Estudio de Caso:Sector Eléctrico en Guatemala,

Información Preliminar

Kristel Dorion, Directora de Programa

Resumen

• Porqué Guatemala• Historia

– Oferta• El Mercado Mayorista

– Estructura– Despacho– Oferta y Demanda

• Conclusiones

¿ Por qué Guatemala?• Mercado complejo• Mezcla de generación privada y estatal• Cambio fuerte del parque de generación

– 1990: 92% hidro, 8% térmico– 2002: 32 % hidro, 53% térmico, 2%

geotérmico, 13% co-generación• Gran potencial de proyectos de energía

renovable: hidro (5,000 MW), co-generación y geotermia (1,000 MW)

Historia

• Períodos– 1980-1990: El Estado como generador– 1991-1996: La Reforma– 1997 al presente: El Mercado Mayorista

Historia - El Estado

• 1980 a 1990– Todos aspectos del sector controlados por el

INDE-EEGSA– Tarifas subsidiadas– Falta financiamiento, no hay capacidad de

inversión– Apagonesà crisis

• Cambio de política

Historia – El Estado

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1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990

Demanda Máxima de Potencia del S.N.I. (MW)

MW

Producción – El Estado

HidraúlicaINDE

Generación

92%

EEGSA

Generación Térmica

5%

Generación Térmica INDE

3%

Hidroeléctricas INDE 2,144 Termoeléctricas EEGSA 110Termoeléctricas INDE 77 TOTAL 2,331

Producción de Energía en el S.E.N. en 1990 (GWH)

Fuente: IDC, 2000

Historia - La Reforma

• 1991-1996– Demanda crece y oferta se estanca– Empieza privatización – Gobierno (INDE & EEGSA) firma PPAs en estado de

emergencia • largo plazo• necesitan ser atractivos para los generadores

– Incentivos fiscales para Energía Renovable (20-86)– PQPC (1992) entra en operación– El estado (INDE) se sale del negocio de generación. El

mensaje es “privatizar el crecimiento”.

Producción en 1996

40%60%

Termoeléctricas Hidroeléctricas

61%39%

Privada Pública

Hidroeléctricas INDE 2,250 Termoeléctricas INDE 87Hidroeléctricas Privada 59 Termoeléctricas Privada 1,335Autoproductores/Aislados 99 TOTAL 3,830

Fuente: IDC, 2000

Nueva Ley de Electricidad 1996• Requiere que INDE separe actividades

comerciales• Crea la CNEE (’97), AMM (’98)• Sector privado puede participar en todos los

aspectos del sector– Generación– Distribución– Comercializadores– Grandes Usuarios

El Mercado Mayorista

• Estructura• Regulación• Contratos• Despacho• Efectos en generación y capacidad

Estructura del sector

MUNICIPALES5%

PRIVADAS95%

DISTRIBUCION

RED TRANSMISION-SNI

INDECOMERCIALIZADORES

GENERADORES

USUARIO USUARIO USUARIO USUARIO

GU

Entes regulatorios

• Ministerio Energía y Minas• Comisión Nacional de Energía Eléctrica• Administrador del Mercado Mayorista

Historia - El Mercado• Empieza privatización de

– EEGSA– INDE Distribución (DEORSA-DEOCSA)

• Politíca del estado ampliar participación privada y no hacer inversiones públicas (salvo electrificación)

• Operan dos mercados: término y de oportunidad• Existen plantas completamente mercantes

– Genor, GGG, La Esperanza

Historia – el Mercado• 2001:

– 21 Generadores– 8 Comercializadores– 3 Distribuidores (13

Municipales)– 21 Grandes usuarios

• Inversion en distribución: US$ 620 millones

• Inversión en generación– Hidros: $90 millones, 46

MW– Térmicas $482 millones,

354 MW– Geotérmicas: $67 millones,

24 MWIDC, 2000, AMM, 2002 & IFC, 2000

Capacidad instalada

después de 1996

28%

7%11%

54%

Hidro Geotermia Carbon HFO

Mercado a Término y Mercado de Oportunidad

• Contratos• Existen 20 contratos

previos a la reforma– Take or pay,

indexados a combustible

• Nuevos tipos de contratos

• Distribuidoras tienen que tener potencia contratada

• Spot• Basado en costos

variables (operación)• Todas tecnologías

compiten igualmente• Horario• La última planta

despachada fija el precio

CONTRATOS EXISTENTES

32%

NUEVOS CONTRATOS

68%

Contratos vs. Spot

Fuente: AMM 2001, Rios 2000

Despacho

• Busca la eficiencia del sistema en general• Basado en costos de operación

– Costos variables, energía no suminstrada, pérdidas, generación forzada, o costo de energía del PPA

• Carga del sistema determinado por curva diaria• Lista de mérito o apilamiento, encima de los

PPA’s con despacho forzoso

Curva típica seca

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Powe

r (MW

)

LAGUNA GAS

POSA VERDE

PASABIEN

Gas EGEE

S&S

Tampa

Sidegua

Río Bobos

TOTAL HIDRO EGEE

Genor

LAGOTEX

Las Palmas

Enron

JOCOTE

CALDERAS

CEMENTOS PROGRESO

SECACAO

SAN JOSE

INGENIOS

MAXIMUM DEMAND = 976 MWEXPORT TO EL SALVADOR = 125 MW

Rios, 2000

Capacidad Instalada

Fuente: IDC, 2000 y CEPAL, 2002

391

810 755

10821170 1237

1672

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1800

1980 1990 1991 1995 1996 1997 2001

MW

Producción Energía 2002

AMM, 2002

Hidroeléctricas INDE 1,696 Termoeléctricas INDE 29Hidroeléctricas Privada 226 Termoeléctricas Privada 582Cogeneración 762 TOTAL 8,469

38%62%

Publica Privada

13%32%

53%

2%

Hydros Termico Geotermico Cogeneracion

Crecimiento de la Demanda

273

452 495

733877

1017 1075

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1980 1990 1991 1996 1998 2000 2001

Fuente: IDC, 2000 & CEPAL, 2002

MW

El Futuro Cercano

• Plantas en construcción– Hidro

• Las Vacas (40 MW), 2003• Renace (60 MW), 2004?• El Canada (50 MW), 2004

– Búnquer/Orimulsion• Duke Arizona (315 MW total), primera fase en 2003

Beneficiados con la Tarifa Social

1,128,391

78,889

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1999

Usuarios más de 300Kwh-mes

Usuarios de 300Kwh-mes o menos

Fuente: MEM, BID 2002

Conclusiones

• Parque de crecimiento rápido• Gran cambio en últimos 10 años• Mezcla de contratos a largo plazo, contratos

a corto plazo y mercado spot• Crecimiento de capacidad instalada: la

energía renovable no está compitiendo

Pregunta

• ¿Puede Mbase ayudar a identificar una líneabase para el sector eléctrico en Guatemala?