MW
Futuras
Existentes
Interconexiones Eléctricas
336MW
500MW
100MW
300MW
300MW
200MW
http://www.planpuebla-panama.org/
6,300 MW900 MW
70 MW
2,000 MW
2,045 MW
600 MW
11
Interconexiones a Gas Natural
Venezuela - Colombia
Fuente:
Olade, IV Encuentro latinoamericano de energía “Hagamos de América Latina un solo mercado”, Febrero de 2006
Bolivia – Argentina
Argentina – Chile
Argentina – Brasil
Argentina - Uruguay
Bolivia – Brasil
12
Interconexiones Futuras de Gas Natural - 2018
Objetivo del Proyecto CIER 15
Proyecto CIER 15
¿ Cómo incrementar las Transacciones ?
1. Fase I - Diagnóstico
2. Fase II - Análisis
• Recursos, Redes y Reglas• Barreras y Oportunidades• Beneficios: Cuantificación y
asignación
• Análisis interconexiones (gas y electricidad) existentes
• Evolución regulatoria e institucional.• Medio ambiente• Inversión• Riesgos• Principios y criterios básicos para
estructurar acuerdos y definir reglas subregionales
• Evolución regulatoria e institucional.
• Escenarios a desarrollar en la Fase II
3. Toma de decisiones
• Estrategias• Esquemas comerciales• Inversión• Capital Social
Resultados Fase I
Proyecto CIER 15Proyecto CIER 15
Resultados Fase I Principales Hallazgos
• Rescatar los beneficios estructurales alcanzables• No responder reactivamente a los problemas del pasado,
promover lo positivo• La integración como opción para enfrentar necesidades
concretas
Se requiere evolución en el paradigma de la
integración
“Se requieren modelos flexibles, adaptables a diferentes situaciones, que puedan funcionar en
condiciones de mayor interdependencia entre países, y en sistemas energéticos multinacionales,
basados en valores que permitan converger a una eficiencia, sustentabilidad y seguridad de servicio.”
• Voluntad política• Desarrollo institucional supranacional• Adecuada regulación de comercio transfronterizo• Infraestructura de interconexión
Instrumentos requeridos para
incrementar integración
IntegraciónIntegración
CRISIS FUTUROEXPERIENCIAS VALIOSAS
Resultados Fase I Conclusiones Informe Final
TiempoTiempo
CRISIS
• Incremento precios petróleo
• Ambiente político/económico
• Conflictos contratos de largo plazo
• Crisis Económica mundial
FUTURO
• Nuevas alternativas.
• Nuevo paradigma (político y económico)
• Nuevas figuras en determinación de beneficios, ej: Prima de Riesgo
EXPERIENCIAS VALIOSAS
• Vector: uso gas natural
• Motores: modificaciones regulatorias (Estados) e inversión (Privada)
• Cambio paradigma: energía firme en otro país
• Beneficios superan inversiones
• Mecanismos transaccionales
• Institucionalidad mínima requerida
• Flujos en tránsito
• Arbitraje
• Equidad y Poder de Mercado
• Alianzas o tratados
Herramientas legales e
institucionales
Resultados Fase I Elementos claves a analizar en la Fase II
• Contratos de corto y largo plazo
• Aspectos comerciales y arancelarios
• Metodologías de manejo de riesgos Herramientas
comerciales
• Análisis de oferta y demanda regional
• Planificación nacional y regionalHerramientas
operativas
GasElectricidad
• Suficiencia energética con recursos propios y/o utilizando commodities internacionales (FO, Carbón, GNL).
• Poyectos de nueva generación de
Resultados Fase I Futuros Propuestos: Integración Limitada
• Poyectos de nueva generación de escala nacional
• Se optimiza el uso de las reservas
GasCarbónElectricidad
Resultados Fase I Futuros Propuestos: Fuerte Integración
reservas
• Cada país acepta que su energía firme esté localizada en otro país
• Proyectos de generación a escala regional
• Reservas de generación regionales para afrontar crisis
Proyecto CIER 15
Avance Fase IIAvance Fase II
Módulo 1: “Estudio del Potencial Energético en la Región”:
• Estructura de la demanda• Proyecciones crecimiento demanda de gas y electricidad• Planes de expansión de la oferta y transporte de energía eléctrica y gas• Potencial energético: canastas energéticas y ubicación
Avance Fase II Módulos
Financiación Banco Mundial
Módulo 2: “Análisis y Evaluación de Oportunidades de TransaccionesInternacionales de Energía” :
• Caracterizar Escenarios en los que se pueden desarrollar las Transacciones
• Analizar oportunidades de Transacciones internacionales y desarrollarmetodología para cuantificación y asignación de beneficios
• Determinar el contexto general de cada oportunidad relacionado conriesgos y cobertura, regulación y medio ambiente.
• Analizar posibles esquemas comerciales de corto, mediano y largo plazopara cada una de las oportunidades
Financiación CAF
Avance Fase II Aspectos Generales
GRUPO CONSULTOR Consorcio PSR Consultoría Ltda, Synex Ingenieros consultores y Mercados Energéticos Consultores S.A
ESTADO DEL PROYECTO
En ejecución desde Diciembre de 2008 con duración de 12 meses
PERÍODO DE EVALUACIÓN
Años 2009 a 2018. Período Operativo 2009 a 2012Período de planificación 2013 a 2018
MODELO A UTILIZAR SDDP
PROYECTOS A SER CONSIDERADOS
• Segundo circuito SIEPAC (2016)• Interconexiones Eléctricas: Colombia-Panamá,
Venezuela-Brasil, Brasil-Uruguay, Bolivia-Chile, Bolivia-Perú, Bolivia-Brasil, Sur Chile-Sur Argentina, Ecuador-Perú, Brasil-Perú
INFORMACION UTILIZADA
• Información Oficial: Argentina, Bolivia, Brasil, Centroamérica, Chile, Colombia, Ecuador, Perú, Uruguay.
• Información no Oficial (preparada por el consultor): Paraguay y Venezuela
Avance Fase II Estudios realizados
• Se realizaron estudios de Simulación Operativa para cada uno de los países
• El procedimiento de simulación utilizado fue:� Ajuste del modelo de caudales.� Cálculo de política operativa de mínimo costo esperado (PDDE)� Simulación operativa para 100 escenarios hidrológicos� Cálculo de estadísticas económicas y de confiabilidad de suministro a
partir de los resultados de la simulación: valor esperado de los costos partir de los resultados de la simulación: valor esperado de los costos marginales, riesgo de falla de suministro
Proyecto CIER 15
Resultados Preliminares Fase II Modulo 1Resultados Preliminares Fase II Modulo 1
Costos Marginales en USD/MWhCosto Marginal USD/MWh
80
100
120
140
160
180
200
220
240
Los costos marginales de Colombia corresponden a la corrida oficial del Largo Plazo del mes de Mayo realizada por XM
0
20
40
60
AR
GE
NT
INA
BO
LIV
IA
BR
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UL
BR
AS
IL S
UD
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RU
UR
UG
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ZU
ELA
GU
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A
VE
NE
ZU
ELA
EN
ELV
EN
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Costos Marginales en USD/MWh 2009
Futuras
Existentes
172
36
243
189
ENELVEN
GUAYANA
NORTE37
146148
96
109
120
156
65
75
22
210
175
11651
SIC
SING
46 SUL
46 SUDESTE
Costos Marginales en USD/MWh 2017
Futuras
Existentes
29
38
33
123
ENELVEN
GUAYANA
NORTE91
7270
69
71
70
71
65
9
14
94
84
9480
SIC
SING
98 SUL
94 SUDESTE
Déficit en %
Capacidad Instalada Vs Demanda Máxima (MW)
Capacidad Instalada [MW] Vs Demanda Max
80000
100000
120000
140000
0
20000
40000
60000
80000
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
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2017
2009
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2017
2009
2010
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2012
2013
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2017
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2015
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2017
ARGENTINA BOLIVIA BRASIL CHILE SIC CHILE SING COLOMBIA ECUADOR PERU URUGUAY VENEZUELA
CAPACIDAD - HIDRO CAPACIDAD - TERMO DEMANDA - MW
Capacidad Instalada Vs Demanda Máxima (MW)
20000
25000
30000
35000
0
5000
10000
15000
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2017
ARGENTINA BOLIVIA BRASIL CHILE SIC CHILE SING COLOMBIA ECUADOR PERU URUGUAY VENEZUELA
CAPACIDAD - HIDRO CAPACIDAD - TERMO DEMANDA - MW
Energía Firme Vs Demanda promedio (MW)Energía Firme Vs Demanda promedio (MW)
50000
60000
70000
80000
90000
0
10000
20000
30000
40000
2009
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2009
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2009
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2017
2009
2010
2011
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2009
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2017
2009
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2011
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2017
ARGENTINA BOLIVIA BRASIL CHILE SIC CHILE SING COLOMBIA ECUADOR PERU URUGUAY VENEZUELA
CAPACIDAD - HIDRO CAPACIDAD - TERMO DEMANDA - MW
Energía Firme Vs Demanda promedio (MW)
15000
20000
25000
0
5000
10000
2009
2010
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2009
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2017
2009
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2016
2017
2009
2010
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2012
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2014
2015
2016
2017
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2009
2010
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2013
2014
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2017
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
ARGENTINA BOLIVIA BRASIL CHILE SIC CHILE SING COLOMBIA ECUADOR PERU URUGUAY VENEZUELA
CAPACIDAD - HIDRO CAPACIDAD - TERMO DEMANDA - MW
• Revisión de la información y resultados preliminares
• Finalización del Módulo 1, con la definición del Potencial Energético de la región (Dic 2009).
• Inicio del Módulo 2
� Caracterizar Escenarios en los que se pueden desarrollar las transacciones� Analizar oportunidades de transacciones internacionales y desarrollar
metodología para cuantificación y asignación de beneficios
Que sigue?
� Determinar el contexto general de cada oportunidad relacionado con riesgos y cobertura, regulación y medio ambiente.
� Analizar posibles esquemas comerciales de corto, mediano y largo plazo para cada una de las oportunidades
