GRUPO DE TRABAJO DE PLANIFICACION ... - … Factor de crecimiento de la demanda ... Horacio Guerra,...

GRUPO DE TRABAJO DE PLANIFICACION INDICATIVA REGIONAL - GTPIR

CONSEJO DE ELECTRIFICACION DE AMERICA CENTRAL

PLAN INDICATIVO REGIONAL DE EXPANSION DE LA GENERACION

PERIODO 2007-2020

Abril 2007

Plan Indicativo Regional 2006-2020

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CONTENIDO

RESUMEN EJECUTIVO 1 INTRODUCCION ..........................................................................................................17

1.1 Antecedentes y actividades desarrolladas ..........................................................17 2 METODOLOGIA Y CRITERIOS DE PLANIFICACION................................................19

2.1 Aspectos Conceptuales........................................................................................19 2.2 Planificación en Ambientes Competitivos............................................................19 2.3 Herramientas de Análisis .....................................................................................20

3 ENTORNO CENTROAMERICANO..............................................................................22 3.1 Situación económica y social de Centro América ...............................................22 3.2 Mercados eléctricos en Centro América ..............................................................25 3.3 Situación comercial ..............................................................................................25 3.4 Evolución de los sistemas de generación............................................................26

4 PROYECTOS REGIONALES.......................................................................................28 4.1 Plantas hidroeléctricas .........................................................................................28 4.2 Plantas Térmicas..................................................................................................29

4.2.1 Gas Natural.......................................................................................................29 4.2.2 Carbón ..............................................................................................................31

4.3 Consideraciones Generales.................................................................................31 5 INFORMACION BASICA ..............................................................................................32

5.1 Sistema existente .................................................................................................32 5.2 Demanda ..............................................................................................................34

5.2.1 Proyecciones anuales ......................................................................................34 5.2.2 Curva de Carga Diaria......................................................................................35

5.3 Costo del déficit ....................................................................................................37 5.4 Criterio de Confiabilidad y Márgenes de Reserva ...............................................37

5.4.1 Criterio de Confiabilidad ...................................................................................38 5.5 Precios de los combustibles.................................................................................38 5.6 Plantas Fijas .........................................................................................................41 5.7 Planes de corto plazo...........................................................................................43 5.8 Proyectos Candidatos ..........................................................................................44

5.8.1 Proyectos Térmicos..........................................................................................44 5.8.2 Proyectos Geotérmicos ....................................................................................45 5.8.3 Proyectos Hidroeléctricos.................................................................................46 5.8.4 Plantas Renovables Genéricas........................................................................48 5.8.5 Proyectos renovables no convencionales........................................................49

5.9 Costos Nivelados..................................................................................................50 5.10 Hidrología .............................................................................................................52 5.11 Sistema de Transmisión y Capacidad de las Interconexiones............................54 5.12 Emisiones de CO2 ................................................................................................57

6 ESCENARIOS ANALIZADOS.......................................................................................60 6.1 Factor de desarrollo hidroeléctrico.......................................................................60 6.2 Factor de evolución del precio de los combustibles ............................................62 6.3 Factor de crecimiento de la demanda..................................................................62


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6.4 Conexión con Colombia .......................................................................................62 6.5 Otros factores estudiados ....................................................................................62

7 PLANES INDICATIVOS................................................................................................64 7.1 Definición de los casos.........................................................................................64

7.1.1 Caso A ..............................................................................................................64 7.1.2 Caso B ..............................................................................................................67 7.1.3 Caso C..............................................................................................................69 7.1.4 Caso D..............................................................................................................71 7.1.5 Caso E ..............................................................................................................73 7.1.6 Caso F ..............................................................................................................75 7.1.7 Caso G..............................................................................................................77 7.1.8 Caso H..............................................................................................................79

8 RESUMEN DE RESULTADOS DE LOS CASOS ........................................................81 8.1 Costo de los planes ..............................................................................................81 8.2 Emisiones de CO2 ................................................................................................82 8.3 Instalación de los planes ......................................................................................84 8.4 Fuentes de generación.........................................................................................85 8.5 Intercambios .........................................................................................................87 8.6 Resultados de estudios indicativos anteriores.....................................................89

9 COMPARACION DE CASOS Y CONCLUSIONES .....................................................90 9.1 Comparación de costos y su estructura...............................................................90 9.2 Comparación de emisiones de CO2.....................................................................90 9.3 Discusión sobre el efecto de los escenarios en los planes .................................91

9.3.1 Efecto de eliminar las restricciones a la hidroelectricidad...............................92 9.3.2 Efecto del precio de los combustibles..............................................................92 9.3.3 Efecto de la demanda ......................................................................................93 9.3.4 Efecto de la interconexión con Colombia.........................................................93 9.3.5 Efecto de los proyectos renovables genéricos ................................................93

9.4 Conclusiones y recomendaciones .......................................................................94 ANEXOS Anexo 1 CRITERIOS DE PLANIFICACION...................................................................97

Anexo 1.1 Criterios Generales...................................................................................97 Anexo 1.2 Interconexiones ........................................................................................99 Anexo 1.3 Modelamiento en el SUPER y el SDDP.................................................100 Anexo 1.4 Demanda ................................................................................................101 Anexo 1.5 Criterios económicos..............................................................................101

Anexo 2 ESTUDIO DEL GAS NATURAL.....................................................................103 Anexo 3 DEMANDA......................................................................................................106

Anexo 3.1 Factor de carga anual ............................................................................106 Anexo 3.2 Curvas de Carga Diarias ........................................................................106

Anexo 4 DATOS HIDROLOGICOS..............................................................................109 Anexo 5 ESTUDIOS ANTERIORES DEL GTPIR ........................................................112


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PREFACIO Este informe fue elaborado por el Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR). Su ejecución se enmarca dentro de las actividades del Consejo de Electrificación de América Central (CEAC), que tienen por objeto coadyuvar a la integración regional en materia de energía eléctrica. El GTPIR funge como un comité técnico del CEAC con el objetivo de elaborar planes indicativos regionales de expansión de generación, teniendo en cuenta el efecto de las interconexiones actuales y futuras. El GTPIR ha realizado las siguientes actividades:

• Análisis de la situación actual de la planificación de expansión de generación. • Definición de metodologías y criterios para la planificación regional. • Elaboración y actualización de una base de datos regional para la planificación de

expansión de generación. • Elaboración de planes indicativos de expansión.

El presente informe es una continuación de este esfuerzo, y en él se presentan los resultados de un seguimiento y actualización de los planes indicativos regionales, que en esta oportunidad cubren el período 2006-2020. Los miembros participantes del GTPIR han sido las siguientes personas:

• Guatemala : Marco Antonio Dávila y Jorge Klug, INDE. • El Salvador : Angel Díaz, CEL. • Honduras : Silvia Coello y Amy Guardiola, ENEE. • Nicaragua : Horacio Guerra, ENATREL, y Ricardo Mendoza, CNE. • Costa Rica : Fanny Solano, Fernando Ramírez y Javier Orozco, ICE. • Panamá : Plinio Barroso y Jorge Fisher, ETESA.

La redacción del presente informe estuvo a cargo de Fanny Solano, Fernando Ramírez y Javier Orozco. Se agradece a los exconsultores del Consorcio PREICA, Manuel Tinoco y Fernando Montoya, por sus valiosos consejos y comentarios, y muy especialmente a Julio Roberto Alvarez, Secretario Ejecutivo del CEAC, por su interés y decidido apoyo a los esfuerzos de planificación eléctrica regional.


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RESUMEN EJECUTIVO OBJETIVO DEL ESTUDIO Este informe contiene los resultados de un estudio de planes indicativos de expansión de la generación eléctrica de los países miembros del Consejo de Electrificación de América Central (CEAC), considerando la capacidad de las interconexiones existentes y futuras. METODOLOGIA Tanto en países en donde existe un sistema de planificación centralizada o en países en donde prevalecen mercados mayoristas de electricidad, la estimación de planes de expansión de la generación de mínimo costo brinda información valiosa que puede orientar las inversiones que realizan los agentes en los países, ya no sólo con miras a proyectos locales, sino al desarrollo de generación para cubrir la demanda de varios países en la región. Para generar los planes de expansión regionales se han utilizado dos herramientas computacionales:

• El modelo SUPER-OLADE, versión 5.1, y sus módulos de Demanda, Hidrológico y de Planificación Bajo Incertidumbre (MODPIN).

• El modelo SDDP, versión 9.0d. Este programa utiliza la denominada programación dinámica dual estocástica para simular el comportamiento de un sistema interconectado, incluyendo líneas de transmisión.

En el presente estudio, ambas herramientas se utilizan de manera complementaria. PERIODO DE ESTUDIO El estudio cubre el período 2006-2020. En los primeros años, del 2006-2008, todos los proyectos están definidos, y el plan se construye con la información que cada sistema nacional aporta. La segunda parte del horizonte de planeamiento, del 2009 al 2020, fue analizada a la luz de diferentes escenarios futuros. Para cada condición futura supuesta fue calculado un plan indicativo optimizado. ENTORNO CENTROAMERICANO Dada la poca capacidad de las interconexiones entre los países vecinos y la ausencia de un mercado organizado, en el pasado no existían en la región las condiciones necesarias para depender de intercambios de energía entre países. Sin embargo, los esfuerzos por crear un mercado eléctrico centroamericano han avanzado significativamente y la construcción de la línea SIEPAC permitirá intercambios de magnitud apreciable y mucho más confiables en un futuro cercano.


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La región centroamericana cubre un área de 509 mil km2 con 40 millones de habitantes. El producto interno bruto per cápita de toda la región centroamericana es actualmente de US$ 2 700, con grandes diferencias entre los países. La evolución del tamaño de los sistemas de generación puede apreciarse observando la demanda histórica de potencia en cada país, como se muestra en la Figura 1.

Figura 1

Demanda de Potencia

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1985 1990 1995 2000 2005

MW

de

cada

paí

s GU

ES

HO

NI

CR

PA

La región ha aumentado la dependencia de combustibles fósiles para atender sus crecientes demandas eléctricas. De la década de los 90 a la fecha, la participación de las energías renovables cayó de un 90% a un 60%, mientras que la participación del petróleo subió significativamente, como se muestra en la Figura 2.

Figura 2 Participación de los combustibles fósiles en Centro América

Generación Eléctrica en Centro América

0%

25%

50%

75%

100%

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

HidroOtro RenovPetróleoCarbón


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PLANTAS REGIONALES El Mercado Eléctrico Regional, y la construcción de la Línea SIEPAC, permitirán el desarrollo de plantas regionales grandes. Esta condición facilitará la factibilidad de las centrales hidroeléctricas grandes que los países tienen identificadas. Adicionalmente, la región podrá disfrutar de los beneficios de escala que presentan plantas térmicas de mayor tamaño. BASE DE DATOS Uno de los aspectos más importantes del estudio ha sido la actualización de una base de datos conjunta de los sistemas de generación de los países miembros del CEAC: Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá. Esta base de datos incluye la siguiente información:

• Características del parque existente • Características de las demandas, actuales y futuras • Base de datos hidrológicos de las plantas hidroeléctricas, existentes y candidatas

futuras • Datos económicos de los contratos de generación existentes • Pronóstico de costos de combustibles • Catálogo de proyectos de generación

SITUACION ACTUAL DEL SISTEMA DE GENERACION La capacidad instalada efectiva1 en Centro América en el año 2007, de acuerdo con las bases de datos del GTPIR, es la que se muestra en la Figura 3.

Figura 3

Hidro Geot Otros Renov Térm TOTALGU 651 42 269 945 1 907ES 452 45 5 140 642HO 462 0 0 702 1 163NI 94 45 60 407 606CR 1 413 156 73 350 1 991PA 779 0 0 577 1 356

TOTAL 3 851 288 407 3 119 7 665

Capacidad efectiva año 2007MW

La generación total en el 2005 alcanzó los 34 518 GWh, de acuerdo con los datos recopilados por la CEPAL. En la Tabla 1 se desglosa la generación por fuente y por país.

1 Capacidad efectiva es la potencia que efectivamente pueden entregar las máquinas en su condición normal de trabajo.


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Tabla 1

Hidro Geo Otro Renov Petróleo Carbón TotalGU 2 928 145 724 2 445 979 7 221ES 1 712 985 127 2 119 0 4 943HO 1 718 0 115 3 791 0 5 625NI 426 223 273 1 886 0 2 808CR 6 560 1 090 228 268 0 8 146PA 3 706 0 0 2 069 0 5 775Itsmo 17 050 2 444 1 467 12 579 979 34 518

Generación 2005GWh

PROYECCION DE DEMANDA Para obtener las proyecciones de demanda se utilizaron métodos econométricos y estadísticos de pronóstico. La Tabla 2 muestra las estimaciones de demanda agregadas del MER para el periodo 2006–2020. La tasa prevista de crecimiento del conjunto de la energía en el MER es de 4.7% para el escenario medio y de 6.0% para el de alto crecimiento.

Tabla 2

AÑO Potencia Energía Potencia Energía(MW) (GWh) Potencia Energía (MW) (GWh) Potencia Energía

2006 6 328 35 664 3.3% 3.0% 6419 36232 4.8% 4.6%2007 6 610 37 310 4.5% 4.6% 6783 38398 5.7% 6.0%2008 6 934 39 191 4.9% 5.0% 7204 40878 6.2% 6.5%2009 7 260 41 098 4.7% 4.9% 7624 43254 5.8% 5.8%2010 7 595 43 069 4.6% 4.8% 8068 45734 5.8% 5.7%2011 7 942 45 107 4.6% 4.7% 8533 48448 5.8% 5.9%2012 8 303 47 234 4.5% 4.7% 9026 51327 5.8% 5.9%2013 8 679 49 452 4.5% 4.7% 9548 54378 5.8% 5.9%2014 9 069 51 762 4.5% 4.7% 10099 57609 5.8% 5.9%2015 9 476 54 172 4.5% 4.7% 10682 61031 5.8% 5.9%2016 9 898 56 683 4.5% 4.6% 11299 64656 5.8% 5.9%2017 10 338 59 301 4.4% 4.6% 11952 68496 5.8% 5.9%2018 10 797 62 034 4.4% 4.6% 12644 72568 5.8% 5.9%2019 11 276 64 899 4.4% 4.6% 13379 76902 5.8% 6.0%2020 11 770 67 853 4.4% 4.6% 14157 81495 5.8% 6.0%

Tasa de crecimiento anual período 2006-20204.5% 4.7% 5.8% 6.0%

SISTEMA ELECTRICO DE CENTRO AMERICAPROYECCIONES DE DEMANDA ESCENARIOS MEDIO Y ALTO

ESCENARIO MEDIOCrecimiento anual

ESCENARIO ALTOCrecicmiento anual

PROYECCION DE PRECIOS DE COMBUSTIBLE Los costos futuros de los combustibles (búnker, diésel, carbón y gas natural) se estiman mediante las proyecciones existentes de precios internacionales y del mercado norteamericano. El pronóstico de los precios de los derivados del petróleo utilizados se basa en las publicaciones de la Energy Information Administration en su informe “Annual Energy Outlook 2006” o AEO-2006.


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En la Tabla 3 y la Figura 4 se muestra la proyección para el escenario medio de precios.

Tabla 3

Diésel Búnker GNL CarbónUS$/bbl (%) US$/lt (%) US$/lt (%) US$/m3 (%) US$/tm (%)

2006 53.95 8.6 0.389 9.3 0.259 -6.3 0.261 -11 75.11 3.2 10.61 6.55 7.26 2.62

2007 51.46 -4.6 0.369 -5.2 0.260 0.3 0.283 8.5 76.18 1.4 10.06 6.57 7.88 2.662008 48.98 -4.8 0.359 -2.6 0.251 -3.4 0.265 -6.4 77.00 1.1 9.81 6.35 7.37 2.68

2009 46.49 -5.1 0.344 -4.4 0.237 -5.6 0.244 -8.2 78.08 1.4 9.38 5.99 6.77 2.72

2010 43.99 -5.4 0.331 -3.6 0.225 -4.8 0.228 -6.6 76.99 -1.4 9.04 5.70 6.33 2.68

2011 43.78 -0.5 0.331 0.0 0.226 0.4 0.215 -5.4 75.15 -2.4 9.04 5.73 5.99 2.622012 43.59 -0.5 0.336 1.4 0.226 -0.2 0.212 -1.4 73.45 -2.3 9.16 5.71 5.90 2.56

2013 43.39 -0.5 0.324 -3.4 0.223 -1.2 0.216 1.8 71.73 -2.3 8.85 5.65 6.01 2.50

2014 43.19 -0.5 0.329 1.4 0.224 0.4 0.212 -2.1 70.03 -2.4 8.98 5.67 5.88 2.442015 43.00 -0.5 0.331 0.5 0.226 0.9 0.202 -4.4 68.40 -2.3 9.03 5.72 5.62 2.38

2016 43.39 0.9 0.338 2.3 0.229 1.1 0.199 -1.5 67.60 -1.2 9.23 5.78 5.54 2.36

2017 43.78 0.9 0.338 0.0 0.231 0.9 0.203 1.7 67.70 0.1 9.23 5.83 5.63 2.362018 44.19 0.9 0.346 2.2 0.232 0.5 0.212 4.4 68.63 1.4 9.44 5.86 5.88 2.39

2019 44.59 0.9 0.347 0.5 0.233 0.7 0.219 3.4 69.14 0.8 9.48 5.90 6.08 2.41

2020 44.99 0.9 0.353 1.5 0.238 2.0 0.221 1.1 69.71 0.8 9.62 6.02 6.15 2.432021 45.59 1.3 0.355 0.5 0.240 0.7 0.228 3.1 70.16 0.7 9.68 6.06 6.34 2.45

Nivelado 46.75 0.349 0.239 0.236 73.75 9.53 6.04 6.56 2.57

GNL Carbón$/mmBTU

AñoCrudo Diésel Búnker

Figura 4

Proyección EIA Caso Base

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

$/m

m/B

TU

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90$/

bbl C

rudo

Diesel Bunker GNL Carbón Crudo

PLANTAS FIJAS Y PLAN FIJO Cada sistema definió sus plantas fijas y su plan fijo. El plan fijo de cada país no tiene proyectos candidatos y no está sujeto a optimización. El período 2006-2008, que es fijo para todos los países, y por lo tanto común a todos los casos estudiados, se muestra en la Tabla 4.


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Tabla 4

AÑOProyecto MW Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW

2006 Geo Calder -5 Repot.Cerrón G. 17 Geot. Tizate1 10 BOT General 39Repot.15 Sept 12 Los Negros 17Geo Berlín U3 44 MMV Pujol 24Talnique 50 BOT La Joya 50

Ingenios 22007 Geo Calder3a 22 Geo Berlín 9 Alsthom 28 Geot. Tizate2 10 Cariblanco 80

Ingenios 164 Sulzer 30 Eólico_1 20 Canalete 18Ingenios 23

2008 Repot.15 Sept 11 Geot. Tizate3 48 TG Alquiler 40Repot.Cerrón G. 86 Chinandega -13 El Encanto 8

Pocosol 26Ingenios 8

PLAN FIJOGUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA

La proyección de demanda agregada regional prevé un crecimiento del 15% en el período 2006-2008, pero sólo se incrementará un 10% la capacidad de generación. PROYECTOS TERMICOS Se han definido proyectos térmicos de diferentes tecnologías y tamaños. En todos los países se ha supuesto que habrá disponibilidad, en el horizonte de estudio, de diésel, búnker, carbón y gas natural licuado (GNL). Las tecnologías consideradas son turbinas de gas o combustión, movidas por diésel, motores de media velocidad con búnker, ciclos combinados alimentados con diésel o con GNL y turbinas de vapor con calderas de carbón. Los proyectos térmicos son genéricos y sus características no dependen del sistema o país donde se propongan. Sus costos de inversión, eficiencia y de combustible son iguales en toda la región. Los proyectos genéricos térmicos utilizados son los que aparecen en la Tabla 5.

Tabla 5

Nombre Nomenclatura Potencia CantidadMW por país

Turbina de Combustión TG100 100 2 2009-2020 2010-2020Motor de Medi a Velocidad MMV 5 x 20 2 2009-2020 2012-2020Ciclo Combinado Diésel 150 CCDS150 150 2 2010-2020 2012-202Ciclo Combinado Diésel 250 CCDS250 250 2 2012-2020 2013-202Carbón 250 CB250 250 2 2014-2020 2015-2020Carbón 500 CB500 500 2 2014-2020 2015-2020Gas Natural Licuado GNL500 500 1

PLANTAS TERMICAS CANDIDATAS COMUNES EN CADA SISTEMADisponibla a partir de

2015-2020 PROYECTOS RENOVABLES Por mucho, la principal fuente energética renovable de la región es la hidroelectricidad. El listado de proyectos hidroeléctricos candidatos comprende 56 proyectos con una capacidad total de 6 900 MW. Los factores de planta estimados para estas plantas usualmente oscilan entre 0.5 y 0.6, aunque hay excepciones. Los costos unitarios de instalación varían entre 1 200 y 6 900 $/KW.


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El presente estudio se enfoca en el modelamiento de los proyectos hidroeléctricos, principal fuente renovable de la región. Fuentes renovables, como la geotermia, la fuerza eólica y la generación 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 solar, la cogeneración y la biomasa distinta al bagazo no se incluyen en este análisis. Esta exclusión obedece a las limitaciones de los modelos computacionales y a la falta de proyectos candidatos representativos de estas tecnologías. No obstante, es de esperar que cada país y la región busquen en el futuro formas de incentivar la explotación de estas llamadas nuevas fuentes, para diversificar la oferta energética y reducir la dependencia de los combustibles fósiles. Los datos están dados en forma de series mensuales para los períodos con los que se cuenta con registros. Las series hidrológicas utilizadas cubren 35 años del período histórico 1965-1999. INTERCONEXIONES La capacidad de los intercambios que permitirá SIEPAC fue expresada en forma simplificada como un valor constante para cada dirección de flujo en cada enlace. Extraregionalmente, se consideraron los enlaces México-Guatemala y Panamá Colombia. Las capacidades actuales y previstas de interconexión, así como las fechas de entrada en funcionamiento, se indican en la Tabla 6

Tabla 6

ENLACES Fecha GU-ES GU-HO ES-HO HO-NI NI-CR CR-PA MX-GU PA-COEntrada N-S/S-N N-S/S-N N-S/S-N N-S/S-N N-S/S-N N-S/S-N N-S/S-N N-S/S-N

Sistema Actual Existente 80/100 0/0 80/80 80/80 80/80 30/100 - -SIEPAC 1er Circ. Ene 2009 300/300 300/300 300/300 300/300 300/300 300/300 - -SIEPAC 2do Circ. Ene 2012 600/600 596/600 406/530 412/541 385/508 462/600 - -México - GU Ene 2008 - - - - - - 200/70 -PA -Colombia Ene 2012 - - - - - - - 300/300

CAPACIDAD DE LAS INTERCONEXIONESMW

En el presente estudio se supone como fija la entrada en operación del SIEPAC en sus dos etapas y la interconexión Guatemala-México. La interconexión con Colombia se modela únicamente en un escenario de sensibilidad. EMISIONES EQUIVALENTES DE CO2 Se hace un primer esfuerzo por estimar y valorar el impacto de las emisiones de gases de efecto invernadero. Las emisiones se calculan a partir de la generación, utilizando factores de emisiones de CO2 equivalente. El costo de esta contaminación, para los propósitos comparativos del presente estudio se fijó en $20/ton CO2 equivalente.


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ESCENARIOS ESTUDIADOS Siempre es posible imaginar un número ilimitado de factores y de escenarios de evolución para cada uno de ellos. De igual manera, la combinación libre de escenarios produce cantidades infinitas de alternativas. Por tal motivo, es indispensable limitar el análisis a los aspectos que se consideran más relevantes o que tengan interés especial. En el presente estudio de planificación se escogieron cuatro factores:

• Existencia de condiciones favorables para el desarrollo de plantas hidroeléctricas u otras renovables

• Evolución del precio de los combustibles fósiles. • Evolución del crecimiento de la demanda. • Conexión de Panamá con Colombia.

Para cada factor se supuso dos o más escenarios de evolución. Estos escenarios se combinaron en ocho casos de estudio. Para cada caso, delimitado por sus particulares restricciones y posibilidades, se obtuvo un plan de expansión óptimo. Cada uno de estos planes da una indicación de cuál podría ser un desarrollo deseable, bajo las premisas teóricas e ideales del estudio, si se presentaran los escenarios supuestos. CASOS DE ESTUDIO Los factores y los escenarios escogidos fueron combinados para establecer ocho casos de estudio, que esquemáticamente se presentan en la Tabla 7

Tabla 7 Esquema descriptivo de los casos analizados

A B C D E F G H

Factor Escenario BaseSin

Resticción Hidro

Fuerte Restricción

Hidro

Con Colombia

Combustible Alto

Demanda Alta

Comb Alto+ Sin Restric

Hidro

Renovables Genéricas

Media X X X X XNinguna X XFuerte XSin Conexión X X X X X X XCon Conexión XMedia X X X X X XAlta X XMedio X X X X X X XAlto XSin Genéricas X X X X X X XCon Genéricas X

Desarrollo de Renovables Genéricas

DESCRIPCION DE LOS CASOSCARACTERISTICA

Restricciones al Desarrollo Hidro

Interconexión con Colombia

Proyección Precio Combustible

Crecimiento Demanda

Caso A Supone que el desarrollo hidro estará limitado a plantas de regular tamaño, que la demanda crecerá según el escenario medio y que los precios de los combustibles evolucionarán también según el escenario medio. No tiene interconexión con Colombia y no considera el grupo de plantas genéricas pequeñas.


9

La restricción media al desarrollo hidroeléctrico sólo tiene como candidatas plantas menores de 150 MW y con costo de inversión menor que $300 millones. Corresponde al caso base que se usa como referencia y se usará para comparar los demás casos. Caso B Este caso elimina la restricción media a la entrada de plantas hidroeléctricas y están disponibles como candidatos todos los proyectos identificados en la base de datos del GTPIR. Caso C Este caso impone una restricción fuerte al desarrollo hidro. Sólo puede tomar como candidatas plantas de menos de 75 MW y con un costo de inversión inferior a $150 millones. Caso D Este caso analiza la interconexión con Colombia. Define el enlace de 300 MW en ambos sentidos, en operación en el 2010. Caso E Este caso supone el escenario de precios altos de los combustibles. Caso F Este caso supone un escenario de crecimiento alto de la demanda Caso G Este caso tiene dos variaciones sobre el caso base, o Caso A. Supone el escenario sin restricción a la entrada de hidroeléctricas, como el Caso B, y el escenario de combustibles altos, como el Caso E. Caso H Este caso analiza el valor de las plantas renovables, representadas como proyectos agregados de 100 MW, aquí descritas como renovables genéricas. COSTOS Los costos asociados a los planes óptimos se muestran en la Tabla 8 y en la Figura 5, para el período 2009-2020. El costo de operación incluye el costo de la energía no servida. Los costos de los planes están en dólares constantes de diciembre del 2005. Corresponden al valor presente del flujo de costos, actualizados a diciembre del 2008 con una tasa del 12% anual.


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Tabla 8

CASO Costo MarginalCorto plazo

Inversión Operación Total $/MWhA 4 048 7 750 11 798 66B 4 887 6 615 11 502 60C 4 046 7 918 11 964 63D 4 063 7 200 11 263 60E 4 368 9 127 13 495 85F 5 558 9 189 14 747 65G 4 839 8 088 12 926 83H 4 527 7 058 11 585 62

Nota: El costo de operación incluye el costo de la energía no servida

Parámetros de costo de los planesDólares constantes de diciembre 2005

Costo de los planes 2009-2020millones de dolares en valor presente dic 2008

Figura 5

Costo de los planes 2009-2020

02 0004 0006 0008 000

10 00012 00014 00016 000

A B C D E F G H

CASOS

mill

$ OperaciónInversión

El costo económico de la externalidad de las emisiones se valoró usando un precio conservador de $20 / tonCO2. La cantidad de emisiones equivalentes de cada uno de los casos se muestra en la Figura 6.

Figura 6

Emisiones Equivalentes de CO2

05 000

10 00015 00020 00025 00030 00035 00040 00045 000

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

mile

s To

n

CasoACasoBCasoCCasoDCasoECasoFCasoGCasoH

El costo de estas emisiones se calculó en la Tabla 9


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Tabla 9

AñoCasoA CasoB CasoC CasoD CasoE CasoF CasoG CasoH

200720082009 210 211 209 211 193 235 193 2092010 208 207 208 195 187 237 188 2022011 215 212 216 202 194 249 193 2082012 232 227 235 202 208 276 191 2202013 238 191 244 210 214 302 177 2202014 294 190 347 220 274 363 174 1892015 308 206 369 286 291 430 188 2082016 319 177 385 297 374 444 171 2182017 379 224 437 353 397 512 224 3112018 447 285 460 371 421 596 287 3252019 537 307 489 448 442 682 294 3522020 567 331 564 471 502 767 304 379Total 3 955 2 769 4 164 3 467 3 697 5 092 2 585 3 041

Valor presente al 12%, actualizado a diciembre 20081 787 1 364 1 883 1 593 1 669 2 249 1 260 1 454

CASOS

Costo de las emisiones equivalentes de CO2 . Período 2009-2020Millones de Dólares

INSTALACION DE PLANTAS En el período 2009-2020, la potencia instalada en la región aumentará entre 5 600 y 9 100 MW, según la evolución de los escenarios previstos. A continuación se reporta la potencia neta de los planes estudiados. La potencia neta es la adición total de nueva potencia menos la capacidad que se pierde por retiro de equipos. La potencia neta instalada en cada caso se indica en la Tabla 10 y en la Figura 7.

Tabla 10

CasoA CasoB CasoC CasoD CasoE CasoF CasoG CasoHHidro 2 628 5 301 1 952 2 608 2 628 2 628 5 494 3 399Geot 456 456 515 515 515 515 491 991Térm 2 693 1 098 3 343 2 443 3 043 5 943 2 343 1 643

Total 5 777 6 855 5 810 5 566 6 186 9 086 8 328 6 033

Instalación adicional por tecnología. Período 2006-2020MW

Figura 7

Instalación neta adicional por tecnología. Período 2006-2020

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

CasoA CasoB CasoC CasoD CasoE CasoF CasoG CasoH

MW

TérmGeotHidro


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FUENTES DE GENERACION En la Figura 8 se comparan las fuentes utilizadas para producir energía en cada caso. Se muestra la generación acumulada del período 2007-2020, expresada en TWh(2), y la importancia relativa de las fuentes usadas en cada caso.

Figura 8

Generación Acumulada 2007-2020

0100200300400500600700800900

A B C D E F G H

Casos

TWh

GNLCarbónBúnkerDiéselBagazGeotHidro

INTERCAMBIOS Los intercambios en la región, incluyendo a México y Colombia, se muestran en la Figura 9. El efecto del primer circuito de SIEPAC se nota fácilmente en el 2009. El segundo circuito de SIEPAC, en el 2012, permite otro aumento del nivel de intercambios. Luego de este evento, la cantidad de energía trasegada crece lentamente.

Figura 9

Intercambios de energía según caso(incluye México y Colombia)

02 0004 0006 0008 000

10 00012 00014 00016 00018 00020 000

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

MW

h


2 TWh = Terawatt-hora = 1012 watt-hora


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COMPARACION DE CASOS En la Tabla 11 se compara el costo de los casos y en la Tabla 12 el costo del nivel de emisiones.

Tabla 11

CASOSRestrHidro Colombia Combust Demand Genéricas Inversión Operación Total

A Media Sin Medio Medio Sin 4 048 7 750 11 798B Sin Restr Sin Medio Medio Sin 4 887 6 615 11 502C Fuerte Sin Medio Medio Sin 4 046 7 918 11 964D Media Con Medio Medio Sin 4 063 7 200 11 263E Media Sin Alto Medio Sin 4 368 9 127 13 495F Media Sin Medio Alto Sin 5 558 9 189 14 747G Sin Restr Sin Alto Medio Sin 4 839 8 088 12 926H Media Sin Medio Medio Con 4 527 7 058 11 585

Costo de los CasosMillones de dólares

COSTOESCENARIOS

Efecto medido Inversión Operac TotalRestrHidro Colombia Combust Demand Genéricas

B - A Liberar Rest Hidro Sin Medio Medio Sin 839 -1 135 -296C - A Endurece Rest Hidro Sin Medio Medio Sin -2 168 166D - A Colombia Media Medio Medio Sin 15 -550 -535E - A Combustible Alto Media Sin Medio Sin 320 1 377 1 697F - A Demanda Alta Media Sin Medio Sin 1 510 1 439 2 949H - A Genéricas Media Sin Medio Medio 479 -692 -213G - B Combustible Alto SinRestr Sin Medio Sin -48 1 473 1 425B - C Liberar Rest Hidro Sin Medio Medio Sin 841 -1 303 -462G - E Liberar Rest Hidro Sin Alto Medio Sin 471 -1 040 -569

Escenarios compartidos

Comparación de CasosMillones de dólares

DIFERENCIA DE COSTOCOMPARA ESCENARIOS


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Tabla 12

CASOS COSTORestrHidro Colombia Combust Demand Genéricas

A Media Sin Medio Medio Sin 1 787B Sin Restr Sin Medio Medio Sin 1 364C Fuerte Sin Medio Medio Sin 1 883D Media Con Medio Medio Sin 1 593E Media Sin Alto Medio Sin 1 669F Media Sin Medio Alto Sin 2 249G Sin Restr Sin Alto Medio Sin 1 260H Media Sin Medio Medio Con 1 454

ESCENARIOS

Costo de Emisiones de CO2 por CasosMillones de dólares

DIFERENCIAEfecto medido DE

RestrHidro Colombia Combust Demand Genéricas COSTOB - A Liberar Rest Hidro Sin Medio Medio Sin -423C - A Endurece Rest Hidro Sin Medio Medio Sin 96D - A Colombia Media Medio Medio Sin -195E - A Combustible Alto Media Sin Medio Sin -118F - A Demanda Alta Media Sin Medio Sin 462H - A Genéricas Media Sin Medio Medio -334G - B Combustible Alto SinRestr Sin Medio Sin -104B - C Liberar Rest Hidro Sin Medio Medio Sin -520G - E Liberar Rest Hidro Sin Alto Medio Sin -409


Comparación de Emisiones de CO2 por CasosMillones de dólares

COMPARA ESCENARIOS

El volumen anual de intercambios de energía es relativamente insensible a los casos estudiados, con excepción del Caso D, por las importaciones de Colombia. Sin embargo, las importaciones y exportaciones de cada país pueden variar significativamente entre los diferentes casos. Las comparaciones de los casos se indican con “XY”, donde “X” denota el caso con un escenario a evaluar, y “Y” el caso que se usa de referencia. Al analizar las comparaciones de casos BA, BC, CA y GE, se visualiza el efecto en el costo de eliminar las restricciones a las hidro. Al disponer de mayor cantidad de opciones hidro, el costo de la expansión se reduce. Los mayores beneficios se alcanzan conforme es más fuerte la liberación de barreras y entre más alto el costo de los combustibles. La inversión crece con la participación hidro, pero se compensa con ahorros importantes en la operación. Los escenarios con más hidros reducen la exposición a incrementos de precio en los combustibles.


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El nivel de emisiones también baja evidentemente cuando se aumentan las posibilidades hidroeléctricas. En cuanto a las emisiones, los resultado son mixtos. El aumento de precios afecta más a los derivados de petróleo, provocando un cambio de diésel y búnker por carbón y gas natural. Aunque el primero produce mayor contaminación, la participación del gas disminuye el total, haciendo que el resultado dependa de la predominancia del carbón o del gas. Evidentemente, en ausencia de disponibilidad del gas, un aumento del precio del petróleo provocará más contaminación por el crecimiento del uso del carbón. Al tomar el escenario de alto crecimiento de la demanda, el Caso F debe recurrir a más instalación y generación térmica. En la comparación FA, el recurso hidro, limitado por la restricción media definida para este caso, no puede crecer porque ya el Caso A ha instalado toda la capacidad disponible. El Caso D supone la interconexión con Colombia y un costo marginal constante del lado colombiano de $40/MWh. Bajo estas condiciones, el costo del plan disminuye cerca de $500 millones. Este beneficio en realidad lo que mide es el supuesto realizado de $40/MWh, ya que para el presente estudio no se contó con un análisis del nivel ni del comportamiento del costo de la energía en Colombia. Sin embargo, se determinó cuál precio en Colombia, supuesto constante, hace indiferente la interconexión para el costo del consumidor centroamericano. Por debajo de esta referencia, el costo marginal de la región disminuye, y por encima, aumenta. Utilizando la misma inversión del plan del Caso D, en forma simplificada se repitieron las simulaciones incrementando el costo de la energía en Colombia, hasta obtener un costo total igual al del Caso A. El costo marginal constante de Colombia que iguala el costo del Caso A con el Caso D es de $61/MWh. Al igual que el Caso D, el Caso H mide el beneficio del supuesto sobre la disponibilidad y costo de las plantas genéricas renovables. Bajo las condiciones del Caso H, se obtiene un ahorro de $200 millones con respecto al Caso A. A partir del Caso H, en forma simplificada se incrementó el costo de inversión de las genéricas hasta que el costo total de los planes de los caso A y H fueran iguales. Se encontró que el punto de equilibrio se lograba incrementando un 30% el valor utilizado en el Caso H. De acuerdo con el análisis, plantas hidroeléctricas de menos de $2 600/kW y geotérmicas de menos de $3 900/kW producen beneficios económicos al sistema.


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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

1. Es de interés estratégico para la región estimular el desarrollo de fuentes renovables, particularmente el hidro y la geotermia, porque se logran resultados globales más económicos y se reduce la emisión de gases de efecto invernadero.

2. Las plantas hidroeléctricas requieren más capital para cubrir sus altos costos de

inversión, pero logran ahorros de operación que disminuyen el costo total.

3. Los renovables reducen la exposición de los países a la volatilidad y a los previsibles aumentos en el precio de los derivados del petróleo.

4. Los renovables son recursos escasos. Hay menos proyectos identificados de los

que el sistema está dispuesto a tomar en un balance óptimo de recursos.

5. La región requerirá, además de la mayor cantidad posible de renovables, la introducción de combustibles alternativos al petróleo, como el carbón o el gas natural, para operar las plantas grandes regionales.

6. La introducción de grandes centrales regionales de carbón debe estar precedida

por el desarrollo de normativas ambientales estrictas y comunes a todos los países.

7. El desarrollo reciente y previsible en el corto plazo de la expansión no concuerda

con las características que debería tener en condiciones óptimas. Los Estados deben revisar las causas de esta divergencia y aplicar las medidas correctivas que beneficien a la población.


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1 INTRODUCCION

1.1 Antecedentes y actividades desarrolladas Las actividades del Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GPTIR) se remontan a marzo de 1999 cuando se celebró en San José, Costa Rica, la I reunión del Subcomité de Planificación del Consejo de Electrificación de América Central (CEAC). Inicialmente el grupo se creó para instrumentalizar las actividades de planificación indicativa del Programa de Asistencia Regional en la Planificación Eléctrica (PARPE), que era uno de los componentes del Proyecto Regional de Energía Eléctrica del Istmo Centroamericano (PREEICA). El programa PREEICA fue financiado con fondos de la Agencia Canadiense de Desarrollo Internacional (ACDI), y en él se incluyó un componente para apoyar a los países del Istmo Centroamericano, por intermedio del CEAC, en la planificación indicativa regional de la expansión de los sistemas eléctricos. Como producto importante de este sub-programa, en enero del 2000 se publicó el primer informe de planificación indicativa regional, realizado por los consultores del PREICA. A partir de entonces se han seguido celebrando reuniones de trabajo periódicas, que incluyeron la II, III, IV y V Reunión, todo lo cual culminó con la publicación del segundo “Plan Indicativo Regional de la Generación - Año 2000”, en mayo del 2001, a cargo del GTPIR, con la asesoría de los consultores de PREICA. Posteriormente se realizó en junio del 2001 la VI Reunión, en San Salvador, en la cual se inició una nueva actualización de la base de datos regional y una nueva definición de escenarios a analizar. En octubre del 2001 se realizó en Tegucigalpa, Honduras, la VII Reunión del GPTIR, en la cual se presentaron resultados preliminares de los escenarios analizados, y se afinaron algunos detalles sobre los criterios de planificación utilizados. En julio del 2002 se efectuó en El Salvador la VIII Reunión de Trabajo, esta vez en conjunto con el Grupo de Trabajo de Planeamiento Operativo (GTPO) del CEAC. Con esta actividad se inicia la armonización de criterios y de bases de datos entre los dos grupos de trabajo. Asimismo, se hizo una presentación de los resultados de los escenarios de planificación definidos en el GTPIR. En agosto del 2002 se participó en San José, Costa Rica, en un Seminario Taller en conjunto el GTPO, en el cual el Ing. Rafael Kelman, de PSR Inc., dictó una actualización de varios aspectos del modelo de despacho hidro-térmico SDDP. En noviembre del 2002 se publica el tercer informe3, que cubre el período 2002-2016.

3 Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2002-2016. GTPIR, CEAC. Noviembre 2002


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Con la IX Reunión de Trabajo se inicia la revisión del cuarto informe. En agosto de 2004 se llevó a cabo la X Reunión del GTPIR en la ciudad de Managua, Nicaragua, en donde se presentaron resultados preliminares de los planes regionales y en febrero de 2005, se efectuó la XI reunión, también en Managua, Nicaragua, redefiniéndose los casos del estudio y revisándose las bases de datos. De este trabajo se obtuvo el cuarto informe del GTPIR4, publicado en abril del 2005. Durante el año 2006, se realizaron varias reuniones de trabajo: la XII Reunión en Guatemala en enero, la XII Reunión en Costa Rica en junio y la XIV Reunión 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 realizó la XV Reunión de trabajo en Ciudad Guatemala, donde se revisaron los detalles finales de los estudios realizados. Producto de estas reuniones y trabajo es el presente informe.

4 Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2005-2020. GTPIR, CEAC. Abril 2005.


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2 METODOLOGIA Y CRITERIOS DE PLANIFICACION

2.1 Aspectos Conceptuales Se puede demostrar que un mercado de competencia perfecta con remuneración “spot”, donde los agentes individuales intentan maximizar sus lucros, lleva a la construcción de un plan de mínimo costo global, esto es, al suministro más económico de la demanda5. En efecto, bajo el punto de vista del inversionista individual, la capacidad “óptima” es la que maximiza su lucro, dado por la diferencia entre el ingreso neto y el costo de inversión. 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 inversión, lo que corresponde al punto de “óptimo social” de la planificación centralizada. Debido a esta propiedad, se dice que el sistema de libre competencia y remuneración “spot” puede inducir el mismo óptimo social de la planeación centralizada. Aunque esta propiedad sea un resultado teórico, pues no existe un mercado perfecto como tampoco una planificación centralizada perfecta, reafirma la conveniencia y provecho de contar con planes indicativos de expansión. Aun no existiendo un sistema de planificación centralizada, sino un modelo de mercado, el ejercicio de obtener planes de expansión de mínimo costo sigue siendo válido y brinda una información valiosa que puede orientar las inversiones que realizan los agentes. De manera general, la metodología que se aplica en este estudio es la tradicional de la planificación centralizada, es decir, la de minimizar los costos de inversión y operación del sistema de generación. En esta optimización, se consideran las limitaciones de intercambio por la capacidad de trasiego de las interconexiones.

2.2 Planificación en Ambientes Competitivos En la VII Reunión de Trabajo del GTPIR, realizada en Tegucigalpa, en octubre del 2001, el Dr. Jorge Karacsonyi, de la empresa consultora Mercados Energéticos, presentó la charla “Planificación en Ambientes Competitivos”, de la cual se extraen algunos conceptos importantes que justifican y orientan el trabajo del GTPIR. Ante la pregunta de la importancia de la planificación en sistemas eléctricos en los que existe competencia, el Dr. Karacsonyi contesta que existen muchas razones que justifican su existencia:

5 Pereira, M., y Kelman, R., (1999), “Planeación de la Expansión Bajo Esquemas Competitivos”, Módulo de Planificación del Modelo Super y Preparación del Plan Indicativo Regional de la Expansión de la Generación, Managua.


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• Hay un sistema de transmisión de por medio, que requiere planificación. • La electricidad se ha tornado más importante y cada vez hay más costo social

por la interrupción del servicio. • La planificación da un patrón de comparación entre lo que está pasando en el

mercado y lo que sería el óptimo teórico. El óptimo de la planificación debe ser una referencia sobre lo que debería ser el mercado.

• Para evaluar si la regulación está funcionando se debe comparar lo que está sucediendo con el óptimo que produce la planificación centralizada. Si hay reglas regulatorias que impiden llegar a ese óptimo, hay que modificarlas.

• Conocer el óptimo económico es una fuente de información a los inversionistas. Por otra parte es importante considerar los siguientes aspectos:

• El plan de expansión debe ser consistente con las realidades financieros de los inversionistas.

• Se deben crear los mecanismos para que se optimicen los sistemas de transmisión. En muchas partes las decisiones de inversión por generación se toman por un lado y las de transmisión siguen atrás.

• La planificación da elementos de juicio a los reguladores y encargado de la política energética. La planificación debe entonces ser más conceptual y no “exacta”.

• La función del planificador es identificar los escenarios futuros, más que el determinar una lista de plantas.

• Debe existir relación entre el planificador y los responsables de políticas energéticas. En Brasil este nexo falló y fue una de las causas que llevó a la crisis por todos conocida.

En resumen, en un ambiente competitivo la planificación no desaparece, sino que cambia un poco su orientación, representando un pronóstico para que las autoridades políticas puedan tomar decisiones, y una herramienta para detectar fallas en la regulación que impiden que el sistema alcance un óptimo.

2.3 Herramientas de Análisis Para generar los planes de expansión regionales se han utilizado dos herramientas computacionales:

• El modelo SUPER-OLADE6, versión 5.1, y sus módulos de Demanda, Hidrológico y de Planificación Bajo Incertidumbre (MODPIN). El MODPIN utiliza herramientas de programación dinámica estocástica para la obtención de estrategias de planificación.

• El modelo SDDP7, versión 9.0d. Este programa utiliza la denominada programación dinámica dual estocástica para simular el comportamiento de un sistema interconectado, incluyendo líneas de transmisión (opción que no se

6 Desarrollado por la Organización Latinoamericana de Energía, con la colaboración del BID y los países miembros 7 Desarrollado por Power Systems Research Inc., Río de Janeiro, Brasil


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utiliza en este trabajo, con excepción de lo relativo a la capacidad máxima de las interconexiones).

En el presente estudio, ambas herramientas se utilizan de manera complementaria. Mediante el SUPER se generan los planes de expansión, los cuales responden a los escenarios y casos que se discuten más adelante. Los planes resultantes se ajustan utilizando el modelo SDDP, verificando que cumplan con los criterios de confiabilidad, explicados más adelante en este documento. Para la correcta aplicación de estos modelos, se hace necesario seguir una serie de pasos:

• Establecimiento de los criterios de planificación • Preparación de la base de datos • Establecimiento de parámetros técnico-económicos (tasas de descuento,

períodos de análisis, series hidrológicas, niveles de tolerancias, etc.) • Definición de escenarios a analizar • Obtención de planes de mínimo costo • Estrategias de expansión • Simulaciones detalladas para validar y ajustar los planes regionales.

En el Anexo 1 se enlistan los criterios de planificación aplicados al presente estudio.


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3 ENTORNO CENTROAMERICANO Los países del istmo centroamericano decidieron integrar sus sistemas eléctricos con la intención de aprovechar mejor los recursos energéticos y su infraestructura. Con este propósito, desde 1985 se crearon organismos regionales, como el Consejo de Electrificación de América Central (CEAC), para promover la cooperación, la construcción de infraestructura, los intercambios de energía y la planificación conjunta. Las primeras interconexiones entre sistemas datan de 1976 con el enlace Honduras-Nicaragua, 1982 con Nicaragua-Costa Rica, 1986 con Costa Rica-Panamá y Guatemala-El Salvador. Más recientemente, se unieron El Salvador-Honduras, en el 2002. Con la adopción del Tratado Marco del Mercado Eléctrico Centroamericano, suscrito por los seis países de América Central a finales de la década pasada, la integración se refuerza. El proyecto del Sistema de Integración Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC) construirá una nueva línea de transmisión, cuyos propietarios son las empresas eléctricas estatales de la región, más otros socios extraregionales8. Dada la poca capacidad de las interconexiones entre los países vecinos y la ausencia de un mercado organizado, no existía en la región las condiciones necesarias para depender de intercambios de energía entre países. Sin embargo, los esfuerzos por crear un mercado eléctrico centroamericano han avanzado significativamente y la construcción de la línea SIEPAC permitirá intercambios de magnitud apreciable y mucho más confiables en un futuro cercano.

3.1 Situación económica y social de Centro América La región centroamericana cubre un área de 509 mil km2 con 40 millones de habitantes. El producto interno bruto per cápita de toda la región centroamericana es actualmente de US$ 2 700, con grandes diferencias entre los países. El índice de Panamá y Costa Rica es el doble del de Guatemala y El Salvador, que a su vez es el doble del de Honduras y Nicaragua, como se muestra en la Figura 3.1.

8 Endesa de España e ISA de Colombia son los dos socios regionales de la Línea SIEPAC


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Figura 3.1 PIB por habitante (dólares constantes del 2000)

Tomado de: Evolución de diez años de reforma en la industria eléctrica del Istmo Centroamericano. CEPAL.

Cerca de la mitad de toda la población vive en zonas rurales. El uso de la energía eléctrica por habitante muestra una diferencia de 3.7 veces entre los países de mayor y de menor intensidad (ver Tabla 3.1).

Tabla 3.1 Datos Generales de Población y Acceso al Servicio Eléctrico

Población (1) Porcentaje Urbano(1)

Cobertura Eléctrica (2)

Area Generación anual (2)

Densidad Población

Generación per Cápita

millones hab % % miles km2 GWh Hab/km2 kWh/hab

Costa Rica 4.3 62.6 98.6 50.9 8 146 85 1 885El Salvador 6.9 57.8 82.3 20.9 4 943 328 719Guatemala 12.7 50.0 83.2 108.9 7 221 117 569Honduras 7.3 47.9 69.2 112.1 5 625 66 766Nicaragua 5.5 56.9 54.1 139.0 2 808 39 512Panamá 3.2 65.8 85.7 77.1 5 775 42 1 789Istmo 40.0 54.5 78.3 508.9 34 518 79 864

Fuentes:(1) Boletín Demográfico. América Latina: proyecciones de población urbana y rural 1970-2025. CEPAL/CEDAL julio 2005(2) Istmo Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico (datos actualizados a 2005). CEPAL, setiembre 2006

Población, Territorio y Generación Eléctrica en Centro AméricaAño 2005

En los últimos 15 años la mayoría de los países han hecho esfuerzos importantes de electrificación rural, que han permitido mejorar sensiblemente los índices de cobertura eléctrica, como lo muestra la Figura 3.2. No obstante esa mejora, de los 40 millones de habitantes, unos 8.5 millones todavía no tiene acceso al servicio eléctrico.

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004

Dól

ares

del

200

0/ha

bita

nte

Costa Rica El Salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panamá


24

Figura 3.2

Los precios de la energía han evolucionado en forma particular para cada país. En la Figura 3.3 se observa un registro histórico de las tarifas promedio al consumidor final, en dólares constantes de 1990.

Figura 3.3 Precio medio de la energía eléctrica en Centro América


3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004

Guatemala El Salvador HondurasNicaragua Costa Rica Panamá


25

3.2 Mercados eléctricos en Centro América La región centroamericana ha experimentado reformas importantes en sus sectores eléctricos. Desde finales de la década de los ochenta la restructuración eléctrica sustituyó el control centralizado de las empresas estatales verticalmente integradas con mercados liberalizados, particularmente en la actividad de generación. En Guatemala, El Salvador, Nicaragua y Panamá se hicieron profundos cambios en relativamente poco tiempo, que interesaron los segmentos de generación, transmisión y distribución, mientras que en Honduras y Costa Rica, la apertura se dio en forma limitada y sólo en el segmento de generación. En los cuatro países que reestructuraron su sector, funciona un mercado de generación. En Honduras, se creó un modelo de comprador único y en Costa Rica se abrió la participación privada para el desarrollo de fuentes renovables en plantas de capacidad limitada. El Tratado Marco del Mercado Eléctrico Centroamericano está concebido para crear un sétimo mercado, que convive superpuesto a los mercados internos particulares de cada país.

3.3 Situación comercial Las transacciones comerciales de los intercambios de energía están regidas por el Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional (MER). La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), conformada con representantes de los organismos reguladores de cada país, actúa como regulador regional. El Ente Operador de la Red (EOR) se encarga de la operación y el despacho regional. Los intercambios se realizan entre los agentes habilitados por cada país ante el EOR. Todas las transacciones deben ser coordinadas con el Operador de Mercado (OM) de cada país y comunicadas con anticipación al EOR, que verifica la factibilidad técnica y comercial de los intercambios. Hechos los ajustes, el EOR coordina con los OM el predespacho del día siguiente. Los intercambios registrados en el MER se muestran en la Figura 3.4, donde se registra el volumen total de exportaciones. Se observa que los niveles actuales de intercambio representan menos del 3% de la generación total.


26

Figura 3.4 Evolución de los intercambios centroamericanos


3.4 Evolución de los sistemas de generación La demanda de potencia histórica se muestra en la Figura 3.5.

Figura 3.5

Demanda de Potencia

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1985 1990 1995 2000 2005

MW

de

cada

paí

s GU

ES

HO

NI

CR

PA

La energía demandada en los últimos 20 años fue generada recurriendo principalmente a las fuentes hidroeléctricas y térmicas, como se observa en la Figura 3.6.


27

Figura 3.6

Evolución de la generación en Centro América

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

GW

h

CarbónPetróleoOtro RenovGeoHidro

La región ha aumentado la dependencia de combustibles fósiles para atender sus crecientes demandas eléctricas. De la década de los 90 a la fecha, la participación de las energías renovables cayó de un 90% a un 60%, mientras que la participación del petróleo subió significativamente, como se muestra en la Figura 3.7.

Figura 3.7 Participación de los combustibles fósiles en Centro América

Generación Eléctrica en Centro América

0%

25%

50%

75%

100%

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

HidroOtro RenovPetróleoCarbón


28

4 PROYECTOS REGIONALES Un proyecto es regional cuando al menos una parte de su generación está destinada a atender la demanda de un país diferente a donde está ubicado. Con el aporte de un proyecto regional, se logra una reducción de las inversiones en nuevas plantas ubicadas en el país que recibe la energía. Un proyecto regional puede ser de cualquier tecnología y de cualquier tamaño. Para convertirse en regional la única condición es que tenga contratos de largo plazo9 con un país vecino. El desarrollo del Mercado Eléctrico Regional (MER) va dirigido a permitir la existencia de contratos de suministro regionales, que tendrían la misma confiabilidad del suministro con plantas instaladas en el suelo de cada país. Adicionalmente, la construcción de la línea 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 hidroeléctricas Centrales hidroeléctricas grandes, que en un sistema aislado provocarían enormes excedentes en sus primeros años de operación, pueden colocar toda su producción en un mercado más amplio como el MER. Esta observación es particularmente importante, puesto que más del 50% de la energía hidroeléctrica identificada con proyectos en Centroamérica10, proviene de centrales de más de 150 MW. La posibilidad de desarrollar plantas regionales facilita la incorporación significativa de este recurso renovable en el sistema regional. En la Figura 4.1 se observa la distribución de potencias de los proyectos identificados para los estudios de planeamiento.

9 En el caso de una planta mercante (Merchant Plant) que opere sólo en el mercado de oportunidad no hay contratos de largo plazo, pero es regional si los países vecinos pueden contar con su oferta para balancear su ecuación oferta-demanda. 10 Según la base de datos del GTPIR. Ver Tabla 5.13 en la sección 5.8.3 Proyectos Hidroeléctricos


29

Figura 4.1

Energía y Magnitud de los Proyectos Hidroeléctricos

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1 000M

W

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

%A

cum

Ene

rgía

Potencia Energía

El 50% de la energía identificada en proyectos está en plantas de más de 150 MW

4.2 Plantas Térmicas También la región obtiene un beneficio con la posibilidad de construir plantas térmicas grandes. Con estas centrales se produce una economía de escala apreciable que solo se logra si la planta se dimensiona para atender demandas regionales. Apareado con las grandes centrales térmicas está el tema de la disponibilidad de otros combustibles. Dos fuentes energéticas térmicas podrían ser introducidas con las plantas regionales: el gas natural y el carbón.

4.2.1 Gas Natural En Centro América no hay yacimientos de gas natural y por lo tanto debe ser importado. Los sistemas económicamente probados11 para ellos son los gasoductos y el gas natural licuado (GNL). El GNL consiste en enfriar el gas natural a -161°C, hasta obtener la fase líquida a presión atmosférica con una reducción volumétrica de 1:600, para transportarlo grandes distancias por mar. El proceso requiere de una planta licuefactiva en el país productor,, barcos “metaneros”, tanques de almacenamiento y una planta regasificadora en el país receptor, más las facilidades portuarias de carga y descarga.

11 Para cortas distancias y volúmenes modestos (entre 800 y 3 000 km y de 200 a 500 millones de pies cúbicos al día) se ha propuesto el gas natural comprimido (CNG por sus siglas en inglés), con sistemas como el coselle, pero todavía está en fase de idea preliminar.


30

En América su uso ha sido limitado, pero está creciendo fuertemente por la demanda del mercado norteamericano, que importa de países como Argelia, Trinidad y Tobago, Australia y Qatar. En el área del Caribe y Suramérica, la única planta de licuefacción está en Trinidad y Tobago; sin embargo, existen proyectos propuestos en Venezuela, Perú y Bolivia (ver Figura 4.2).

Figura 4.2 Rutas de Abastecimiento del GNL en América Latina

(adaptado de una presentación de CMS Energy)

Existentes

Futuras

ExistentesExistentes

FuturasFuturas

Actualmente al sur de los Estados Unidos sólo hay plantas regasificadoras en Puerto Rico y República Dominicana, en operación desde el 2000 y el 2003, respectivamente. Algunas empresas, incluido a veces el Estado, han declarado interés en desarrollar plantas regasificadoras en otros países, entre ellos México, Brasil y Chile. En Centroamérica se conocen los casos de El Faro, en Honduras, y Cutuco, en El Salvador. Estas obras iniciales son costosas y no permiten escalamientos graduales, lo que obliga a diseñar plantas que tengan un mercado de 500 MW o más. La viabilidad del desarrollo de GNL y de un gasoducto que alimente a Centroamérica está siendo evaluada como un proyecto del Programa de Integración Energética de Mesoamérica (PIEM). Sus resultados no están disponibles al momento de preparar este estudio. El GTPIR colaboró con este estudio corriendo algunas sensibilidades para estimar en forma gruesa la demanda potencial del gas para generación eléctrica (ver Anexo 2).


31

4.2.2 Carbón Las vastas reservas y la diversidad de fuentes de aprovisionamiento hacen del carbón un elemento importante de consideración en la matriz energética de un país. Su bajo costo, pero sobre todo, la seguridad del abastecimiento y la estabilidad de su precio, lo convierten en un combustible estratégico en muchas partes del mundo. Aunque actualmente existen en Centro América plantas de vapor que consumen carbón, no será sino con grandes centrales que se lograrán beneficios económicos importantes, y la posibilidad de aplicar tecnologías menos contaminantes. Además de obtenerse economías en el transporte y el manejo (construcción de muelles carboneros, patios de almacenamiento, trenes de carga, etc.), las grandes centrales tienen costos unitarios de instalación y de operación más bajos. Un obstáculo para el uso del carbón lo constituye la preocupación ambiental por la emisión de gases de efecto invernadero. La combustión del carbón es una fuente importante de emisiones de SO2, NOx, partículas y CO2. La región tendrá que adoptar rigurosas normas ambientales para garantizar que el impacto por las emisiones sea el más reducido posible, a través de la adopción de tecnologías modernas y del uso de técnicas de “carbón limpio”. Avances tecnológicos como el ciclo combinado de combustión sobre lechos fluidificados y presurizados (PFBC por sus siglas en inglés), turbinas de vapor con cámara de combustión atmosférica (AFBC por sus siglas en inglés) o el ciclo combinado de gasificación integrada (IGCC, por sus siglas en inglés), prometen brindar alternativas más limpias para el aprovechamiento del carbón. Estas tecnologías, a diferencia de los ciclos combinados con gas natural, sólo logran ser competitivas maximizando sus economías de escala.

4.3 Consideraciones Generales Es previsible que una parte de las plantas regionales grandes sean desarrolladas para atender principalmente el mercado local, a través 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 optimización de los planes estudiados, por las características del análisis realizado, todas las plantas son modeladas como regionales, puesto que su generación se utiliza indistintamente para atender la demanda regional, con la capacidad de los interconectores como único límite. En el presente estudio se ha supuesto que se podrán desarrollar centrales grandes de 250 y 500 MW en carbón, además de Ciclos Combinados de 500 MW asociados a GNL. No se hizo ninguna consideración sobre el gas por gasoducto, por la imposibilidad de estimar un posible costo de este gas.


32

5 INFORMACION BASICA En esta sección se presenta un resumen de la información más importante utilizada en la obtención de los planes regionales.

5.1 Sistema existente La capacidad instalada en Centro América en el año 2007, de acuerdo con las bases de datos del GTPIR, es la que se muestra en el Tabla 5.1 y Figura 5.1.

Tabla 5.1

Hidro Geot Otros Renov Térm TOTALGU 651 42 269 945 1 907ES 452 45 5 140 642HO 462 0 0 702 1 163NI 94 45 60 407 606CR 1 413 156 73 350 1 991PA 779 0 0 577 1 356

TOTAL 3 851 288 407 3 119 7 665

Capacidad efectiva año 2007MW

Figura 5.1

Capacidad efectiva año 2007

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

GU ES HO NI CR PA

MW

TérmOtros RenovGeotHidro

La generación total en el 2005 alcanzó los 34 518 GWh, de acuerdo con los datos recopilados por la CEPAL12. En la Tabla 5.2 y en la Figura 5.2 se desglosa la generación por fuente y por país.

12 La fuente de la CEPAL citada en esta sección es el documento “Istmo Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico (Datos actualizados a 2005) LC/MEX/L.747. CEPAL. 12 setiembre 2006”


33

Tabla 5.2

Hidro Geo Otro Renov Petróleo Carbón TotalGU 2 928 145 724 2 445 979 7 221ES 1 712 985 127 2 119 0 4 943HO 1 718 0 115 3 791 0 5 625NI 426 223 273 1 886 0 2 808CR 6 560 1 090 228 268 0 8 146PA 3 706 0 0 2 069 0 5 775Itsmo 17 050 2 444 1 467 12 579 979 34 518

Generación 2005GWh

Figura 5.2

Generación por país. Año 2005

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

GU ES HO NI CR PA

GW

h

CarbónPetróleoOtro RenovGeoHidro

La composición del parque generador13 y la producción relativa de cada fuente energética, según datos publicados por la CEPAL, se muestra en la Figura 5.3.

Figura 5.3

La demanda máxima de la región para el año 2005, de acuerdo con los datos de CEPAL, fue de 5 952 MW.

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

Instalación en Centro AméricaAño 2005

Hidro43%

Geo5%

Otro Renov

7%

Petróleo43%

Carbón2%

Generación en Centro AméricaAño 2005

Hidro50%

Geo7%

Otro Renov

4%

Petróleo36%

Carbón3%


34

5.2 Demanda

5.2.1 Proyecciones anuales Para obtener las proyecciones de demanda se utilizaron métodos econométricos y estadísticos de pronóstico. Usualmente las proyecciones se calculan para tres escenarios denominados bajo, medio y alto, aunque en el presente estudio sólo se ha utilizado el escenario medio y alto. La Tabla 5.3 muestra las estimaciones de demanda agregadas del MEAC para el periodo 2006–2020. La Tabla 5.4 muestra los valores correspondientes para cada uno de los países. La tasa prevista de crecimiento del conjunto de la energía en el MEAC es de 4.7% para el escenario medio y de 6.0% para el de alto crecimiento.

Tabla 5.3

AÑO Potencia Energía Potencia Energía(MW) (GWh) Potencia Energía (MW) (GWh) Potencia Energía

2006 6 328 35 664 3.3% 3.0% 6419 36232 4.8% 4.6%2007 6 610 37 310 4.5% 4.6% 6783 38398 5.7% 6.0%2008 6 934 39 191 4.9% 5.0% 7204 40878 6.2% 6.5%2009 7 260 41 098 4.7% 4.9% 7624 43254 5.8% 5.8%2010 7 595 43 069 4.6% 4.8% 8068 45734 5.8% 5.7%2011 7 942 45 107 4.6% 4.7% 8533 48448 5.8% 5.9%2012 8 303 47 234 4.5% 4.7% 9026 51327 5.8% 5.9%2013 8 679 49 452 4.5% 4.7% 9548 54378 5.8% 5.9%2014 9 069 51 762 4.5% 4.7% 10099 57609 5.8% 5.9%2015 9 476 54 172 4.5% 4.7% 10682 61031 5.8% 5.9%2016 9 898 56 683 4.5% 4.6% 11299 64656 5.8% 5.9%2017 10 338 59 301 4.4% 4.6% 11952 68496 5.8% 5.9%2018 10 797 62 034 4.4% 4.6% 12644 72568 5.8% 5.9%2019 11 276 64 899 4.4% 4.6% 13379 76902 5.8% 6.0%2020 11 770 67 853 4.4% 4.6% 14157 81495 5.8% 6.0%

Tasa de crecimiento anual período 2006-20204.5% 4.7% 5.8% 6.0%

SISTEMA ELECTRICO DE CENTRO AMERICAPROYECCIONES DE DEMANDA ESCENARIOS MEDIO Y ALTO

ESCENARIO MEDIOCrecimiento anual

ESCENARIO ALTOCrecicmiento anual


35

Tabla 5.4

Años2006 7 185 4 866 6 321 2 896 8 643 5 752 35 6642007 7 579 5.5% 5 061 4.0% 6 539 3.4% 3 045 5.2% 9 091 5.2% 5 995 4.2% 37 310 4.6%2008 7 983 5.3% 5 263 4.0% 6 863 5.0% 3 185 4.6% 9 571 5.3% 6 326 5.5% 39 191 5.0%2009 8 398 5.2% 5 474 4.0% 7 221 5.2% 3 322 4.3% 10 076 5.3% 6 607 4.4% 41 098 4.9%2010 8 825 5.1% 5 693 4.0% 7 575 4.9% 3 460 4.2% 10 609 5.3% 6 907 4.5% 43 069 4.8%2011 9 263 5.0% 5 921 4.0% 7 925 4.6% 3 600 4.1% 11 173 5.3% 7 226 4.6% 45 107 4.7%2012 9 712 4.9% 6 158 4.0% 8 288 4.6% 3 745 4.0% 11 767 5.3% 7 563 4.7% 47 234 4.7%2013 10 174 4.8% 6 404 4.0% 8 662 4.5% 3 896 4.0% 12 396 5.3% 7 920 4.7% 49 452 4.7%2014 10 648 4.7% 6 660 4.0% 9 045 4.4% 4 053 4.0% 13 061 5.4% 8 295 4.7% 51 762 4.7%2015 11 135 4.6% 6 926 4.0% 9 438 4.3% 4 217 4.1% 13 764 5.4% 8 692 4.8% 54 172 4.7%2016 11 635 4.5% 7 203 4.0% 9 839 4.3% 4 391 4.1% 14 508 5.4% 9 107 4.8% 56 683 4.6%2017 12 149 4.4% 7 492 4.0% 10 249 4.2% 4 573 4.2% 15 294 5.4% 9 545 4.8% 59 301 4.6%2018 12 676 4.3% 7 791 4.0% 10 669 4.1% 4 765 4.2% 16 126 5.4% 10 006 4.8% 62 034 4.6%2019 13 218 4.3% 8 103 4.0% 11 101 4.0% 4 979 4.5% 17 007 5.5% 10 492 4.9% 64 899 4.6%2020 13 775 4.2% 8 427 4.0% 11 505 3.6% 5 204 4.5% 17 939 5.5% 11 003 4.9% 67 853 4.6%

Años2006 1 414 882 1 120 500 1 462 950 6 3282007 1 484 5.0% 917 4.0% 1 159 3.4% 524 4.8% 1 538 5.2% 989 4.1% 6 610 4.5%2008 1 556 4.8% 954 4.0% 1 218 5.1% 546 4.2% 1 619 5.3% 1 042 5.4% 6 934 4.9%2009 1 629 4.7% 992 4.0% 1 281 5.2% 567 3.9% 1 704 5.3% 1 087 4.3% 7 260 4.7%2010 1 703 4.6% 1 032 4.0% 1 343 4.9% 589 3.8% 1 794 5.3% 1 135 4.4% 7 595 4.6%2011 1 779 4.5% 1 073 4.0% 1 405 4.6% 610 3.7% 1 889 5.3% 1 185 4.5% 7 942 4.6%2012 1 857 4.4% 1 116 4.0% 1 469 4.6% 633 3.7% 1 990 5.3% 1 239 4.5% 8 303 4.5%2013 1 936 4.3% 1 160 4.0% 1 534 4.5% 656 3.7% 2 096 5.3% 1 296 4.6% 8 679 4.5%2014 2 016 4.2% 1 207 4.0% 1 602 4.4% 680 3.7% 2 209 5.4% 1 356 4.6% 9 069 4.5%2015 2 099 4.1% 1 255 4.0% 1 671 4.3% 705 3.7% 2 328 5.4% 1 418 4.6% 9 476 4.5%2016 2 183 4.0% 1 305 4.0% 1 741 4.2% 731 3.7% 2 454 5.4% 1 484 4.6% 9 898 4.5%2017 2 268 3.9% 1 357 4.0% 1 813 4.1% 759 3.8% 2 587 5.4% 1 554 4.7% 10 338 4.4%2018 2 356 3.9% 1 412 4.0% 1 887 4.1% 788 3.8% 2 727 5.4% 1 626 4.7% 10 797 4.4%2019 2 445 3.8% 1 468 4.0% 1 963 4.0% 821 4.1% 2 876 5.5% 1 703 4.7% 11 276 4.4%2020 2 536 3.7% 1 527 4.0% 2 034 3.6% 855 4.2% 3 034 5.5% 1 784 4.7% 11 770 4.4%

GU ES HO NI CR PAPROYECCIONES DE DEMANDA MEDIA DE ENERGIA (GWh)

CA

PROYECCIONES DE DEMANDA DE POTENCIA (MW)CACR PAGU ES HO NI

5.2.2 Curva de Carga Diaria Otro aspecto importante con relación 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 SUPER y SDDP. Las curvas de demanda se construyeron a partir de las series históricas de los países, correspondientes al año 2005, tomando en cuenta el cambio de uso horario de Panamá. Los bloques de demanda son calculados por el Modulo de Demanda (MODDEM) del SUPER a partir de los datos horarios de potencia para uno o más años. Para caracterizar la demanda, el MODDEM utiliza los siguientes cuatro coeficientes de:

• tendencia anual • variación estacional • ponderación diaria • relación con potencia media diaria


36

Solamente para propósitos ilustrativos, en la Figura 5.4 y en la Figura 5.5 se muestra la curva promedio diaria de los días laborales (lunes a viernes) del año 2005 de cada uno de los países.

Figura 5.4

Curva de Carga Lunes a Viernes 2005

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

MW

GUESHONICRPA

Figura 5.5

Curva de Carga Adimensional Lunes a Viernes 2005

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

% P

ot M

ax

GUESHONICRPACA

Sobre estas figuras, es importante observar que, con excepción de Panamá, los países muestran un patrón similar, en el que la punta del día ocurre entre las 6 y las 8 p.m. En el sistema de Panamá, más que una punta, se forma una meseta que se prolonga desde las 10 a.m. hasta las 4 p.m. Honduras, Costa Rica y en menor medida Guatemala, presentan un segundo pico hacia el mediodía. En el Anexo3 se analiza la evolución de las curvas de carga de Centroamérica entre 1999 y el 2005, así como el comportamiento de los factores de carga anuales.


37

5.3 Costo del déficit El modelo SUPER determina el plan de expansión óptimo que minimiza la suma de los costos totales de inversión, de operación y mantenimiento. Por otro lado, el modelo SDDP determina el despacho óptimo de los sistemas de generación y transmisión que minimiza el costo de operación (combustibles, costos variables de O&M y pérdidas de transmisión). En ambos programas, dentro de los costos de operación, se incluyen los costos asociados al déficit de energía. Por consiguiente, es fundamental utilizar un costo del déficit realista y homogéneo para los países de la región con el fin de evitar transferencias de déficit en caso de producirse éste. Además, el costo del déficit tiene una influencia muy importante en los márgenes de reserva, así como en los costos totales de los planes. Sólo en algunos países de la región se han realizado estudios a fondo sobre costos de déficit en el sector eléctrico. Algunos estudios preliminares han permitido obtener valores que oscilan entre 350 y 1 500 US$/MWh. En el presente trabajo, se adoptaron los siguientes valores:

• Modelo SUPER Déficit de cualquier magnitud......1500 US$/MWh

• Modelo SDDP Déficit menores al 2%…………350 US$/MWh

Déficit para restante 98%………800 US$/MWh Utilizar un costo más bajo para fallas pequeñas es muy justificable, pues estos déficit pueden aliviarse mediante métodos que no implican grandes costos, tales como reducción de la reserva rodante, modificaciones menores en los patrones de uso de la electricidad, etc..

5.4 Criterio de Confiabilidad y Márgenes de Reserva En teoría, si se pudiera valorar con exactitud el costo social de la escasez de electricidad, y eso se representara fielmente en la estimación de los planes de expansión, la cantidad óptima de instalación se obtendría directamente de la optimización económica como aquella que resulta en un costo mínimo global. Por lo tanto, el concepto de margen de reserva no tendría sentido como una definición a priori, sino más bien, como el resultado de dicha optimización. Debido a la dificultad de la valoración del costo social de la falla, los planes “óptimos” que se obtienen utilizando herramientas como el SUPER de alguna manera pueden no representar el óptimo social. De esta forma, en la planificación tradicional se ha utilizado el criterio de un margen de reserva de capacidad que busca asegurar una cierta confiabilidad mayor que la del óptimo teórico. Similarmente, en muchos mercados mayoristas de electricidad existen remuneraciones a la potencia, las cuales están asociadas al concepto de garantía de suministro de largo plazo. En esencia, este tipo de retribución tiene por objeto dar una señal económica a la permanencia e instalación de capacidad de generación en los sistemas eléctricos con el


38

objeto de conseguir un nivel de garantía de abastecimiento superior a la que el mercado mayorista por sí mismo proporcionaría. Esto es actualmente un tema muy polémico sobre el que no hay conclusiones definitivas, habiéndose adoptado al respecto soluciones muy diversas en los distintos países.

5.4.1 Criterio de Confiabilidad En este estudio, en vez de adoptar un criterio de reserva mínima de capacidad, que en un sistema hidro-térmico no es relevante, dado que los déficit son muchas veces de energía, se utiliza el siguiente criterio de confiabilidad:

• En cada país, no se permiten déficit de energía que superen el 2% de la demanda de cualquier mes, en más del 5% de las series hidrológicas

• No se permiten déficit de cualquier tamaño en todas las series en un mismo mes.

Esto significa que el margen de reserva de cada país es dejado libre y es reemplazado por la minimización del costo de inversión, operación y falla, con la revisión posterior de los criterios anteriores, lo cual puede requerir la instalación de capacidad adicional. La revisión de los criterios de confiabilidad se hizo en las simulaciones detalladas del SDDP.

5.5 Precios de los combustibles Los costos futuros de los combustibles (búnker, diésel, carbón y gas natural) se estiman mediante las proyecciones existentes de precios internacionales y del mercado norteamericano. El pronóstico de los precios de los derivados del petróleo utilizados se basa en las publicaciones de la Energy Information Administration en su informe “Annual Energy Outlook 2006” o AEO-2006. 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 eléctricas en Centro América son similares a los de Norteamérica. En cuanto al carbón, se ha utilizado información del AEO-2006, que reporta el precio medio de exportación de carbón norteamericano. A este valor se le agrega el transporte y el costo del manejo portuario. Para obtener un pronóstico del precio del gas natural licuado se ha supuesto que el mismo estará ligado el precio futuro del gas natural en los Estados Unidos, dado que este país es el principal importador del GNL. Para obtener el precio del GNL en puerto, al precio de referencia del gas natural se ha deducido el diferencial por transporte a Centroamérica con relación a los Estados Unidos y también el costo de regasificación. Esto implica una reducción del precio en aproximadamente $0.7/MMbtu con relación al gas de EUA. Esto presupone que para un productor de GNL sería indiferente entregar


39

su producto en Centroamérica que en los Estados Unidos, suposición tal vez algo optimista considerando las diferencias en volúmenes de consumo entre ambos mercados. La Tabla 5.5 muestra los precios utilizados de los combustibles, correspondientes al escenario base. En este escenario, los precios del petróleo oscilan entre $54 y $43 por barril. El precio nivelado que se indica en la última línea es el precio medio de la proyección, ponderado con una tasa de descuento del 12%.

Tabla 5.5

Diésel Búnker GNL CarbónUS$/bbl (%) US$/lt (%) US$/lt (%) US$/m3 (%) US$/tm (%)

2006 53.95 8.6 0.389 9.3 0.259 -6.3 0.261 -11 75.11 3.2 10.61 6.55 7.26 2.62

2007 51.46 -4.6 0.369 -5.2 0.260 0.3 0.283 8.5 76.18 1.4 10.06 6.57 7.88 2.662008 48.98 -4.8 0.359 -2.6 0.251 -3.4 0.265 -6.4 77.00 1.1 9.81 6.35 7.37 2.68

2009 46.49 -5.1 0.344 -4.4 0.237 -5.6 0.244 -8.2 78.08 1.4 9.38 5.99 6.77 2.72

2010 43.99 -5.4 0.331 -3.6 0.225 -4.8 0.228 -6.6 76.99 -1.4 9.04 5.70 6.33 2.68

2011 43.78 -0.5 0.331 0.0 0.226 0.4 0.215 -5.4 75.15 -2.4 9.04 5.73 5.99 2.622012 43.59 -0.5 0.336 1.4 0.226 -0.2 0.212 -1.4 73.45 -2.3 9.16 5.71 5.90 2.56

2013 43.39 -0.5 0.324 -3.4 0.223 -1.2 0.216 1.8 71.73 -2.3 8.85 5.65 6.01 2.50

2014 43.19 -0.5 0.329 1.4 0.224 0.4 0.212 -2.1 70.03 -2.4 8.98 5.67 5.88 2.442015 43.00 -0.5 0.331 0.5 0.226 0.9 0.202 -4.4 68.40 -2.3 9.03 5.72 5.62 2.38

2016 43.39 0.9 0.338 2.3 0.229 1.1 0.199 -1.5 67.60 -1.2 9.23 5.78 5.54 2.36

2017 43.78 0.9 0.338 0.0 0.231 0.9 0.203 1.7 67.70 0.1 9.23 5.83 5.63 2.362018 44.19 0.9 0.346 2.2 0.232 0.5 0.212 4.4 68.63 1.4 9.44 5.86 5.88 2.39

2019 44.59 0.9 0.347 0.5 0.233 0.7 0.219 3.4 69.14 0.8 9.48 5.90 6.08 2.41

2020 44.99 0.9 0.353 1.5 0.238 2.0 0.221 1.1 69.71 0.8 9.62 6.02 6.15 2.432021 45.59 1.3 0.355 0.5 0.240 0.7 0.228 3.1 70.16 0.7 9.68 6.06 6.34 2.45

Nivelado 46.75 0.349 0.239 0.236 73.75 9.53 6.04 6.56 2.57

GNL Carbón$/mmBTU

AñoCrudo Diésel Búnker

En la Tabla 5.6 se muestra la proyección para el escenario de precios altos. En este escenario el precio medio del crudo de referencia se ubica en los $63/bbl.


40

Tabla 5.6 Diésel Búnker GNL Carbón

US$/bbl (%) US$/lt (%) US$/lt (%) US$/m3 (%) US$/tm (%)

2006 53.95 8.6 0.389 9.3 0.259 -6.3 0.261 -11 75.11 3.1 10.62 6.55 7.26 2.62

2007 55.21 2.3 0.414 6.6 0.285 10.1 0.283 8.5 76.41 1.7 11.31 7.21 7.88 2.662008 56.47 2.3 0.421 1.5 0.294 3.1 0.276 -2.5 77.21 1.0 11.48 7.44 7.68 2.69

2009 57.73 2.2 0.428 1.8 0.298 1.5 0.262 -5.2 78.37 1.5 11.69 7.55 7.28 2.73

2010 58.99 2.2 0.430 0.5 0.310 3.8 0.255 -2.6 77.45 -1.2 11.75 7.83 7.10 2.70

2011 61.59 4.4 0.448 4.0 0.325 5.1 0.248 -2.9 75.53 -2.5 12.22 8.23 6.89 2.632012 64.18 4.2 0.465 3.9 0.342 5.2 0.251 1.3 73.89 -2.2 12.69 8.66 6.98 2.58

2013 66.79 4.1 0.473 1.7 0.358 4.5 0.255 1.3 72.59 -1.8 12.92 9.05 7.07 2.53

2014 69.39 3.9 0.491 3.8 0.376 5.2 0.257 1.1 70.83 -2.4 13.40 9.51 7.15 2.472015 71.98 3.7 0.513 4.5 0.391 4.1 0.241 -6.3 69.13 -2.4 14.00 9.90 6.70 2.41

2016 73.59 2.2 0.521 1.6 0.402 2.7 0.231 -4.4 68.35 -1.1 14.22 10.17 6.41 2.38

2017 75.18 2.2 0.529 1.6 0.411 2.3 0.234 1.5 68.41 0.1 14.44 10.40 6.50 2.392018 76.78 2.1 0.543 2.6 0.422 2.6 0.241 2.8 69.19 1.1 14.81 10.67 6.68 2.41

2019 78.39 2.1 0.552 1.8 0.428 1.3 0.249 3.7 69.66 0.7 15.08 10.81 6.93 2.43

2020 79.98 2.0 0.566 2.4 0.439 2.6 0.255 2.2 70.17 0.7 15.44 11.09 7.08 2.452021 80.98 1.2 0.572 1.0 0.443 1.1 0.259 1.4 70.61 0.6 15.60 11.21 7.18 2.46

Nivelado 63.07 0.456 0.332 0.258 74.15 12.46 8.40 7.18 2.59

GNL Carbón$/mmBTU

AñoCrudo Diesel Búnker

En la Figura 5.6 y en la Figura 5.7 se muestra la comparación de los precios de los combustibles y su evolución, de acuerdo con la proyección media y alta. Es de notar que aunque en el Caso Base el GNL y los derivados de petróleo siguen la misma tendencia, en el Caso Alto, el GNL crecerá menos que el petróleo, dándole una mayor ventaja. El precio del carbón es prácticamente el mismo en ambos escenarios.

Figura 5.6 Comparación de precios de combustibles en el Caso Base

Proyección EIA Caso Base

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

$/m

m/B

TU

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

$/bb

l Cru

do



41

Figura 5.7 Comparación de precios de combustibles en el Caso Alto

Proyección EIA Caso Alto

0

2

4

6

8

10

12

14

16

1820

03

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

$/m

mBT

U

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

$/bb

l Cru

do


5.6 Plantas Fijas Los proyectos que actualmente se encuentran en construcción o en etapas de financiamiento son conocidos y en el corto plazo van a entrar en línea. Para efectos de este estudio, estas obras se consideran fijas y disponibles a partir de su fecha programada de inicio de operación. Todos los demás proyectos son candidatos y no están sujetos más que al proceso de optimización de los planes. En la Tabla 5.7 se indican los proyectos que fueron declarados fijos por cada país.


42

Tabla 5.7

Nombre Sistema Fuente Movimiento MW Año Nombre Sistema Fuente Movimiento MW Año

Geo Calderas GU G R -5 2006 BOT General CR H A 39 2006

Geo Calderas 3a(F) GU G A 22 2007 BOT La Joya CR H A 50 2006

Ingenios(F) GU B A 164 2007 Ingenios CR B A 2 2006

Geo Calderas 3b(F) GU G A 22 2009 Los Negros CR H A 17 2006

Geo Calderas 3c(F) GU G A 11 2009 MMV Pujol CR T A 24 2006

Escuintla Vap2(F) GU T R -24 2010 Canalete(F) CR H A 18 2007

Escuintla Vap3 (F) GU T A 200 2010 Cariblanco(F) CR H A 80 2007

Xacbal (F) GU H A 94 2010 Ingenios CR B A 23 2007

Berlín U3 ES G A 44 2006 Alquiler(F) CR T A 40 2008

Repot. Cerrón G. ES H A 17 2006 El Encanto(F) CR H A 8 2008

Talnique ES T A 50 2006 Ingenios(F) CR B A 8 2008

Ciclo Binario Berlín ES H A 9 2007 Pocosol(F) CR H A 26 2008

Rep C.Grande(F) ES H A 86 2008 Alquiler(F) CR T A 20 2009

Repot.15Set.(F) ES H A 11 2008 BOT Eólico(F) CR E A 50 2009

Rep15Set.(F) ES H A 12 2009 CC Garabito(F) CR T A 116 2009

Chaparral(F) ES H A 66 2010 MMV Garabito(F) CR T A 80 2009

Alsthom(F) HO T A 28 2007 Ret Alquiler(F) CR T R -60 2009

Sulzer(F) HO T A 30 2007 Pirrís(F) CR H A 128 2010

Puerta1(F) HO T R -10 2008 Toro3(F) CR H A 50 2010

La Ceiba(F) HO T R -24 2010 Geo Pailas(F) CR G A 35 2011

Elcosa1(F) HO T R -80 2011 Ingenios(F) CR B A 20 2011

Lufussa1(F) HO T R -40 2011 Moder Colim+MoínPist(F) CR T A 20 2012

Geo Tizate1 NI G A 10 2006 Bajo de Mina(F) PA H A 51 2009

Eólico_1(F) NI E A 20 2007 Bonyic(F) PA H A 32 2009

GeotTizate2(F) NI G A 10 2007 Gualaca(F) PA H A 24 2009

Chinandega(F) NI T R -13 2008 Semper-MMV(F) PA T A 30 2009

Geo Tizate3(F) NI T A 46 2008 BLM-2-3-4(F) PA T R -120 2010

Eólico_2(F) NI H A 20 2009 BLM-Carbón(F) PA T A 120 2010

Larreynaga(F) NI H A 17.2 2009 Chan75(F) PA H A 158 2010

Managua 3(F) NI T R -43 2009 A: Adición R:Retiro T: Térmico H: Hidro E: Eólico

Managua4-5_Canal(F) NI T R -17.1 2010 G: Geot B: Biomasa

Nicaragua(F) NI T R -95 2010 Fuente: Proyectos declarados por cada país.

LISTA DE PROYECTOS FIJOS PERIODO 2006-2012

Esta es la lista que se utilizó en el estudio. Una revisión más reciente14 de las plantas fijas muestra los principales cambios:

• Nicaragua o El Proyecto Hidroeléctrico Pantasma se agrega como fijo en mayo 2009. o Motores de Alta Velocidad Diésel de 60 MW en marzo 2007 y Motores de

Media Velocidad de Búnker de 60 MW en marzo 2008. o Eólicos de 40 MW se adelantan a agosto 2008.

• Costa Rica o Garabito se redefine como Motores Media Velocidad de Búnker con 160

MW, en julio 2009. • Panamá

o Se reintegra en marzo 2007 una turbina de gas que se había retirado. Estos cambios no fueron incorporados en el estudio.

14 XV Reunión del GTPIR, Ciudad Guatemala, 22 y 23 marzo 2007


43

5.7 Planes de corto plazo De manera complementaria, también se considera como plan fijo el período de corto plazo donde, por los plazos de construcción, no es posible lograr la puesta en marcha de una nueva central no prevista como planta fija. Cada sistema definió sus plantas fijas y su plan fijo. El plan fijo de cada país no tiene proyectos candidatos y no está sujeto a optimización. El período 2006-2008, que es fijo para todos los países, y por lo tanto común a todos los casos estudiados, se muestra en la Tabla 5.8.

Tabla 5.8


2006 Geo Calder -5 Repot.Cerrón G. 17 Geot. Tizate1 10 BOT General 39Repot.15 Sept 12 Los Negros 17Geo Berlín U3 44 MMV Pujol 24Talnique 50 BOT La Joya 50

Ingenios 22007 Geo Calder3a 22 Geo Berlín 9 Alsthom 28 Geot. Tizate2 10 Cariblanco 80

Ingenios 164 Sulzer 30 Eólico_1 20 Canalete 18Ingenios 23

2008 Repot.15 Sept 11 Geot. Tizate3 48 TG Alquiler 40Repot.Cerrón G. 86 Chinandega -13 El Encanto 8

Pocosol 26Ingenios 8

PLAN FIJOGUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA

La instalación de capacidad se muestra en la Tabla 5.9 y en la Figura 5.8.

Tabla 5.9

GU ES HO NI CR PA CAAdición 186 229 58 88 335 0 896Retiro -5 0 0 -13 0 0 -18Neto 181 229 58 75 335 0 878

Hidro 164 176 0 20 271 0 631GeoT 17 53 0 68 0 0 138Térm 0 0 58 -13 64 0 109

Adición Neta de Potencia. Período 2006-2008MW

En cuanto a la composición de las expansiones en generación, de los 896 MW, un 41% será con plantas térmicas, y un 59% corresponde a fuentes renovables, 43% hidro y 16% de geotérmica.


44

Figura 5.8

Plan Fijo. Instalación neta adicional. Período 2006-2008

-500

50100150200250300350400

GU ES HO NI CR PA

MW

TérmGeoTHidro

Se retirarán 18 MW de plantas térmicas obsoletas. En Costa Rica se instalarán 40 MW en equipos térmicos de alquiler portátiles, que se retiran en el mismo período. Es de notar que Panamá en el período no instala equipos nuevos. La proyección de demanda agregada regional prevé un crecimiento del 15% en el período 2006-2008, pero sólo se incrementará un 10% la capacidad de generación.

5.8 Proyectos Candidatos Para el proceso de optimización de los planes de expansión se han identificado los posibles proyectos candidatos en cada país. Se han incluido opciones de gran tamaño (500 MW) para considerar el desarrollo de plantas regionales grandes. Los costos de todos los proyectos fueron actualizados aplicando los criterios definidos en el Anexo 1 CRITERIOS DE PLANIFICACION.

5.8.1 Proyectos Térmicos Se han definido proyectos térmicos de diferentes tecnologías y tamaños. En todos los países se ha supuesto que habrá disponibilidad, en el horizonte de estudio, de diésel, búnker, carbón y gas natural licuado (GNL). Las tecnologías consideradas son turbinas de gas o combustión, movidas por diésel, motores de media velocidad con búnker, ciclos combinados alimentados con diésel o con GNL y turbinas de vapor con calderas de carbón. Los proyectos térmicos son genéricos y sus características no dependen del sistema o país donde se propongan. Sus costos de inversión, eficiencia y de combustible son iguales en toda la región. Para cada tecnología se ha puesto la fecha a partir de la cual se supone disponible. Cuando hay más de una candidata por país, se ha puesto una segunda fecha de


45

disponibilidad más lejana, para reducir las dimensiones matriciales del programa de optimización. Los proyectos genéricos térmicos utilizados son los que aparecen en la Tabla 5.10.

Tabla 5.10

Nombre Nomenclatura Potencia CantidadMW por país

Turbina de Combustión TG100 100 2 2009-2020 2010-2020Motor de Medi a Velocidad MMV 5 x 20 2 2009-2020 2012-2020Ciclo Combinado Diésel 150 CCDS150 150 2 2010-2020 2012-202Ciclo Combinado Diésel 250 CCDS250 250 2 2012-2020 2013-202Carbón 250 CB250 250 2 2014-2020 2015-2020Carbón 500 CB500 500 2 2014-2020 2015-2020Gas Natural Licuado GNL500 500 1

PLANTAS TERMICAS CANDIDATAS COMUNES EN CADA SISTEMADisponibla a partir de

2015-2020 Además de estas plantas térmicas genéricas, se definieron dos proyectos térmicos en El Salvador, para tomar en cuenta los posibles desarrollos anunciados en el Puerto de Cutuco, que consideran una planta de GNL de 500 MW y otra de carbón de 250 MW. Para tal efecto, únicamente para el sistema salvadoreño, la disponibilidad del CB250 es a partir del 2010 y la del GNL500 en el 2012. Todas las plantas térmicas candidatas están presentes en todos los escenarios estudiados. En la Tabla 5.11 se muestran las características técnicas de estos proyectos candidatos.

Tabla 5.11 Planta Pot Comb Vida Variable

Heat Factor HR Efic. O&M sin Rate Degr Degr. Unitario Gastos Trans Factor Total Comb.LHV HR LHV EPC Balance asoc Capitali.

MW años kJ/kWh % kJ/kWh % $/kW % % pu mill$ $/kWaño $/MWhTurbina de Gas 100 Diesel 20 10 000 5% 10 500 34% 675 20% 3% 1.11 93 9.8 2.4Ciclo Combinado 150 Diesel 20 8 000 3% 8 240 44% 875 20% 3% 1.19 193 44.2 2.4Ciclo Combinado 250 Diesel 20 7 500 3% 7 725 47% 875 20% 3% 1.19 322 38.6 2.1Motor Media Velocidad 20 Búnker 20 8 200 1% 8 282 43% 1 100 20% 3% 1.11 30 47.1 7.5Planta GNL 500 GNL 20 6 600 2% 6 732 53% 875 20% 3% 1.19 643 27.6 1.5Turbina de Vapor 250 Carbón 20 10 750 1% 10 858 33% 1 500 20% 3% 1.19 552 64.4 4.2Turbina de Vapor 500 Carbón 25 10 500 1% 10 605 34% 1 300 20% 3% 1.19 956 64.4 4.2

Costos Fijos Inversión Capitalizada y O&MInversión

Eficiencia

En el costo de inversión de la Planta de GNL se ha incluido un costo unitario de inversión de $231/kW, para tomar en consideración el costo de la planta de regasificación.

5.8.2 Proyectos Geotérmicos En los proyectos candidatos geotérmicos se incluyen los desarrollos que han sido visualizados en cada país. La lista de los proyectos geotérmicos identificados son los mostrados en la Tabla 5.12.


46

Tabla 5.12

Subsistema / Nombre Tamaño Disponibles enMW mill. $ $/kW

El Salvador :San Vicente 55 125 2273 2013-2020Chinameca 55 125 2273 2015-2020

Nicaragua :Geo Hoyo I 70 140 2000 2009-2020

Geo Hoyo II 70 140 2000 2010-2020Costa Rica :

Geo Proyecto 35 139 3971 2013-2020

Inversión Capitalizada

PROYECTOS GEOTERMICOSCOSTOS DE INVERSION CAPITALIZADOS A DIC 2005

5.8.3 Proyectos Hidroeléctricos Por mucho, la principal fuente energética renovable de la región es la hidroelectricidad. En la Tabla 5.13 se presenta el catálogo de los proyectos hidroeléctricos de la región. Estos datos fueron suministrados por los participantes de cada uno de los países. El listado comprende 56 proyectos con una capacidad total de 6 900 MW. En la misma tabla se muestran el factor de planta anual estimado del proyecto, así como su costo de instalación, considerando la capitalización durante la construcción a una tasa del 12%. Los factores de planta usualmente oscilan entre 0.5 y 0.6, aunque hay excepciones. Los costos unitarios de instalación varían entre 1 200 y 6 875 US$/KW, dependiendo en muchos casos si el proyecto cuenta con embalse de regulación. La Tabla 5.13 incluye una serie de proyectos genéricos, denominados con el código “Hidro_Gener_XX”, donde XX designa al país. Estos proyectos representan en forma agrupada los posibles desarrollos hidroeléctricos en centrales menores, que no aparecen listados en las bases de datos nacionales. Una excepción es Guatemala, donde la base de datos del sistema guatemalteco incluye información de una gran cantidad de plantas menores, que muestran claramente el gran potencial del recurso hidroeléctrico de pequeña escala. Dado que actualmente sólo se tiene la información básica de perfil de estos proyectos, se ha preferido manejarlas como plantas genéricas. Estos proyectos son descritos en la sección 5.8.4 Plantas Renovables Genéricas.


47

Tabla 5.13

Nombre Sistema Estado Caída Potencia Energía Factor Embalse Inversión Inv Capneta Media Planta Capitalizada Unitaria

m MW GWh/año % hm3 mill$ $/kWXalalá GU OPC 500 181 866 55% 121 Ene-13 Ene-20 312 1 722Serchil GU OPC 285 145 383 30% 185 Ene-14 Ene-20 250 1 723Chulac GU OPC 151 446 1 765 45% 816 Ene-16 Ene-20 666 1 491Hid_Gener1_G GU OPC 107 17 74 50% 0 Ene-09 Ene-20 34 2 000Xacbal GU OBR 160 94 412 50% 0 Ene-10 Ene-10 180 1 915Hid_Gener2_G GU OPC 544 86 378 50% 0 Ene-10 Ene-20 104 1 200Hid_Gener3_G GU OPC 390 62 271 50% 0 Ene-11 Ene-20 93 1 501Hid_Gener4_G GU OPC 668 106 464 50% 0 Ene-13 Ene-20 297 2 800Cimarrón ES OPC 384 261 690 30% 500 Ene-14 Ene-20 674 2 583Chaparral ES OBR 59 64 232 41% 0 Ene-10 Ene-10 191 2 987El Tigre ES OPC 85 704 1 815 29% 1 404 Ene-14 Ene-20 1 517 2 155Hid_Gener_ES ES OPC 114 100 438 50% 0 Ene-14 Ene-20 200 2 000Cangrejal HO OPC 166 40 150 43% 0 Ene-11 Ene-20 118 2 946Patuca_2 HO OPC 86 270 1 337 57% 924 Ene-13 Ene-20 685 2 536Patuca_3 HO OPC 43 100 340 39% 580 Ene-11 Ene-20 280 2 798Los Llanitos HO OPC 79 98 370 43% 467 Ene-13 Ene-20 508 5 172Agua de la Reina HO OPC 27 52 243 53% 0 Ene-13 Ene-20 357 6 875Tablón HO OPC 42 19 81 50% 0 Ene-12 Ene-20 103 5 562Hid_Gener_HO HO OPC 414 100 438 50% 0 Ene-14 Ene-20 200 2 000Jicatuyo HO OPC 65 173 667 44% 710 Ene-14 Ene-20 529 3 060Larreynaga NI OBR 90 17 80 53% 0 Ene-09 Ene-20 37 2 172El Carmen NI OPC 63 60 392 75% 804 Ene-19 Ene-20 232 3 866Copalar NI OPC 118 350 1 276 42% 2 517 Ene-12 Ene-14 808 2 309Corriente Li NI OPC 34 40 147 42% 70 Ene-18 Ene-20 119 2 977Mojolka NI OPC 60 138 468 39% 700 Ene-16 Ene-20 303 2 199Tumarín NI OPC 31 160 770 55% 85 Ene-14 Ene-20 321 2 005Piedra Fina NI OPC 58 42 167 45% 150 Ene-18 Ene-20 164 3 913Valentín NI OPC 37 28 90 37% 0 Ene-16 Ene-20 91 3 265Pantasma NI OPC 394 24 85 40% 0 Ene-10 Ene-20 45 1 863Pajaritos NI OPC 70 31 144 53% 231 Ene-11 Ene-20 95 3 062Salto YY NI OPC 213 25 123 57% 13 Ene-10 Ene-20 58 2 357Hid_Gener_NI NI OPC 132 100 438 50% 0 Ene-14 Ene-20 200 2 000Pirrís CR OBR 886 128 558 50% 30 Ene-10 Ene-10 402 3 138Cariblanco CR OBR 382 80 333 48% 0 Abr-07 Abr-07 195 2 438Los Llanos CR OPC 361 84 372 51% 0 Ene-13 Ene-20 238 2 829Diquís CR OPC 258 622 3 000 55% 1 646 Ene-16 Ene-20 1 347 2 166Toro 3 CR OBR 235 50 205 47% 0 Ene-11 Ene-11 131 2 628EOL_PROY1_CR CR OBR 50 50 175 40% 0 Ene-10 Ene-10 74 1 480Savegre CR OPC 230 200 734 42% 180 Ene-14 Ene-20 503 2 515RC-500 CR OPC 195 59 293 57% 0 Ene-13 Ene-20 184 3 133Reventazón CR OPC 150 300 1 412 54% 109 Ene-15 Ene-20 670 2 232BOT_PROYECTO CR OPC 252 50 240 55% 0 Ene-10 Ene-20 122 2 442EOL_PROY2_CR CR OPC 124 120 420 40% 0 Ene-12 Ene-20 178 1 480Hid_Gener_CR CR OPC 509 100 438 50% 0 Ene-14 Ene-20 200 2 000Lorena PA OPC 29 35 160 52% 0 Ene-11 Ene-20 90 2 564Barú PA OPC 225 150 657 50% 0 Ene-12 Ene-20 685 4 564Prudencia PA OPC 40 54 291 62% 0 Ene-12 Ene-20 155 2 869Chan75 PA OBR 81 153 813 61% 0 Ene-10 Ene-10 387 2 530Chan140 PA OPC 62 132 661 57% 0 Ene-13 Ene-20 229 1 735Chan220 PA OPC 95 126 551 50% 335 Ene-14 Ene-20 331 2 625Santa María PA OPC 42 31 134 50% 115 Ene-11 Ene-20 65 2 142Pando PA OPC 274 33 174 61% 0 Ene-12 Ene-20 73 2 246Monte Lirio PA OPC 284 52 288 64% 0 Ene-13 Ene-20 121 2 350El Alto PA OPC 120 60 270 51% 0 Ene-10 Ene-20 84 1 400Mendre PA OPC 47 17 86 59% 0 Ene-10 Ene-20 25 1 488Hid_Gener_PA PA OPC 199 100 438 50% 0 Ene-14 Ene-20 200 2 000NOTA : OPC = Candidata , OBR = Construcción

PROYECTOS CANDIDATOS HIDROELECTRICOS

DisponibilidadFecha


48

El costo unitario de inversión se muestra en la Figura 5.9.

Figura 5.9

Costo Unitario de Instalación

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Potencia, MW

Cos

to U

nita

rio,

$/k

W

GU ES HO NI CR PA

Agua de la Reina

TablónLos Llanitos

Barú

El Tigre

Chulac

El Alto

Diquís

Para considerar la dificultad que existe en desarrollar plantas hidroeléctricas, no todas las candidatas están disponibles en todos los escenarios estudiados, como se describe en cada uno de los casos simulados. La fecha más temprana de disponibilidad, además de reflejar los tiempos constructivos, también indica el nivel de certeza de conocimiento sobre el proyecto. En general, proyectos con menos estudio, tienen fechas de disponibilidad más lejanas.

5.8.4 Plantas Renovables Genéricas En la región existe una capacidad potencial importante de plantas renovables menores que no aparecen en los catálogos oficiales de cada país, ya sea por su reducido tamaño o porque todavía no ha sido posible estudiar cada sitio con posibilidades de desarrollo energético. Para considerar este potencial, se han definido proyectos hidroeléctricos y geotérmicos genéricos, que representan la agrupación de este tipo de plantas. Una excepción la conforman un grupo de plantas de Guatemala, que ya han sido identificadas pero que por el escaso conocimiento de sus características, se ha preferido tratarlas como plantas genéricas. Las características de estas centrales se muestran en la Tabla 5.14. Las plantas fueron definidas con un costo y un factor de planta uniforme, para que el costo medio de la energía sea igual para todas, excepto en las plantas de Guatemala. Estos parámetros económicos se utilizan únicamente para una referencia inicial en la evaluación. Este grupo de plantas genéricas sólo se incluyen en un caso de sensibilidad, para evaluar la competitividad de este tipo de recurso.


49

Tabla 5.14

Nombre Sistema Estado Caída Potencia Energía Factor Embalse Inversión Inv Capneta Media Planta Capitalizada Unitaria

m MW GWh/año % hm3 mill$ $/kWHid_Gener1_G GU OPC 107 17 74 50% 0 Ene-09 Ene-20 34 2 000Hid_Gener2_G GU OPC 544 86 378 50% 0 Ene-10 Ene-20 104 1 200Hid_Gener3_G GU OPC 390 62 271 50% 0 Ene-11 Ene-20 93 1 501Hid_Gener4_G GU OPC 668 106 464 50% 0 Ene-13 Ene-20 297 2 800Hid_Gener_ES ES OPC 114 100 438 50% 0 Ene-14 Ene-20 200 2 000Hid_Gener_HO HO OPC 414 100 438 50% 0 Ene-14 Ene-20 200 2 000Hid_Gener_NI NI OPC 132 100 438 50% 0 Ene-14 Ene-20 200 2 000Hid_Gener_CR CR OPC 509 100 438 50% 0 Ene-14 Ene-20 200 2 000Hid_Gener_PA PA OPC 199 100 438 50% 0 Ene-14 Ene-20 200 2 000NOTA : OPC = Candidata , OBR = Construcción

PROYECTOS CANDIDATOS HIDROELECTRICOS GENERICOSFecha

Disponibilidad

5.8.5 Proyectos renovables no convencionales Proyectos Eólicos En los estudios las plantas eólicas se modelaron como plantas hidro o predespachos, dependiendo del modelo (SUPER o SDDP) y del sistema. En el presente estudio no se evaluó con detalle la posible participación eólica en la región, a pesar de que se conoce la existencia de un potencial interesante. La dificultad para modelar adecuadamente este tipo de plantas en los modelos de cómputo usados y la falta de información sobre el viento, impiden analizar esta alternativa. Es previsible que la participación del viento como una fuente de generación eléctrica crecerá en el futuro mucho más allá de la participación marginal que actualmente tiene. Proyectos Biomásicos En Centro América la fuente biomásica más importante es el bagazo de caña, subproducto del proceso de los ingenios azucareros. Aparte de las plantas existentes y de los proyectos declarados como fijos, no se incluyen proyectos candidatos de bagazo, por la dificultad de modelar adecuadamente este recurso, que depende de la industria de la caña. No obstante, se debe tener en cuenta que con toda seguridad la región podrá disfrutar de esta fuente de energía conforme crezca la actividad cañera enfocada como industria energética. Otros proyectos no convencionales El presente estudio se enfoca en el modelamiento de los proyectos hidroeléctricos, principal fuente renovable de la región. Fuentes renovables, como la geotermia, la fuerza eólica y la generación 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 solar, la cogeneración y la biomasa distinta al bagazo no se incluyen en este análisis. Esta exclusión obedece a las limitaciones de los modelos computacionales y a la falta de proyectos candidatos representativos de estas tecnologías. No obstante, es de


50

esperar que cada país y la región busquen en el futuro formas de incentivar la explotación de estas llamadas nuevas fuentes, para diversificar la oferta energética y reducir la dependencia de los combustibles fósiles.

5.9 Costos Nivelados Un aspecto de interés con relación a los proyectos, particularmente los térmicos, es la estimación de los denominados “costos nivelados”. Este concepto permite comparar de una forma sencilla diferentes tecnologías de generación, al combinar los costos operativos y de inversión a lo largo de la vida útil del proyecto, en un costo promedio por MWh. Se define como:

var8760*OM

CfpP

OMCTICN fuelfix ++

∗+∗

=η

ψ

en donde: CN Costo Nivelado (US$/MWh) CTI Costo total de inversión incluyendo intereses durante la construcción ($) i Tasa de descuento n Período de amortización fp Factor de planta (8760*fp=tiempo de utilización equivalente anual) P Potencia instalada de la planta (MW) OMfix Costos fijos de operación, mantenimiento y administración (US$/año) Cfuel Costo del combustible (US$/MWh)=3.412 US$/MMBtu η Eficiencia neta promedio de la planta OMvar Costos variables de operación y mantenimiento (US$/MWh) ψ Factor de recuperación del capital = La Figura 5.10 muestra el cálculo de costos nivelados de los proyectos térmicos, utilizando una tasa de descuento económica del 12%, una vida útil de 20 años y considerando los costos de combustibles dados anteriormente.

nii

)1(1 −−


51

Figura 5.10

Costo Nivelado Proyectos Térmicos

0.075

0.100

0.125

0.150

0.175

0.200

0.225

0.250

15% 25% 35% 45% 55% 65% 75%

Factor de Planta

$/kW

h

TG100MMVCCDS250CB500GNL500

Nomenclatura: TG100 : turbina de combustión diésel, 100 MW MMV : motores de media velocidad búnker, 5 x 20 MW CCDS250 : ciclo combinado diésel, 250 MW CB500 : turbina de vapor carbón, 500 MW GNL500 : ciclo combinado GNL, 500 MW

Esta figura muestra varios aspectos de interés:

• Para factores de planta inferiores a 20%, las turbinas de combustión o de gas (TG100) son las más económicas.

• Con factores de planta entre 20% y 55%, los Ciclos Combinados con GNL son los que rinden el menor costo monómico.

• Por encima de un 55% de utilización, las plantas de carbón son las más económicas.

• De no estar disponible el GNL o el carbón, los motores de media velocidad se posicionan como los más convenientes para utilizaciones intermedias y altas.

En la Figura 5.11 se muestra el costo nivelado para los proyectos candidatos hidroeléctricos, usando 12% de descuento y una vida útil de 50 años.


52

Figura 5.11

Costos Nivelados Proyectos Hidros

020406080

100120140160180200

25% 35% 45% 55% 65% 75%

$/M

Wh

GU ES HO NI CR PA Prom. CA

Los LlanitosTablón

El Carmen

Cimarrón ValentínBarú

MendreEl Alto

Agua de la Reina

5.10 Hidrología Los datos hidrológicos fueron aportados por los participantes de cada país, y fueron obtenidos de los organismos nacionales responsables del manejo de los datos hidrológicos. Los datos están dados en forma de series mensuales para los períodos con los que se cuenta con registros. En varios casos, los organismos responsables de la información han procesados los caudales vírgenes en estaciones con datos faltantes, ya sea rellenando estos datos, o también extendiendo la información a períodos mayores, utilizando para ello los métodos usuales de correlaciones hidrológicas. Cuando este proceso no ha sido previamente hecho, para el presente estudio se ha utilizado el Módulo Hidrológico del SUPER, que de forma similar rellena y extiende los datos mediante correlaciones múltiples con estaciones de zonas hidrológicas semejantes. Las series históricas de caudal cubren 35 años, de 1965 a 1999. Para ilustrar el comportamiento hidrológico de la región, se ha calculado el caudal total mensual regional, haciendo la suma de todas las estaciones en la base de datos. Este caudal regional dividido entre el promedio anual de todo el registro, brinda el patrón de comportamiento del caudal total de la región. En la Figura 5.12 se muestra el gráfico de cajas resultante. La caja indica los valores contenidos entre el percentil 25% y 75%. La línea que divide la caja marca el valor de la mediana, y los extremos de los bastones indican los valores máximos y mínimos.


53

Figura 5.12

La hidrología regional se caracteriza por un período seco, que va de enero a mayo pero acentuado de febrero a abril y un período húmedo, que va de junio a diciembre, siendo septiembre y octubre los de mayores caudales. Con relación al suministro eléctrico, y debido a la importante contribución de la generación hidroeléctrica, que actualmente es de un 50%, el período seco resulta especialmente crítico. En este período, la suma de todos los caudales de la región apenas está entre un 0.2 y 0.4 del promedio anual. Si suponemos, como es usual, que el caudal de diseño de los aprovechamientos es de alrededor de 1.5 veces el caudal medio, lo anterior significa que el factor de planta en los meses críticos (febrero a abril) es de apenas de 0.30 (≈ 0.45/1.5). En esas condiciones, se puede mostrar que la energía que aportan las plantas hidroeléctricas sin embalses de regulación estacional, es menor que el 50% de su aporte promedio. Esto explica por qué, en la mayoría de los casos, el déficit que se presentan en la región ocurre durante esos meses, y corresponden a déficit de energía. En el Anexo 4 de Datos Hidrológicos se dan más detalles sobre la información hidrológica utilizada.


54

5.11 Sistema de Transmisión y Capacidad de las Interconexiones El sistema de transmisión de Centro América está conformado por los sistemas nacionales y las interconexiones de país a país. El voltaje de las interconexiones actuales es de 230 kV, aunque al interno de cada sistema se utiliza también 138 kV y otros voltajes menores. Las primeras interconexiones entre sistemas datan de 1976 con el enlace Honduras-Nicaragua, 1982 con Nicaragua-Costa Rica, 1986 con Costa Rica-Panamá y Guatemala-El Salvador. Más recientemente, se unieron El Salvador-Honduras, en el 2002. Actualmente Panamá y Costa Rica están trabajando en la construcción del Anillo La Amistad, línea en circuito sencillo que unirá ambos países por la costa del Caribe, y formará un anillo con el sistema existente. La línea SIEPAC tiene una longitud de 1 800 km y estará en servicio a inicios del año 2009. Los contratos de construcción de la línea ya fueron adjudicados a las empresas constructoras. Actualmente se están gestionando las servidumbres de paso. La construcción se hará tendiendo un solo circuito sobre torres de doble circuito. La ampliación del segundo circuito se hará en el futuro, cuando el crecimiento de la demanda y el Mercado Eléctrico Regional así lo requieran. Para efectos del presente estudio, se ha supuesto que el segundo circuito entrará en operación en el año 2012. Para que la línea SIEPAC permita intercambios de 300 MW se supone que todos los países han completado sus refuerzos nacionales antes del 2009. En la Figura 5.13 se muestran los enlaces que conformarán la línea SIEPAC.


55

Figura 5.13 En la Figura 5.14 se muestra esquemáticamente el sistema de transmisión de América Central, incluyendo la línea SIEPAC y los refuerzos nacionales previstos.

Lago

Nicaragua

Panamá

Aguacapa

Nejapa

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Aguacaliente

Veladero

CajónRío LindoPanaluya

Ahuachapán

Planta Nicaragua

Guate Norte

Palmar Norte

15 de Sept.

T

Río ClaroRuta de Línea a 230 KVSubestación de interconexiónSubestación nacional

Colombia-Panamá

México-Guatemala

Lago

Nicaragua

Panamá

Aguacapa

Nejapa

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Aguacaliente

Veladero

CajónRío LindoPanaluya

Ahuachapán

Planta Nicaragua

Guate Norte

Palmar Norte

15 de Sept.

T

Río ClaroRuta de Línea a 230 KVSubestación de interconexiónSubestación nacional

Colombia-Panamá

México-Guatemala


56

Figura 5.14

México y Guatemala están construyendo un enlace entre las Subestaciones de Tapachula (México) y Los Brillantes (Guatemala). Esta línea de 103 km, prevista para un doble circuito, funcionará a 400 kV, y en su primera etapa de un solo circuito tendrá capacidad para transportar 200 MW en la dirección norte-sur y 70 MW sur-norte. Los contratos de construcción del segmento guatemalteco, de 71 km, ya están adjudicados y se espera que la obra entre en funcionamiento en el 2008. Adicionalmente, entre Panamá y Colombia se está discutiendo un posible enlace. En forma preliminar esta línea tendría capacidad para 300 MW y estaría desacoplada de la frecuencia a través de un enlace AC-DC-AC. Para evitar el paso por el Tapón de Darién existen planes para construir un tramo submarino. La capacidad de los intercambios que permitirá SIEPAC fue expresada en forma simplificada como un valor constante para cada dirección de flujo en cada enlace, con base en los datos del estudio del segundo circuito del SIEPAC15. Las capacidades actuales y previstas de interconexión se indican en la Tabla 5.15

15 Estudio Económico Segundo Circuito Línea SIEPAC. Informe Final. EPR. Consorcio SNC-Lavalin Statkraft- Grøner. Noviembre 2005


57

Tabla 5.15




En el presente estudio se supone como fija la entrada en operación del SIEPAC en sus dos etapas y la interconexión Guatemala-México. La interconexión con Colombia se modela únicamente en un escenario de sensibilidad.

5.12 Emisiones de CO2 Todos los proyectos de generación tienen costos ambientales de diferente índole inherentes a la tecnología, que normalmente no se incluyen en sus estimaciones de costos directos por tratarse de efectos externos al proyecto, o externalidades. De estos efectos, la comunidad internacional está progresivamente reconociendo en particular los costos sociales y ambientales de las emisiones de gases de efecto invernadero. Ya hoy en día, dentro y fuera del Protocolo de Kyoto, muchos países han creado mecanismos para valorar el costo de reducción de las emisiones de gases de invernadero. En el presente estudio se ha hecho una primera evaluación de las emisiones asociadas a los diferentes casos estudiados. En la Tabla 5.16 se muestran las emisiones equivalentes de las diferentes tecnologías.


58

Tabla 5.16

Tipo de plantaRango Valor Usado

Hidroeléctrica con embalse 10 a 30 20Hidroeléctrica filo de agua 1 a 18 12Planta eólica 7 a 124 50Solar fotovoltaico 13 a 731 300Turbina diesel 555 a 883 808CC diesel 568Planta de carbón moderna 790 a 1182 1071Motor con heavy oil 686 a 726 700IGCC con Orimulsión 704TG con GNL 688CC con gas natural 389 a 511 421CC con GNL 473Fuentes:a) Hydropower and the Environment: Present Context and Guidelines for Future Action, IEA Hydropower Agreement, Volume II, May 2000b) CO2 Emissions Factor from IPCC publication, www.sender.nl, Holand

FACTORES DE EMISIONES DE CO2 DE CANDIDATOS PLAN DE EXPANSION

Emisiones (ton CO2 por GWh)

Es importante aclarar que las emisiones equivalentes dadas en la Tabla 5.16 toman en cuenta lo que se denomina el ciclo de vida de proyecto. Este concepto se puede definir como la evaluación de todos los pasos requeridos para obtener un producto. En el caso de la generación eléctrica se incluye la extracción, procesamiento, y transporte del combustible, la construcción de la planta, la producción propiamente de la electricidad, la disposición de desechos y la desinstalación, a lo largo de su vida útil. Es por eso que aun proyectos de energía renovable, como los hidroeléctricos, presentan emisiones, aunque de un orden de magnitud menores que los que utilizan combustibles fósiles. Se debe indicar que aunque las emisiones de gases de invernadero representan uno de los impactos ambientales más importantes de la generación con combustibles fósiles, existen otros como el SO2, los NOx, los compuestos orgánicos volátiles y las emisiones de partículas, entre otros, que aunque implican costos sociales, resultan más difíciles de valorar en el presente contexto, por lo que no se han considerado en las evaluaciones económicas de los planes de expansión. En cuanto a la valoración de las emisiones CO2, existe una amplia literatura al respecto. Es claro que las reducciones iniciales pueden lograrse a un costo bajo, con medidas como manejo de la demanda, más uso del gas natural con relación al carbón, ciertos programas de reforestación, etc. Sin embargo, conforme estos nichos baratos se exploten las soluciones se irán encareciendo. Algunos estudios indican por ejemplo:

• Un estudio holandés indica un costo de entre $23 y $27/ton de CO2 para lograr una reducción del 50% de sus emisiones hacia el año 202016 .

• Un estudio alemán calculó el costo por cambio de combustible y conservación de energía en cerca de $5/ton, hasta un valor superior de $53/ton para el caso de captura por medio de “CO2 scrubbing” en plantas de carbón17.

16 Oud, E., (1993) “Global Warming: a changing climate for hydro”, Water Power & Dam Construction, May. 17 Idem.


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• En cinco países se han establecido impuestos a las emisiones, que oscilan entre $42 y $115/ton18.

• El Departamento de Agricultura de los Estados Unidos ha estimado un costo de entre $12 y $18/ton para lograr reducciones de entre 10 y 30% de CO2 mediante reforestación y manejo de bosques19 .

• Un estudio muy reciente de la EPRI, estimó el costo evitado de CO2 mediante el uso de plantas de generación con nuevas tecnologías, que integran remoción del CO2. Los costos oscilan entre $17.5 y $60.7/ton20 .

• Experiencias del Fondo Prototipo de Carbono del Banco Mundial y varias experiencias de licitaciones de créditos de carbono indican precios de mercado a un nivel que comienza aproximadamente a $2/ton CO2. Licitaciones internacionales realizadas por Holanda dentro del contexto del MDL (mecanismo de desarrollo limpio) han arrojado valores en el orden de los $5/ton.

Para efectos del presente estudio se ha adoptado un valor conservador de $20/ton.

18 Idem. 19 Lefebre, J.F., et. Al, (1999), Non-Monetary Costs of Generating Electricity : Where Does Hydro Stand?, Hydro Review, June. 20 Anónimo, (2000), Evaluation of Innovative Fossil Fuel Power Plants with CO2 Removal, EPRI, Technical Report, Dec.


60

6 ESCENARIOS ANALIZADOS El desarrollo de los sistemas de generación es un proceso evolutivo que es afectado por una enorme cantidad de factores. De la constante y dinámica interacción de estas variables se crean las restricciones y oportunidades que van dando forma a su desarrollo. La planificación indicativa busca establecer cuáles caminos o acciones son preferibles ante las posibles evoluciones de los factores que condicionan los sistemas de generación. Siempre es posible imaginar un número ilimitado de factores y de escenarios de evolución para cada uno de ellos. De igual manera, la combinación libre de escenarios produce cantidades infinitas de alternativas. Por tal motivo, es indispensable limitar el análisis a los aspectos que se consideran más relevantes o que tengan interés especial. En el presente estudio de planificación se escogieron cuatro factores:

• Existencia de condiciones favorables para el desarrollo de plantas hidroeléctricas u otras renovables

• Evolución del precio de los combustibles fósiles. • Evolución del crecimiento de la demanda. • Conexión de Panamá con Colombia.

Para cada factor se supuso dos o más escenarios de evolución. Estos escenarios se combinaron en ocho casos de estudio. Para cada caso, delimitado por sus particulares restricciones y posibilidades, se obtuvo un plan de expansión óptimo. Cada uno de estos planes da una indicación de cuál podría ser un desarrollo deseable, bajo las premisas teóricas e ideales del estudio, si se presentaran los escenarios supuestos. La entrada en operación de la línea SIEPAC y la construcción de su segundo circuito, así como la primera fase del enlace Guatemala-México, se dan como factores definidos y presentes en todos los casos estudiados. También se supone que se dan las condiciones necesarias para disponer, de ser requerido, de carbón y gas natural licuado en cualquier punto de la región.

6.1 Factor de desarrollo hidroeléctrico En Centroamérica existe un potencial hidroeléctrico importante, con proyectos candidatos buenos para el desarrollo de la generación. Además de sus atractivos económicos, las plantas hidroeléctricas, al igual que la mayoría de las fuentes renovables, tienen beneficios ambientales y estratégicos. Ambientalmente son deseables porque no emiten gases de efecto invernadero y no agotan recursos fósiles limitados. Estratégicamente ayudan a los países a reducir su vulnerabilidad por la dependencia del petróleo.


61

Sin embargo, se debe reconocer que el desarrollo de este tipo de plantas conlleva una serie de obstáculos y de riesgos mayores en comparación de la instalación de plantas térmicas, que dificultan su aprovechamiento. Estas dificultadas son especialmente críticas en los casos en los que existen mercados mayoristas de electricidad, en los que una gran parte de los riesgos asociados a la generación los debe asumir el propio generador. Algunos de estos problemas son:

• Riesgo de preinversión, mucho más importante que en el caso de plantas térmicas;

• Capital de inversión inicial más alto. • Riesgo de construcción, también mucho más alto en el caso de plantas

hidroeléctricas. • Tiempos de construcción mayores. • Tiempo de recuperación de la inversión mayor en el caso de las hidroeléctricas. • Riesgo hidrológico. • Riesgo de mercado, elemento nuevo en varios sistemas, que por la aleatoriedad

hidrológica es más importante para las plantas hidroeléctricas. Riesgos similares afrontan otros desarrollos con recursos renovables, tales como la geotermia, en los que existe el riesgo “geológico” del reservorio. Adicionalmente los impactos locales que podría provocar un proyecto hidroeléctrico, lo hacen vulnerable al ataque de grupos ambientalistas, independientemente de su valoración ambiental global. Lo anterior ha implicado que el balance entre el uso de recursos renovables y recursos fósiles, se ha inclinado hacia estos últimos, pues para los inversionistas el riesgo se traduce en mayores costos por tasas de interés mayores, requerimiento de rentabilidades mayores, etc. Si no se diseñan acciones para reducir o mitigar estos riesgos y barreras, no será factible la construcción de buena parte de ese potencial hidroeléctrico. Esta valoración del riesgo es difícil de considerar dentro del contexto de un análisis económico, como el que se utiliza para obtener planes de expansión. Para modelar esta restricción, se recurre a escenarios donde se limita la cantidad de plantas hidro candidatas. El criterio utilizado para limitar las candidatas se basa en el costo y la potencia del proyecto. Se ha supuesto que los riegos y dificultades aumentan proporcionalmente al costo y el tamaño del proyecto. Los cuatro escenarios considerados del factor de desarrollo hidroeléctrico son:

• Restricción media al desarrollo hidro: este escenario pretende asemejarse a la condición actual de dificultad y riego. Limita todas las plantas hidro de más de 150 MW o con costo superior a $300 millones.


62

• Restricción fuerte al desarrollo hidro: representa la situación en la que los Estados no toman ninguna medida correctiva o mitigatoria y se empeoran las barreras para los renovables. Se eliminan todas las candidatas de más de 75 MW o con costos superiores a $150 millones.

• Sin restricción al desarrollo hidro: escenario que supone la aplicación exitosa de

medidas para eliminar barreras y mitigar los riesgos del desarrollo hidroeléctrico. No limita las plantas candidatas.

• Aprovechamiento de centrales renovables menores: este escenario supone que

aunque se mantienen las limitaciones al desarrollo de grandes centrales hidroeléctricas, se logra estimular la explotación de pequeños y medianos proyectos renovables.

La restricción media al hidro elimina cerca del 50% de la energía que podrían aportar todos los proyectos hidro identificados. La restricción fuerte elimina un tercio adicional, dejando disponible tan solo un 16% del total identificado.

6.2 Factor de evolución del precio de los combustibles Este factor determina la competitividad de cada una de las tecnologías térmicas, y de las demás plantas alternativas. Se usan dos escenarios. El escenario usado como base corresponde al pronóstico de precios medios de combustibles. El segundo escenario utiliza la proyección de precios altos.

6.3 Factor de crecimiento de la demanda Este factor tiene dos escenarios, compuestos por las proyecciones de demanda media y alta. El escenario usado como base corresponde al pronóstico medio de demanda.

6.4 Conexión con Colombia Este factor se ha modelado con dos escenarios. El primer escenario no considera la posibilidad de intercambios con Colombia, y se usa como escenario de referencia. El segundo escenario supone un enlace con capacidad fija de 300 MW en ambos sentidos y un costo marginal constante en Colombia de $40/MWh.

6.5 Otros factores estudiados A solicitud del grupo consultor que estudia la introducción del gas natural en Centroamérica, dentro del Programa de Integración Energética Mesoamericana (PIEM), se estudió un grupo de escenarios para diferentes precios del gas, con el propósito de


63

estimar en forma gruesa la demanda potencial de gas en función del precio. Los principales aspectos de este estudio se pueden consultar en el Anexo 2.


64

7 PLANES INDICATIVOS En este capítulo se muestran los planes obtenidos para el período 2009-2020 en cada uno de los casos estudiados con la combinación de escenarios mencionados en el capítulo anterior.

7.1 Definición de los casos Los factores y los escenarios escogidos en el capítulo anterior fueron combinados para establecer ocho casos de estudio, que esquemáticamente se presentan en la Tabla 7.1

Tabla 7.1 Esquema descriptivo de los casos analizados

A B C D E F G H

Factor Escenario BaseSin

Resticción Hidro

Fuerte Restricción

Hidro

Con Colombia

Combustible Alto

Demanda Alta

Comb Alto+ Sin Restric

Hidro


Media X X X X XNinguna X XFuerte XSin Conexión X X X X X X XCon Conexión XMedia X X X X X XAlta X XMedio X X X X X X XAlto XSin Genéricas X X X X X X XCon Genéricas X

Desarrollo de Renovables Genéricas

DESCRIPCION DE LOS CASOSCARACTERISTICA

Restricciones al Desarrollo Hidro

Interconexión con Colombia

Proyección Precio Combustible

Crecimiento Demanda

Adicionalmente a estos casos, se realizó un estudio para estimar la sensibilidad de la demanda de gas natural ante cambios en su precio. Este análisis se describe en el Anexo 2. A continuación se presenta cada caso y el plan de expansión óptimo obtenido.

7.1.1 Caso A Supone que el desarrollo hidro estará limitado a plantas de regular tamaño, que la demanda crecerá según el escenario medio y que los precios de los combustibles evolucionarán también según el escenario medio. No tiene interconexión con Colombia y no considera el grupo de plantas genéricas pequeñas. La restricción media al desarrollo hidroeléctrico sólo tiene como candidatas plantas menores de 150 MW y con costo de inversión menor que $300 millones. Corresponde al caso base que se usa como referencia y se usará para comparar los demás casos.


65

El plan de expansión y sus principales características se muestran en las figuras y tablas siguientes21,22 (ver Tabla 7.2 y Figura 7.1).

Tabla 7.2 Plan de Expansión obtenido para el Caso A

AÑO

Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW2009 Geo Calder3b(F) 22 Rep. 15Set(F) 12 Larreynaga(F) 17 Alquiler(F) 20 Gualaca(F) 24

Geo Calder3c(F) 11 GeoHoyo1 70 Retir Alqu(F) -60 Bonyic (F) 32Eólico_2(F) 20 CCGarabito(F) 116 Bajo de Mina(F) 51Managua 3(F) -43 MMVGarabito(F) 80 SemperMMV(F) 30

BOT Eólico(F) 502010 Xacbal(F) 94 Chaparral(F) 66 La Ceiba(F) -24 Pantasma 24 Pirrís(F) 128 Chan75 (F) 158

EscuintlaVap2(F) -24 SaltoYY 25 Toro3(F) 50 El Alto 60EscuintlaVap3(F) 200 GeoHoyo2 70 Mendre 17

Nicaragua(F) -95 BLM-Carb(F) 120Manag4-5Canal(F) -17 BLM2-3-4(F) -120

2011 Cangrejal 40 Pajaritos 31 Geo Pailas (F) 35 Lorena 35Elcosa1(F) -80 Ingenios (F) 20 Santa María 31Lufussa1(F) -40

2012 Col+MoínPist(F) 20 Pando 33Prudencia 54

2013 Geo Sn Vicente 55 Patuca3 100 TGDS1x100b 100 BOT ProyCR 50 Chan140 132Las Brisas1_2 -55 EOL_ProyCR 120 Monte Lirio 49

2014 CB1x500b 500 Alsthom&Sul -60 PPA(NI) -1762015 Geo Chinameca 55 Puerta -16

GNL500a 5002016 Serchil 145 Valentín 28 Los Llanos 84

RC-500 592017 Lufussa3 -210 TGDS1x100aNI 100 CB1x500aCR 500

Enersa -2002018 CB1x500a 500 Piedra Fina 422019 Luffussa2 -77 El Carmen 60 CB1x500bCR 500 CB1x250b 250

Emce2 -55 Corriente Lira 40Tablón 19 MMV5x20a 100

MMV5x20a 1002020 TGDS1x100a 100

TGDS1x100b 100

CASO ACOSTA RICA PANAMAGUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA

GU ES HO NI CR PA CAAdición 1 858 416 717 915 2 166 1 074 7 147Retiro -29 0 -762 -399 -60 -120 -1 370Neto 1 829 416 -45 516 2 106 954 5 777

Hidro 403 253 159 307 831 674 2 628GeoT 50 163 0 208 35 0 456Térm 1 376 0 -204 1 1 240 280 2 693


Nota: en Hidro se incluye el eólico y la biomasa

21 En las tablas de los planes se ha seguido la siguiente convención de colores para identificar el tipo de proyectos: azul para los hidro, eólicos y de biomasa; gris para los geotérmicos y negro para los térmicos. En rojo se señalan los retiros. 22 En el cuadro resumen de adiciones, bajo la categoría Hidro se incluye la potencia eólica y la biomasa.


66

Figura 7.1 Características del Plan de Expansión Caso A

CASO A

INTERCAMBIOS NETOS

-6 000

-4 000

-2 000

0

2 000

4 000

6 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA ME CO

GENERACION HIDROELECTRICA POR PAIS

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA

GENERACION TERMICA POR PAIS

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA

GENERACION TOTAL POR FUENTE

0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

HIDRO GEO BAGAZO TERMICA

GENERACION TERMICA POR FUENTE

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

Carbón Diesel Bunker GNL

COSTO MARGINAL DE DEMANDA

0

50

100

150

200

250

ene-

07

ene-

08

ene-

09

ene-

10

ene-

11

ene-

12

ene-

13

ene-

14

ene-

15

ene-

16

ene-

17

ene-

18

ene-

19

ene-

20

$/M

Wh

GU ES HO NI CR PA


Inversión Operación Total $/MWhA 4 048 7 750 11 798 66


A B C D E F G H

Base Sin Resticción Hidro

Fuerte Restricción

Hidro

Con Colombia

Combustible Alto

Demanda Alta

Comb Alto+ Sin Restric Hidro


DESCRIPCION DE LOS CASOS


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7.1.2 Caso B Este caso elimina la restricción media a la entrada de plantas hidroeléctricas y están disponibles como candidatos todos los proyectos identificados en la base de datos del GTPIR. Supone que la demanda crecerá según el escenario medio y que los precios de los combustibles evolucionarán también según el escenario medio. No tiene interconexión con Colombia y no considera el grupo de plantas genéricas pequeñas. El plan de expansión y sus principales características se muestran en las figuras y tablas siguientes (ver Tabla 7.3 y Figura 7.2).

Tabla 7.3 Plan de Expansión del Caso B

AÑO

Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW2009 Geo Calder3b(F) 22 Rep. 15Set(F) 12 Larreynaga(F) 17.2 Alquiler(F) 20 Gualaca (F) 24

Geo Calder3c(F) 11 GeoHoyo1 70 Retir Alqu(F) -60 Bonyic (F) 32Eólico_2(F) 20 CCGarabito(F) 116 BajodeMina(F) 51Managua 3(F) -43 MMVGarabito(F) 80 Semper-MMV(F) 30

BOT Eólico(F) 502010 Xacbal (F) 94 Chaparral(F) 66 La Ceiba(F) -24 Pantasma 24 Pirrís (F) 128 Chan75(F) 158

EscuintlaVap2(F) -24 Salto YY 25 Toro3 (F) 50 El Alto 60EscuintlaVap3(F) 200 GeoHoyo2 70 Mendre 16.5


2011 Cangrejal 40 Pajaritos 31 Geo Pailas (F) 35 Lorena 35Patuca3 100 Ingenios (F) 20 Santa María 30.5Elcosa1 (F) -80Lufussa1(F) -40

2012 Col+MoínPist(F) 20 Pando 32.6Prudencia 54

2013 Xalalá 181 Geo SnVicente 55 Patuca2 270 Copalar 350 BOTProy_CR 50 Chan140 132LasBrisas1_2 -55 EOL_Proy_CR 120 Monte Lirio 48.6

2014 Alsthom&Sul -60 Tumarín 160 Reventazón 300PPA (NI) -176

2015 Geo Chinameca 55 Puerta -16 Chan220 1262016 Chulac 446 Valentín 28 Diquís 622

Los Llanos 84RC-500 59

2017 Serchil 145 CB1x500a 500 Savegre 200Lufussa3 -210Enersa -200

2018 CB1x500b 500 GNL1x500a 500 TGDS1X100b 1002019 Luffussa2 -77 El Carmen 60

Emce2 -552020 TGDS1x100a 100 Jicatuyo 173

MMV5x20a

CASO BCOSTA RICA PANAMAGUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA

GU ES HO NI CR PA CAAdición 1 885 416 1 141 1 443 2 289 1 050 8 225Retiro -29 0 -762 -399 -60 -120 -1 370Neto 1 856 416 379 1 044 2 229 930 6 855

Hidro 1 030 253 583 680 1 954 800 5 301GeoT 50 163 0 208 35 0 456Térm 776 0 -204 156 240 130 1 098




68

Figura 7.2 Características del Plan de Expansión Caso B

CASO B

INTERCAMBIOS NETOS

-4 000

-3 000

-2 000

-1 000

0

1 000

2 000

3 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA


0

5 000

10 000

15 000

20 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA


0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

5 000

10 000

15 000

20 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

50

100

150

200

250

300

ene-

07

ene-

08

ene-

09

ene-

10

ene-

11

ene-

12

ene-

13

ene-

14

ene-

15

ene-

16

ene-

17

ene-

18

ene-

19

ene-

20

$/M

Wh

GU ES HO NI CR PA


Inversión Operación Total $/MWhB 4 887 6 615 11 502 60


A B C D E F G H


Fuerte Restricción

Hidro

Con Colombia

Combustible Alto

Demanda Alta





69

7.1.3 Caso C Este caso impone una restricción fuerte al desarrollo hidro. Sólo puede tomar como candidatas plantas de menos de 75 MW y con un costo de inversión inferior a $150 millones. Supone que la demanda crecerá según el escenario medio y que los precios de los combustibles evolucionarán también según el escenario medio. No tiene interconexión con Colombia y no considera el grupo de plantas genéricas pequeñas. El plan de expansión y sus principales características se muestran en las figuras y tablas siguientes (ver Tabla 7.4 y Figura 7.3).

Tabla 7.4 Plan de Expansión del Caso C


2009 Geo Calder3b(F) 22 Rep. 15Set(F) 12 Larreynaga(F) 17 Alquiler(F) 20 Gualaca(F) 24Geo Calder3c(F) 11 GeoHoyo1 70 Retir Alqu(F) -60 Bonyic(F) 32

Eólico_2(F) 20 CCGarabito(F) 116 Bajo de Mina (F) 51Managua 3(F) -43 MMVGarabito(F) 80 Semper-MMV(F) 30

BOT Eólico(F) 502010 Xacbal(F) 94 Chaparral(F) 66 La Ceiba (F) -24 Pantasma 24 Pirrís(F) 128 Chan75(F) 158

EscuintlaVap2(F) -24 Salto YY 25 Toro3(F) 50 El Alto 60EscuintlaVap3(F) 200 GeoHoyo2 70 Mendre 17


2011 Cangrejal 40 Pajaritos 31 Geo Pailas(F) 35 Lorena 35Elcosa1 (F) -80 Ingenios(F) 20 Santa María 31Lufussa1 (F) -40

2012 Col+MoínPist(F) 20 Pando 33

2013 Geo SnVicente 55 Las Brisas1_2 -55 BOT Proy_CR 50EOL_Proy2_CR 120 Monte Lirio 49

2014 CB1x500a 500 Alsthom&Sul -60 PPA(NI) -176 CB1x500a 500Tablón 19 GEO_PROY 35

TGDS1x100a 1002015 Geo Chinameca 55 Puerta -162016 Valentín 28

GNL1x500a 5002017 CB1x500b 500 GNL1x500a 500

Lufussa3 -210Enersa -200

2018 Corrientes Lira 40 GNL1x500a 5002019 TGDS1x100a 100 Luffussa2 -77

Emce2 -55MMV5x20a 100

2020 TGDS1x100b 100 MMV5x20a 100 CB1x500a 500Geo_Tecuambu 24

CASO CCOSTA RICA PANAMAGUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA

GU ES HO NI CR PA CAAdición 1 737 516 717 913 2 659 638 7 180Retiro -29 0 -762 -399 -60 -120 -1 370Neto 1 708 516 -45 514 2 599 518 5 810

Hidro 258 253 59 205 689 488 1 952GeoT 74 163 0 208 70 0 515Térm 1 376 100 -104 101 1 840 30 3 343




70

Figura 7.3

Características del Plan de Expansión Caso C

CASO C

INTERCAMBIOS NETOS

-5 500

-3 500

-1 500

500

2 500

4 500

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA


0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA


0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

25

50

75

100

125

150

ene-

07

ene-

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09

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10

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12

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13

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14

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15

ene-

16

ene-

17

ene-

18

ene-

19

ene-

20

$/M

Wh

GU ES HO NI CR PA


Inversión Operación Total $/MWhC 4 046 7 918 11 964 63


A B C D E F G H


Fuerte Restricción

Hidro

Con Colombia

Combustible Alto

Demanda Alta





71

7.1.4 Caso D Este caso analiza la interconexión con Colombia. Define el enlace de 300 MW en ambos sentidos, en operación en el 2010. Supone que el desarrollo hidro estará limitado a plantas de regular tamaño, que la demanda crecerá según el escenario medio y que los precios de los combustibles evolucionarán también según el escenario medio. No considera el grupo de plantas genéricas pequeñas. La restricción media al desarrollo hidroeléctrico sólo tiene como candidatas plantas menores de 150 MW y con costo de inversión menor que $300 millones. El plan de expansión y sus principales características se muestran en las figuras y tablas siguientes (ver Tabla 7.5 Figura 7.4).

Tabla 7.5 Plan de Expansión del Caso D



Eólico_2(F) 20 CCGarabito(F) 116 Bajo de Mina(F) 51Managua 3(F) -43 MMVGarabito(F) 80 Semper-MMV(F) 30

BOT Eólico(F) 502010 Xacbal(F) 94 Chaparral(F) 66 La Ceiba(F) -24 Pantasma 24 Pirrís(F) 128 Chan75 (F) 158

EscuintlaVap2(F) -24 Salto YY 25 Toro3(F) 50 El Alto 60EscuintlaVap3(F) 200 GeoHoyo2 70 Mendre 16.5


2011 Cangrejal 40 Pajaritos 31 Geo Pailas(F) 35 Lorena 35Elcosa1(F) -80 Santa María 30.5Lufussa1(F) -40

2012 Patuca3 100 Col+MoínPist(F) 20 Pando 32.6Prudencia 54

2013 Geo SnVicente 55 Las Brisas1_2 -55 BOT Proy 50 Chan140 132EOL_Proy 120 Monte Lirio 48.6

2014 Alsthom&Sul -60 MMV5X20a 100GNL500a 500 PPA(NI) -176

2015 CB1x500a 500 Geo Chinameca 55 Puerta -16 2016 Serchil 145 Valentín 28 Los Llanos 84

RC-500 592017 CB1x500b 500 Lufussa3 -210 GNL500a 500

Enersa -200Tablón 19

2018 Geo Tecuambu 24 Corriente Lira 40Piedra Fina 42

2019 TGDS1X100a 100 Luffussa2 -77 El Carmen 60 Geo Proy 35 CB1X250a 250TGDS1X100b 100 Emce2 -55 MMV5X20b 100 CB1X250b 250

2020 TGDS1X100a 100 TGDS1X100a 100

CASO DCOSTA RICA PANAMAGUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA

GU ES HO NI CR PA CAAdición 1 882 516 717 815 1 681 1 324 6 936Retiro -29 0 -762 -399 -60 -120 -1 370Neto 1 853 516 -45 416 1 621 1 204 5 566

Hidro 403 253 159 307 811 674 2 608GeoT 74 163 0 208 70 0 515Térm 1 376 100 -204 -99 740 530 2 443




72

Figura 7.4

Características del Plan de Expansión Caso D

CASO D

INTERCAMBIOS NETOS

-6 000

-4 000

-2 000

0

2 000

4 000

6 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA


0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA


0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

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0

25

50

75

100

125

150

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18

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19

ene-

20

$/M

Wh

GU ES HO NI CR PA


Inversión Operación Total $/MWhD 4 063 7 200 11 263 60


A B C D E F G H


Fuerte Restricción

Hidro

Con Colombia

Combustible Alto

Demanda Alta





73

7.1.5 Caso E Este caso supone el escenario de precios altos de los combustibles. Supone que el desarrollo hidro estará limitado a plantas de regular tamaño y que la demanda crecerá según el escenario medio. No tiene interconexión con Colombia y no considera el grupo de plantas genéricas pequeñas. La restricción media al desarrollo hidroeléctrico sólo tiene como candidatas plantas menores de 150 MW y con costo de inversión menor que $300 millones. El plan de expansión y sus principales características se muestran en las figuras y tablas siguientes (ver Tabla 7.6 y Figura 7.5).

Tabla 7.6 Plan de Expansión del Caso E




BOT Eólico(F) 502010 Xacbal (F) 94 Chaparral (F) 66 La Ceiba(F) -24 Pantasma 24 Pirrís(F) 128 Chan75(F) 158

EscuintlaVap2(F) -24 Salto YY 25 Toro3(F) 50 El Alto 60EscuintlaVap3(F) 200 GeoHoyo2 70 Mendre 17


2011 Cangrejal 40 Pajaritos 31 Geo Pailas(F) 35 Lorena 35Patuca3 100 Ingenios(F) 20 Santa María 31Elcosa1(F) -80Lufussa1(F) -40

2012 Col+MoínPist(F) 20 Pando 33Prudencia 54

2013 Geo SnVicente 55 Las Brisas1_2 -55 BOT ProyCR 50 Chan140 132EOL_ProyCR 120 Monte Lirio 49Geo Proy 35

2014 Serchil 145 CB1x500a 500Alsthom&Sul -60 PPA (NI) -176

2015 Geo Chinameca 55 Puerta -162016 CB1x500b 500 Valentín 28 Los Llanos 84 CB1x500a 500

GNL1x500a 500 RC-500 592017 Tablón 19

GNL1x500a 500Lufussa3 -210Enersa -200

2018 Corriente Lira 40Piedra Fina 42

2019 Luffussa2 -77 El Carmen 60 GNL1x500a 500Emce2 -55

2020 TGDS1x100a 100 TGDS1x100a 100 CB1x500b 500Geo Tecuamburro 24

CASO ECOSTA RICA PANAMAGUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA

GU ES HO NI CR PA CAAdición 1 282 516 1 217 1 015 1 701 1 824 7 556Retiro -29 0 -762 -399 -60 -120 -1 370Neto 1 253 516 455 616 1 641 1 704 6 186

Hidro 403 253 159 307 831 674 2 628GeoT 74 163 0 208 70 0 515Térm 776 100 296 101 740 1 030 3 043




74

Figura 7.5

Características del Plan de Expansión Caso E

CASO E

INTERCAMBIOS NETOS

-4 000

-3 000

-2 000

-1 000

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA


0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA


0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

25

50

75

100

125

150

175

200

ene-

07

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08

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09

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10

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11

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ene-

13

ene-

14

ene-

15

ene-

16

ene-

17

ene-

18

ene-

19

ene-

20

$/M

Wh

GU ES HO NI CR PA


Inversión Operación Total $/MWhE 4 368 9 127 13 495 85


A B C D E F G H


Fuerte Restricción

Hidro

Con Colombia

Combustible Alto

Demanda Alta





75

7.1.6 Caso F Este caso supone un escenario de crecimiento alto de la demanda. Supone que el desarrollo hidro estará limitado a plantas de regular tamaño y que los precios de los combustibles evolucionarán según el escenario medio. No tiene interconexión con Colombia y no considera el grupo de plantas genéricas pequeñas. El plan de expansión y sus principales características se muestran en las figuras y tablas siguientes (ver Tabla 7.7 y Figura 7.6).

Tabla 7.7 Plan de Expansión del Caso F




BOT Eólico(F) 502010 Xacbal (F) 94 Chaparral(F) 66 La Ceiba(F) -24 Larreynaga (F) Pirrís(F) 128 Chan75(F) 158

EscuintlaVap2(F) -24 Pantasma 24 Toro3(F) 50 El Alto 60EscuintlaVap3(F) 200 Salto YY 25 Mendre 16.5

GeoHoyo2 70 BLM-Carb(F) 120Nicaragua (F) -95 BLM2-3-4(F) -120Manag4-5Canal(F) -17

2011 Cangrejal 40 Pajaritos 31 Geo Pailas (F) 35 Lorena 35Patuca3 100 Ingenios (F) 20 Santa María 30.5Elcosa1(F) -80Lufussa1(F) -40TGDS1x100a 100

2012 TGDS1x100a 100 MMV5x20a 100 Col+MoínPist(F) 20 Pando 32.6Prudencia 54

2013 Geo SnVicente 55 MMV5x20b 100 TGDS1x100a 100 BOT ProyCR 50 Chan140 132MMV5x20a 100 TGDS1x100b 100 EOL_ProyCR 120 Monte Lirio 48.6

Las Brisas1_2 -55 Geo Proyecto 35 TGDS1x100a 100TGDS1x100a 100

2014 TGDS1x100b 100 CCDS1x250a 250CB1x500a 500 Alsthom&Sul -60

PPA (NI) -1762015 CB1x500b 500 Geo Chinameca 55 Puerta -16 GNL500a 500

Serchil 145 GNL500a 5002016 Valentín 28 Los Llanos 84

RC-500 592017 MMV5x20b 100 Lufussa3 -210 GNL500a_NI 500

Enersa -200CB1x500a 500

2018 Geo Tecuambu 24 Tablón 19 Corriente Lira 40 CB1x250b 250 CB1x250b 250MMV5x20b 100 Piedra Fina 42 CCDS1x250b 250TGDS1x100b 100

2019 Luffussa2 -77 El Carmen 60Emce2 -55CB1x500a 500

2020 CCDS1x150a 150 CB1x500b 500CCDS1x150b 150

CASO FCOSTA RICA PANAMAGUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA

GU ES HO NI CR PA CAAdición 1 882 716 2 417 1 715 2 551 1 174 10 456Retiro -29 0 -762 -399 -60 -120 -1 370Neto 1 853 716 1 655 1 316 2 491 1 054 9 086

Hidro 403 253 159 307 831 674 2 628GeoT 74 163 0 208 70 0 515Térm 1 376 300 1 496 801 1 590 380 5 943




76

Figura 7.6 Características del Plan de Expansión Caso F

CASO F

INTERCAMBIOS NETOS

-6 000

-4 000

-2 000

0

2 000

4 000

6 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA


0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA


0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

80 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 00020

07

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

25

50

75

100

125

150

ene-

07

ene-

08

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09

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10

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11

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12

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13

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14

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15

ene-

16

ene-

17

ene-

18

ene-

19

ene-

20

$/M

Wh

GU ES HO NI CR PA


Inversión Operación Total $/MWhF 5 558 9 189 14 747 65


A B C D E F G H


Fuerte Restricción

Hidro

Con Colombia

Combustible Alto

Demanda Alta





77

7.1.7 Caso G Este caso tiene dos variaciones sobre el caso base, o Caso A. Supone el escenario sin restricción a la entrada de hidroeléctricas, como el Caso B, y el escenario de combustibles altos, como el Caso E. En los demás escenarios supone que la demanda crecerá según el escenario medio. No tiene interconexión con Colombia y no considera el grupo de plantas genéricas pequeñas. El plan de expansión y sus principales características se muestran en las figuras y tablas siguientes (ver Tabla 7.8 y Figura 7.7).

Tabla 7.8 Plan de Expansión del Caso G




BOT Eólico(F) 502010 Xacbal(F) 94 Chaparral(F) 66 La Ceiba(F) -24 Pantasma 24 Pirrís(F) 128 Chan75(F) 158

EscuintlaVap2(F) -24 Salto YY 25 Toro3(F) 50 El Alto 60EscuintlaVap3(F) 200 GeoHoyo2 70 Mendre 16.5


2011 Cangrejal 40 Pajaritos 31 Geo Pailas(F) 35 Lorena 35Patuca3 100 Ingenios(F) 20 Santa María 30.5Elcosa1(F) -80Lufussa1(F) -40

2012 Copalar 350 Col+MoínPist(F) 20 Pando 32.6Prudencia 54

2013 Xalalá 181 Geo SnVicente 55 Patuca2 270 BOT Proy 50 Chan140 132Las Brisas1_2 -55 EOL_Proy 120 Monte Lirio 48.6

2014 Alsthom&Sul -60 Tumarín 160 Reventazón 300PPA(NI) -176

2015 Geo Chinameca 55 Puerta -16 Geo Proy 35 Chan220 1262016 Chulac 446 Diquís 6222017 CB1x500b 500 Los Llanos 84

Lufussa3 -210 RC-500 59Enersa -200

2018 CB1x500a 5002019 Serchil 145 GNL1x500a 500 El Carmen 60 GNL1x500a 500

Luffussa2 -77 CB1x500a 500Emce2 -55 CB1x500b 500

Savegre 2002020 Jicatuyo 173 Valentín 28

Mojolka 138

CASO GCOSTA RICA PANAMAGUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA

GU ES HO NI CR PA CAAdición 1 785 416 1 641 1 081 3 824 950 9 698Retiro -29 0 -762 -399 -60 -120 -1 370Neto 1 756 416 879 682 3 764 830 8 328

Hidro 1 030 253 583 873 1 954 800 5 494GeoT 50 163 0 208 70 0 491Térm 676 0 296 -399 1 740 30 2 343




78

Figura 7.7 Características del Plan de Expansión Caso G

CASO G

INTERCAMBIOS NETOS

-4 000

-3 000

-2 000

-1 000

0

1 000

2 000

3 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA


0

5 000

10 000

15 000

20 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA


0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

5 000

10 000

15 000

20 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

25

50

75

100

125

150

175

200

ene-

07

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08

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09

ene-

10

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11

ene-

12

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13

ene-

14

ene-

15

ene-

16

ene-

17

ene-

18

ene-

19

ene-

20

$/M

Wh

GU ES HO NI CR PA


Inversión Operación Total $/MWhG 4 839 8 088 12 926 83


A B C D E F G H


Fuerte Restricción

Hidro

Con Colombia

Combustible Alto

Demanda Alta





79

7.1.8 Caso H Este caso analiza el valor de las plantas renovables, representadas como proyectos agregados de 100 MW, aquí descritas como renovables genéricas. Supone que el desarrollo hidro estará limitado a plantas de regular tamaño, que la demanda crecerá según el escenario medio y que los precios de los combustibles evolucionarán también según el escenario medio. No considera el enlace con Colombia. El plan de expansión y sus principales características se muestran en las figuras y tablas siguientes ( ver Tabla 7.9 y Figura 7.8).

Tabla 7.9 Plan de Expansión del Caso H

AÑO

Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW Proyecto MW2009 Geo Calder3b(F) 22 Rep. 15Set(F) 12 Larreynaga(F) 17.2 Alquiler(F) 20 Gualaca(F) 24

Geo Calder3c(F) 11 GeoHoyo1 70 Retir Alqu(F) -60 Bonyic(F) 32Hidro Gen1 17 Eólico_2(F) 20 CCGarabito(F) 116 Bajo de Mina(F) 51

Managua 3(F) -43 MMVGarabito(F) 80 Semper-MMV(F) 30BOT Eólico(F) 50

2010 Xacbal(F) 94 Chaparral(F) 66 La Ceiba(F) -24 Nicaragua(F) -95 Pirrís(F) 128 Chan75(F) 158EscuintlaVap2(F) -24 Manag4-5Canal(F) -17 Toro3(F) 50 BLM-Carb(F) 120EscuintlaVap3(F) 200 Pantasma 24 BLM2-3-4(F) -120Hidro Gen2 86 Salto YY 25 El Alto 60

GeoHoyo2 70 Mendre 16.52011 Hidro Gen3 62 Cangrejal 40 Pajaritos 31 Geo Pailas(F) 35 Lorena 35

Elcosa1(F) -80 Ingenios(F) 20 Santa María 30.5Lufussa1(F) -40

2012 Patuca3 100 Col+MoínPist(F) 20 Pando 32.6Prudencia 54

2013 Hidro Gen4 106 Geo SnVicente 55 Las Brisas1_2 -55 BOTProy2CR 50 Chan140 132EOL_Proy_CR 120 Monte Lirio 48.6

2014 Hidro Gen 100 Hidro Gen 100 Hidro Gen 100 Hidro Gen 100 Hidro Gen 100Geo Gen 100 Geo Gen 100 Geo Gen 100 Geo Gen 100

Alsthson&Sul -60 PPA(NI) -1762015 Geo Gen 100 Geo Chinameca 55 Puerta -16

Tablón 18.62016 Valentín 28 Los Llanos 84

RC-500 592017 Serchil 145 CB1x250a 250 GNL500a 500

CB1x500b 500 CB1x250b 250Lufussa3 -210Enersa -200

2018 Piedra Fina 42 Geo Proy 35Corriente Li 40

2019 Luffussa2 -77 El Carmen 60 MMV5x20a 100Emce2 -55 GNL500a 500 MMV5x20b 100

2020 TGDS1X100b 100

CASO HCOSTA RICA PANAMAGUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA

GU ES HO NI CR PA CAAdición 1 758 616 917 1 215 2 101 924 7 532Retiro -29 0 -762 -399 -60 -120 -1 370Neto 1 729 616 155 816 2 041 804 6 162

Hidro 803 353 259 407 931 774 3 528GeoT 150 263 100 308 170 0 991Térm 776 0 -204 101 940 30 1 643




80

Figura 7.8 Características del Plan de Expansión Caso H

CASO H

INTERCAMBIOS NETOS

-4 500

-3 500

-2 500

-1 500

- 500

500

1 500

2 500

3 500

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA


0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h

GU ES HO NI CR PA


0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

GW

h



0

25

50

75

100

125

150

175

200

ene-

07

ene-

08

ene-

09

ene-

10

ene-

11

ene-

12

ene-

13

ene-

14

ene-

15

ene-

16

ene-

17

ene-

18

ene-

19

ene-

20

$/M

Wh

GU ES HO NI CR PA


Inversión Operación Total $/MWhH 4 527 7 058 11 585 62


A B C D E F G H


Fuerte Restricción

Hidro

Con Colombia

Combustible Alto

Demanda Alta





81

8 RESUMEN DE RESULTADOS DE LOS CASOS

8.1 Costo de los planes Los parámetros de costo relativos a los planes óptimos se muestran en la Tabla 8.1 y en la Figura 8.1, para el período 2009-2020. El costo de operación incluye el costo de la energía no servida. Los costos de los planes están en dólares constantes de diciembre del 2005. Corresponden al valor presente del flujo de costos, actualizados a diciembre del 2008 con una tasa del 12% anual.

Tabla 8.1


Inversión Operación Total $/MWhA 4 048 7 750 11 798 66B 4 887 6 615 11 502 60C 4 046 7 918 11 964 63D 4 063 7 200 11 263 60E 4 368 9 127 13 495 85F 5 558 9 189 14 747 65G 4 839 8 088 12 926 83H 4 527 7 058 11 585 62

Nota: El costo de operación incluye el costo de la energía no servida

Parámetros de costo de los planesDólares constantes de diciembre 2005


Figura 8.1

Costo de los planes 2009-2020

02 0004 0006 0008 000

10 00012 00014 00016 000

A B C D E F G H

CASOS

mill

$ OperaciónInversión

La composición del costo, entre inversión y operación, se muestra en términos porcentuales en la Figura 8.2.


82

Figura 8.2

Composición del costo de los planes 2009-2020

0%

20%

40%

60%

80%

100%

A B C D E F G H

CASOS

%

OperaciónInversión

8.2 Emisiones de CO2 El volumen de las emisiones equivalentes de CO2 fueron evaluadas en forma aproximada agrupando tecnologías y factores de emisión. Para la generación de todas las plantas renovables se utilizó una tasa de emisión de 14 ton/GWh generado. En el caso de las turbinas y ciclos combinados alimentados con diesel se usó 650 ton/GWh. A los motores de media velocidad con búnker se les asignó 700 ton/GWh. Para las plantas de carbón se usó 1 100 ton/GWh, y para las plantas de ciclo combinado de gas natural licuado se supuso 420 ton/GWh. El costo económico de la externalidad de las emisiones se valoró usando un precio conservador de $20 / tonCO2. La cantidad de emisiones equivalentes de cada uno de los casos se muestra en la Tabla 8.2 y en la Figura 8.3.

Tabla 8.2


2007 9 758 9 801 9 774 9 753 9 995 10 601 10 010 9 7912008 10 806 10 881 10 810 10 784 9 670 11 974 9 702 10 8622009 10 508 10 538 10 461 10 538 9 644 11 738 9 655 10 4582010 10 403 10 356 10 376 9 765 9 367 11 863 9 387 10 1052011 10 756 10 617 10 788 10 103 9 682 12 448 9 663 10 4002012 11 616 11 348 11 733 10 109 10 393 13 777 9 556 10 9752013 11 907 9 558 12 221 10 479 10 695 15 092 8 849 11 0222014 14 724 9 496 17 370 11 012 13 702 18 140 8 710 9 4332015 15 414 10 301 18 465 14 317 14 548 21 484 9 415 10 4162016 15 957 8 857 19 239 14 830 18 680 22 200 8 558 10 8892017 18 925 11 184 21 863 17 657 19 861 25 619 11 198 15 5362018 22 360 14 271 23 020 18 564 21 054 29 823 14 335 16 2722019 26 856 15 342 24 453 22 407 22 091 34 078 14 717 17 6102020 28 345 16 561 28 214 23 551 25 120 38 346 15 180 18 958Total 218 335 159 113 228 788 193 868 204 502 277 183 148 938 172 728

Emisiones equivalentes de CO2Miles de Toneladas

CASOS


83

Figura 8.3

Emisiones Equivalentes de CO2

05 000

10 00015 00020 00025 00030 00035 00040 00045 000

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

mile

s To

n


El costo de estas emisiones se calculó en la Tabla 8.3.

Tabla 8.3


200720082009 210 211 209 211 193 235 193 2092010 208 207 208 195 187 237 188 2022011 215 212 216 202 194 249 193 2082012 232 227 235 202 208 276 191 2202013 238 191 244 210 214 302 177 2202014 294 190 347 220 274 363 174 1892015 308 206 369 286 291 430 188 2082016 319 177 385 297 374 444 171 2182017 379 224 437 353 397 512 224 3112018 447 285 460 371 421 596 287 3252019 537 307 489 448 442 682 294 3522020 567 331 564 471 502 767 304 379Total 3 955 2 769 4 164 3 467 3 697 5 092 2 585 3 041

Valor presente al 12%, actualizado a diciembre 20081 787 1 364 1 883 1 593 1 669 2 249 1 260 1 454

CASOS

Costo de las emisiones equivalentes de CO2 . Período 2009-2020Millones de Dólares

Al sumar el costo externos de las emisiones al costo estimado de cada plan, se obtiene el costo total con externalidades, que se muestra en la Figura 8.4.


84

Figura 8.4

Costo incluyendo externalidad de emisiones 2009-2020

02 0004 0006 0008 000

10 00012 00014 00016 00018 000

A B C D E F G H

CASOS

mill

$

EmisionesOperaciónInversión

8.3 Instalación de los planes En el período 2009-2020, la potencia instalada en la región aumentará entre 5 600 y 9 100 MW, según la evolución de los escenarios previstos. A continuación se reporta la potencia neta de los planes estudiados. La potencia neta es la adición total de nueva potencia menos la capacidad que se pierde por retiro de equipos. La potencia neta instalada en cada caso se indica en la Tabla 8.4 y en la Figura 8.5.

Tabla 8.4

CasoA CasoB CasoC CasoD CasoE CasoF CasoG CasoHHidro 2 628 5 301 1 952 2 608 2 628 2 628 5 494 3 399Geot 456 456 515 515 515 515 491 991Térm 2 693 1 098 3 343 2 443 3 043 5 943 2 343 1 643

Total 5 777 6 855 5 810 5 566 6 186 9 086 8 328 6 033

Instalación adicional por tecnología. Período 2006-2020MW

Figura 8.5


0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000


MW

TérmGeotHidro


85

La participación relativa de cada fuente se puede observar en la Figura 8.6.

Figura 8.6


0%

20%

40%

60%

80%

100%


%

TérmGeotHidro

En la Figura 8.7 se muestra la instalación neta adicional clasificada por país y por caso de estudio.

Figura 8.7

Instalación neta porcentual por país 2006-2020

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%


% d

e in

stal

ació

n GUESHONICRPA

8.4 Fuentes de generación En la Figura 8.8 se comparan las fuentes utilizadas para producir energía en cada caso. Se muestra la generación acumulada del período 2007-2020, expresada en TWh(23). En la Figura 8.8 y en la Figura 8.9, se puede observar la importancia relativa de las fuentes usadas en cada caso.

23 TWh = Terawatt-hora = 1012 watt-hora


86

Figura 8.8


0100200300400500600700800900

A B C D E F G H

Casos

TWh


Figura 8.9


0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

A B C D E F G H

Casos

%


La generación térmica por caso se muestra en la Figura 8.10.

Figura 8.10

Generación Térmica

05

101520253035404550

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

TWh



87

8.5 Intercambios Los intercambios en la región, incluyendo a México y Colombia, se muestran en la Figura 8.11. El efecto del primer circuito de SIEPAC se nota fácilmente en el 2009. El segundo circuito de SIEPAC, en el 2012, permite otro aumento del nivel de intercambios. Luego de este evento, la cantidad de energía trasegada crece lentamente.

Figura 8.11

Intercambios de energía según caso(incluye México y Colombia)

02 0004 0006 0008 000

10 00012 00014 00016 00018 00020 000

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

MW

h


En la Figura 8.12 se presentan los intercambios como porcentaje de la demanda de Centroamérica. Se observa que la capacidad de los enlaces tiende a saturarse después del 2014, cuando la demanda crece más que los intercambios de energía.

Figura 8.12

Intercambios como % de la demanda de Centroamérica(incluye México y Colombia)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

MW

h


Los intercambios netos anuales por país se muestran en la Figura 8.13.


88

Figura 8.13 INTERCAMBIOS DE ENERGIA POR PAIS. 2007-2020

GUATEMALA

-1 000

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

2009 2011 2013 2015 2017 2019

GW

h

A B C D E F G H

EL SALVADOR

-4 000

-3 000

-2 000

-1 000

0

1 000

2 000

2009 2011 2013 2015 2017 2019

GW

h

A B C D E F G H

º

HONDURAS

-6 000

-5 000

-4 000

-3 000

-2 000

-1 000

0

1 000

2009 2011 2013 2015 2017 2019

GW

h

A B C D E F G H

NICARAGUA

-2 000

0

2 000

4 000

6 000

2009 2011 2013 2015 2017 2019

GW

h

A B C D E F G H

COSTA RICA

-4 000

-2 000

0

2 000

4 000

2009 2011 2013 2015 2017 2019

GW

h

A B C D E F G H

PANAMA

-2 000

0

2 000

4 000

2009 2011 2013 2015 2017 2019

GW

h

A B C D E F G H

El patrón mensual de los intercambios muestra el componente estacional de la generación hidroeléctrica. A manera de ejemplo, en la Figura 8.14 y en la Figura 8.15 se presentan los intercambios mensuales del Caso D, que incluye a Colombia, para los sistemas de Guatemala y Panamá, para observar los flujos hacia y desde México y Colombia.


89

Figura 8.14 CASO D

INTERCAMBIOS x ENLACE DE GUATEMALA

-200

-100

0

100

200

300

400

Ene-

07

Ene-

08

Ene-

09

Ene-

10

Ene-

11

Ene-

12

Ene-

13

Ene-

14

Ene-

15

Ene-

16

Ene-

17

Ene-

18

Ene-

19

Ene-

20

GW

h

GU-ES<- GU-ES-> GU-HO<- GU-HO-> GU-MX<- GU-MX->

Figura 8.15

CASO DINTERCAMBIOS x ENLACE DE PANAMA

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

Ene-

07

Ene-

08

Ene-

09

Ene-

10

Ene-

11

Ene-

12

Ene-

13

Ene-

14

Ene-

15

Ene-

16

Ene-

17

Ene-

18

Ene-

19

Ene-

20

GW

h

CO-PA<- CO-PA-> CR-PA<- CR-PA->

8.6 Resultados de estudios indicativos anteriores Los resultados obtenidos en el presente estudio confirman y refuerzan los resultados de estudios anteriores del GTPIR. En el Anexo 5 se enlistan los resultados más importantes de los cuatro estudios indicativos anteriores.


90

9 COMPARACION DE CASOS Y CONCLUSIONES

9.1 Comparación de costos y su estructura Utilizando los costos de la Tabla 8.1 como parámetro, es posible hacer algunas comparaciones útiles entre los casos. En la Tabla 9.1 se muestran los casos, con indicación de los escenarios que los componen, los costos y las posibles comparaciones.

Tabla 9.1

CASOSRestrHidro Colombia Combust Demand Genéricas Inversión Operación Total

A Media Sin Medio Medio Sin 4 048 7 750 11 798B Sin Restr Sin Medio Medio Sin 4 887 6 615 11 502C Fuerte Sin Medio Medio Sin 4 046 7 918 11 964D Media Con Medio Medio Sin 4 063 7 200 11 263E Media Sin Alto Medio Sin 4 368 9 127 13 495F Media Sin Medio Alto Sin 5 558 9 189 14 747G Sin Restr Sin Alto Medio Sin 4 839 8 088 12 926H Media Sin Medio Medio Con 4 527 7 058 11 585

Costo de los CasosMillones de dólares

COSTOESCENARIOS

Efecto medido Inversión Operac TotalRestrHidro Colombia Combust Demand Genéricas

B - A Liberar Rest Hidro Sin Medio Medio Sin 839 -1 135 -296C - A Endurece Rest Hidro Sin Medio Medio Sin -2 168 166D - A Colombia Media Medio Medio Sin 15 -550 -535E - A Combustible Alto Media Sin Medio Sin 320 1 377 1 697F - A Demanda Alta Media Sin Medio Sin 1 510 1 439 2 949H - A Genéricas Media Sin Medio Medio 479 -692 -213G - B Combustible Alto SinRestr Sin Medio Sin -48 1 473 1 425B - C Liberar Rest Hidro Sin Medio Medio Sin 841 -1 303 -462G - E Liberar Rest Hidro Sin Alto Medio Sin 471 -1 040 -569


Comparación de CasosMillones de dólares

DIFERENCIA DE COSTOCOMPARA ESCENARIOS

9.2 Comparación de emisiones de CO2 En forma análoga a la comparación de costos, se toman los costos de las emisiones equivalentes de CO2 de la Tabla 8.3 para evaluar el efecto de cada escenario en la contaminación ambiental. En la Tabla 9.2 se comparan los niveles de emisiones equivalentes de CO2 entre los casos.


91

Tabla 9.2

CASOS COSTORestrHidro Colombia Combust Demand Genéricas

A Media Sin Medio Medio Sin 1 787B Sin Restr Sin Medio Medio Sin 1 364C Fuerte Sin Medio Medio Sin 1 883D Media Con Medio Medio Sin 1 593E Media Sin Alto Medio Sin 1 669F Media Sin Medio Alto Sin 2 249G Sin Restr Sin Alto Medio Sin 1 260H Media Sin Medio Medio Con 1 454

ESCENARIOS

Costo de Emisiones de CO2 por CasosMillones de dólares

DIFERENCIAEfecto medido DE

RestrHidro Colombia Combust Demand Genéricas COSTOB - A Liberar Rest Hidro Sin Medio Medio Sin -423C - A Endurece Rest Hidro Sin Medio Medio Sin 96D - A Colombia Media Medio Medio Sin -195E - A Combustible Alto Media Sin Medio Sin -118F - A Demanda Alta Media Sin Medio Sin 462H - A Genéricas Media Sin Medio Medio -334G - B Combustible Alto SinRestr Sin Medio Sin -104B - C Liberar Rest Hidro Sin Medio Medio Sin -520G - E Liberar Rest Hidro Sin Alto Medio Sin -409


Comparación de Emisiones de CO2 por CasosMillones de dólares

COMPARA ESCENARIOS

9.3 Discusión sobre el efecto de los escenarios en los planes En esta sección se discute el efecto que provoca sobre los planes la escogencia de los escenarios. La comparación de los planes se basa en los costos, emisiones e instalación de potencia. El volumen anual de intercambios de energía es relativamente insensible a los casos estudiados (ver Figura 8.11), con excepción del Caso D, por las importaciones de Colombia. Sin embargo, las importaciones y exportaciones de cada país pueden variar significativamente entre los diferentes casos (ver Figura 8.13). Las comparaciones de los casos se indican con “XY”, donde “X” denota el caso con un escenario a evaluar, y “Y” el caso que se usa de referencia.


92

9.3.1 Efecto de eliminar las restricciones a la hidroelectricidad Al analizar las comparaciones de casos BA, BC, CA y GE, se visualiza el efecto en el costo de eliminar las restricciones a las hidro. Al disponer de mayor cantidad de opciones hidro, el costo de la expansión se reduce. Los mayores beneficios se alcanzan conforme es más fuerte la liberación de barreras y entre más alto el costo de los combustibles. La inversión crece con la participación hidro, pero se compensa con ahorros importantes en la operación. Los escenarios con más hidros reducen la exposición a cambios de incrementos de precio en los combustibles. Con poco hidro, al pasar al escenario alto de combustibles, se produce un sobrecosto de $1 697 millones (comparación EA), mientras que sin restricciones hidro el aumento se reduce a $1 425 millones (GB). El nivel de emisiones también baja evidentemente cuando se aumentan las posibilidades hidroeléctricas. La inspección de la Figura 8.5 sobre la instalación por tipos de fuente, muestra que en los casos con la misma restricción al hidro instalan prácticamente la misma cantidad de potencia hidroeléctrica. Esto indica que las plantas hidro de costo razonable son preferidas en todos los casos. Para respaldar esta conclusión bastan dos ejemplos: al disponer de la conexión con Colombia, se redujo el térmico pero el hidro no cambió (comparación DA); al aumentar el precio del combustible no pudo instalar más hidro para reducir el térmico más costoso, porque ya todo el recurso explotable estaba siendo explotado (comparación EA).

9.3.2 Efecto del precio de los combustibles El efecto de pasar al escenario de precios altos de combustibles, como ya se indicó, tiene mayor impacto si el desarrollo hidro está limitado (EA y GB). Como es de esperar, al resultar más cara la generación térmica, hay un estímulo a utilizar más renovables (ver Figura 8.5). En la comparación GB aumenta la geotermia y marginalmente la instalación de hidro – la mayor parte del recurso ya lo tomaba el escenario de precios bajos. Es de notar que en la comparación EA el hidro no cambia, porque la restricción ya obligaba a utilizar todo el recurso de precio razonable disponible. En cuanto a las emisiones, los resultado son mixtos. El aumento de precios afecta más a los derivados de petróleo, provocando un cambio de diésel y búnker por carbón y gas natural. Aunque el primero produce mayor contaminación, la participación del gas disminuye el total, haciendo que el resultado dependa de la predominancia del carbón o del gas. Evidentemente, en ausencia de disponibilidad del gas, un aumento del precio del petróleo provocará más contaminación por el crecimiento del uso del carbón.


93

9.3.3 Efecto de la demanda Al tomar el escenario de alto crecimiento de la demanda, el Caso F debe recurrir a más instalación y generación térmica (comparación FA, Figura 8.5). El recurso hidro, limitado por la restricción media definida para este caso, no puede crecer porque ya el Caso A instala toda la capacidad disponible.

9.3.4 Efecto de la interconexión con Colombia El Caso D supone la interconexión con Colombia y un costo marginal constante del lado colombiano de $40/MWh. Bajo estas condiciones, el costo del plan disminuye cerca de $500 millones. Este beneficio en realidad lo que mide es el supuesto realizado de $40/MWh, ya que para el presente estudio no se contó con un análisis del nivel ni del comportamiento del costo de la energía en Colombia. Sin embargo, se determinó cuál precio en Colombia, supuesto constante, hace indiferente la interconexión para el consumidor centroamericano. Por debajo de esta referencia, el costo marginal de la región disminuye, y por encima, aumenta. Utilizando la misma inversión del plan del Caso D, en forma simplificada se repitieron las simulaciones incrementando el costo de la energía en Colombia, hasta obtener un costo total igual al del Caso A. El costo marginal constante de Colombia que iguala el costo del Plan A con el D es de $61/MWh.

9.3.5 Efecto de los proyectos renovables genéricos Al igual que el Caso D, el Caso H mide el beneficio del supuesto realizado sobre la disponibilidad y costo de las plantas genéricas renovables. Bajo las condiciones del Caso H, se obtiene un ahorro de $200 millones con respecto al Caso A. A partir del Caso H, en forma simplificada se incrementó el costo de inversión de las genéricas hasta que el costo total de los planes de los caso A y H fueran iguales. Se encontró que el punto de equilibrio se lograba incrementando un 30% el valor utilizado en el Caso H. De acuerdo con el análisis, plantas hidroeléctricas de menos de $2 600/kW y geotérmicas de menos de $3 900/kW producen beneficios económicos al sistema.


94

9.4 Conclusiones y recomendaciones

1. Estimular el desarrollo de fuentes renovables, particularmente el hidro y la geotermia, es de interés estratégico para la región, porque se logran resultados globales más económicos y se reduce la emisión de gases de efecto invernadero.

2. Las plantas hidroeléctricas requieren más capital para cubrir sus altos costos de

inversión, pero logran ahorros de operación que disminuyen el costo total.

3. Los renovables reducen la exposición de los países a la volatilidad y a los previsibles aumentos en el precio de los derivados del petróleo.

4. Los renovables son recursos escasos. Hay menos proyectos identificados de los

que el sistema está dispuesto a tomar en un balance óptimo de recursos.

5. La región requerirá, además de la mayor cantidad posible de renovables, la introducción de combustibles alternativos al petróleo, como el carbón o el gas natural, para operar las plantas grandes regionales.

6. La introducción de grandes centrales regionales de carbón debe estar precedida

por el desarrollo de normativas ambientales estrictas y comunes a todos los países.

7. El desarrollo reciente y previsible en el corto plazo de la expansión no concuerda

con las características que tendría en condiciones óptimas. Los Estados deben revisar las causas de esta divergencia y aplicar las medidas correctivas que beneficien a la población.


95

ANEXOS


96

(esta página en blanco)


97

Anexo 1 CRITERIOS DE PLANIFICACION Luego de entregar el cuarto informe24 ante la Reunión Conjunta Ordinaria del CEAC, en junio del 2005, se inició formalmente la revisión para el quinto estudio. En la XII Reunión del GTPIR, celebrada en Guatemala en enero del 2006, arrancó la siguiente revisión del plan, con una redefinición de los criterios de planeamiento. En las XIII y XIV reuniones, celebradas en junio del 2006 en San José y en octubre del mismo año en San Salvador, se ajustaron nuevamente los criterios para elaborar el presente plan. Los resultados preliminares del esfuerzo de planificación fueron discutidos en la XV Reunión de Trabajo, celebrada en Ciudad Guatemala, Guatemala, el 22 y 23 de marzo del 2007. La presente cuarta edición del informe de planeamiento indicativo se sustenta en los acuerdos de estas últimas cuatro reuniones más los intercambios de sugerencias y correcciones que se discutieron dentro del grupo. Los parámetros más importantes de este estudio son los que se comentan en esta sección.

Anexo 1.1 Criterios Generales Criterios de Confiabilidad Se utilizan los siguientes criterios de confiabilidad del sistema eléctrico:

• No se permiten déficits de energía que superen el 2% de la demanda de cualquier mes, en más del 5% de las series hidrológicas simuladas.

• No se permiten déficits de cualquier tamaño en todas las series en un mismo mes.

Los planes de expansión que presentan violaciones a los criterios de confiabilidad se modifican para que los cumplan, tratando de disminuir o mantener el costo total. Período de estudio La definición y optimización de planes con el SUPER y el SDDP cubrió el período 2009-2020, con un año de extensión. El período 2007-2008 es fijo y no está sujeto a optimización. Las simulaciones de operación en el SDDP cubren el período 2007-2020. Plan y Plantas Fijas En el presente estudio se ha definido como “Planta Fija” aquella central futura que por estar en construcción se sabe que efectivamente entrará en operación. Todas las demás plantas futuras se consideran “Plantas Candidatas”. Por definición, las Plantas Fijas tienen una fecha de entrada fija y conocida. Por el contrario, la fecha de entrada de las Plantas Candidatas es la incógnita buscada por el

24 Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2005-2019. CEAC, GTPIR. Abril 2005.


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proceso de optimización, y está acotada por la fecha más temprana de implementación, y en caso de ser necesario, por los túneles de optimización del modelo SUPER. Por “Plan Fijo” se entiende el período del corto plazo del plan de expansión de cada país que está totalmente definido, y que por lo tanto, no está sujeto a optimización. En el Plan Fijo únicamente pueden aparecer Plantas Fijas, y no existe la posibilidad de la aparición de Plantas Candidatas, ya sea porque no hay tiempo para su maduración o porque no existe posibilidad real de que sean construidas y terminadas dentro de este período. Las Plantas Fijas pueden tener fechas de entrada que exceden el período del Plan Fijo. El período del Plan Fijo, que depende de las características de cada sistema, fue definido por cada uno de los países. Guatemala, El Salvador, Honduras y Nicaragua hasta 2008, Costa Rica hasta 2012 y Panamá hasta 2009. Las plantas candidatas no están sujetas a ninguna obligación de entrar en los planes, su inclusión depende sólo del proceso de optimización económico. Retiros de plantas con contratos En algunas plantas térmicas del sistema hondureño no es claro que sucederá una vez vencidos sus actuales contratos con la ENEE. Dado que existe la posibilidad que los equipos sean re-exportados, o que por obsolescencia dejen de operar, se ha preferido modelar su retiro una vez que finaliza el contrato. Se le deja al modelo de optimización que busque las mejores opciones para llenar su vacío. Plantas Genéricas Para tomar en cuenta el potencial de pequeños proyectos de generación hidroeléctrica, que por su tamaño no forman parte de los catastros de proyectos candidatos del GTPIR, se hizo una sensibilidad usando plantas genéricas. El propósito de esta sensibilidad es evaluar si este recurso resulta atractivo suponiendo un costo de instalación. Las hidroeléctricas genéricas se modelaron como plantas a filo de agua, agrupadas en capacidades de 100 MW. De igual manera y para el mismo propósito se modelaron plantas geotérmicas genéricas, con una capacidad por proyecto de 100 MW. La optimización y la simulación se hicieron con un costo de inversión de $2000/kW para las hidro y de $3 000/kW para las geotérmicas. Hidrología Completar datos al 1999. Usar series de 1965 al 1999, usando el SUPER para rellenar datos. Costo de los planes Para cada caso estudiado se escogió el plan que resultó con el mínimo costo, y que además satisface los criterios de confiabilidad. El costo de los planes simulados se calculó con el siguiente procedimiento:


99

• El plan, originalmente obtenido del SUPER se ajusta según sea necesario con el SDDP, de donde se obtiene el plan final.

• El costo de operación de la simulación se toma de las salidas del SDDP. • El costo de inversión se toma de las salidas del SUPER, en el que se fija el plan

final producido con el SDDP. Las cifras de costo total sólo comprenderán datos del 2009 al 2020, actualizados a valor presente a inicio del 2009.

Anexo 1.2 Interconexiones Interconexiones y capacidad de transferencia Se utilizó como referencia las capacidades indicadas en el estudio25 de la EPR para la justificación del segundo circuito de la línea SIEPAC, que aparecen en la tabla siguiente. El intercambio entre México y Guatemala se limitó en 200 MW hacia Guatemala y en 70MW hacia México y el de Colombia-Panamá a 300 MW en ambos sentidos. El primer circuito de SIEPAC se modeló en operación en enero del 2009 y el segundo se ha supuesto para el año 2012, disponible en todos los escenarios analizados. La línea Guatemala-México se ha supuesto en operación a partir de enero del 2008. La interconexión con Colombia sólo se consideró en un escenario de sensibilidad, conectada en enero del 2012. Los flujos posibles por los enlaces son los que a continuación se indican:




Precio de la energía y modelamiento de México y Colombia Se ha supuesto un costo marginal constante de $65/MWh para la energía en México y de $40/MWh para Colombia. Estas interconexiones extraregionales se modelaron, en cada caso, como un sistema adicional, con una demanda grande atendida por una planta térmica grande, y enlazado a Guatemala o Panamá, con la capacidad descrita del interconector. El costo variable de la planta ficticia es igual al costo medio de la energía supuesto para México o Colombia.

25 Justificación Económica Segundo Circuito Línea SIEPAC. Apoyo a la Unidad Ejecutora y a la EPR. CEAC, SNC-Lavalin. Octubre 2005.


100

Anexo 1.3 Modelamiento en el SUPER y el SDDP Herramientas de simulación Se usó el SUPER 5.1 (versión para Windows XP) para generar planes de largo plazo crudos. Los planes finales fueron obtenidos haciendo ajustes con el SDDP ver 9.0d. Planes de desembolso El programa de desembolsos para la etapa constructiva de los proyectos se registró en las hojas EXCEL de los proyectos. Esta información es necesaria para calcular el costo capitalizado al primer año de operación de la planta. Esta cifra es la que se utiliza para el cálculo del costo anual. Para ahorrar dimensiones en la memoria del SUPER, en el modelo se ingresó un único plan de desembolso, para todos los proyectos, de un solo pago del 100% en el año de inicio de operación, y como costo de construcción se ingresa el costo total ya capitalizado desde la hoja de EXCEL. Este procedimiento es idéntico a utilizar la facilidad de planes de desembolso del SUPER pero tiene la ventaja de ahorrar espacio y facilitar la revisión en la hoja de EXCEL. Agrupamiento de plantas En la etapa inicial de definición de planes con el SUPER, se agruparon las máquinas térmicas existentes que comparten las mismas características, con el objeto de ahorrar espacio de memoria. También se agruparon las plantas hidros existentes del tipo Filo de Agua, preferiblemente que estén en la misma Región Hidrológica y que no estén ligadas a proyectos futuros. En el SDDP se modeló cada una de las plantas (hidros y térmicas) en forma independiente, a excepción de las plantas menores que se modelan como grupo. Parámetros de ejecución de los modelos SUPER y SDDP Se cambiarán los parámetros de las series hidrológicas para definir la política de operación del SUPER. Se usaron 10 series forward y 5 backward, Se reduce a 3 las iteraciones. El gap se especifica en 1%, con una comprobación de continuación de la corrida al 0.5%. Para el SDDP se utilizaron las series históricas generadas con el Módulo Hidrológico del SUPER para período 1965 al 1999. En las simulaciones con este modelo se utilizará la opción de series históricas con 35 series forward, 15 series backward. Modelamiento de Plantas Eólicas Las plantas y proyectos eólicos del sistema de Costa Rica fueron simuladas como plantas hidro en el SUPER y como plantas térmicas en el SDDP. Su patrón estacional se reprodujo con índices de mantenimiento y la variabilidad se simuló utilizando el sorteo aleatorio de falla.


101

Las eólicas de Nicaragua se simularon como predespachos en el programa Super 5.1. Modelamiento de Ingenios Los ingenios se modelaron como dos plantas: una alimentada con bagazo en la época de zafra y otra alimentada con búnker. Se definen mantenimientos estacionales para que sólo haya un tipo de ingenio en cada época. Predespachos Las plantas eólicas fijas previstas en Nicaragua para el 2007 y 2008, de 20 MW cada una, se modelaron como predespachos. Adicionalmente, varias plantas hidroeléctricas pequeñas (menores que 5MW) de Guatemala y Panamá también se modelaron como predespachos.

Anexo 1.4 Demanda Bloques de demanda Se utilizaron tres bloques de demanda para el SUPER, con las siguientes duraciones en horas por mes: 71, 343 y 316. Para el SDDP se usaron cuatro bloques, definidos con una duración de 6.37%, 40.78%, 27.17% y 25.68%. Las duraciones de los bloques de demanda se calcularon con un modelo desarrollado por el Ing. Fernando Montoya. No se usaron factores de coincidencia. Demandas horarias históricas y proyecciones de demanda Para la determinación de Modelos de Curvas de Carga Mensuales, se tomó como base los datos históricos del año 2005 Para la demanda media y alta proyectadas, cada país aportó los datos de acuerdo a los métodos econométricos y estadísticos de pronóstico que utiliza su empresa.

Anexo 1.5 Criterios económicos Vida útil y costo fijo de operación de plantas hidro Se usará $7.5/kW-año como costo fijo de operación y mantenimiento de las plantas hidro, así como una vida económica de 50 años. Costo de Falla Para el SDDP se definieron dos costos de falla, dependiendo de la magnitud del faltante: $350/kWh para déficits iguales o menores al 2% y $800/kWh para fallas mayores al 2%. El SUPER da errores de ejecución con más de un costo de falla, por lo que se usó un único valor de $1 500/kWh. Tasa de actualización


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Se usó una tasa de descuento de 12% en moneda constante. Moneda constante de referencia Todos los presupuestos de los proyectos y los costos usados en el estudio se expresaron en dólares de Estados Unidos de América, en moneda constante a precios de diciembre del 2005. Cuando los presupuestos disponibles están expresados en otra moneda, se convertirán a dólares y se actualizarán a moneda de diciembre 2005 usando los índices del Bureau of Reclamation (BUREC).


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Anexo 2 ESTUDIO DEL GAS NATURAL El Consorcio Montamat & Asoc., Pricewaterhouse Coopers y Freire & Asoc., es el consultor contratado por el Banco Interamericano de Desarrollo, BID, para estudiar la Estrategia para la Introducción de Gas Natural a Centroamérica, proyecto enmarcado dentro del Programa de Integración Energética Mesoamericana (PIEM). A solicitud del Consultor al CEAC, el GTPIR colaboró estudiando escenarios que contemplaban diferentes precios del gas natural, con el objetivo de estimar en forma gruesa la demanda de este energético en función del precio. Como punto de partida para el estudio se tomó el Caso B del GTPIR. Este caso no introduce ninguna restricción a la entrada de plantas hidroeléctricas y están disponibles como candidatas todas las plantas identificadas en la base de datos del GTPIR. Supone que la demanda crecerá según el escenario medio y que los precios de los combustibles evolucionarán también según el escenario medio. No tiene interconexión con Colombia y no considera el grupo de plantas genéricas pequeñas Los pronósticos de precios de combustibles fueron variados. Se usaron datos proporcionados por CEPAL al Consultor. Unicamante el precio del carbón fue tomado de las bases de datos del GTPIR. Las proyecciones usadas se muestran en la Tabla A1-1. En la Figura A1-1 se grafican las proyecciones de precio del diésel, búnker (Fuel Oil 1%azufre) y carbón. También se incluyen los precios usados del gas natural (GN) en cada escenario.

Tabla A1-1 Proyecciones de precio de combustible

(GTPIR)Año Diesel FO 1%S Carbón

($/mmBtu) ($/mmBtu) ($/mmBtu)2009 8.55 5.55 2.722010 8.18 5.31 2.682011 8.30 5.39 2.622012 8.66 5.62 2.562013 8.79 5.71 2.502014 9.16 5.95 2.442015 9.53 6.19 2.382016 9.92 6.44 2.362017 10.32 6.70 2.362018 10.72 6.96 2.392019 11.14 7.23 2.412020 11.56 7.51 2.43

(Consultor)


104

Figura A1.1 Precios de combustibles

Precios Combustibles

0.00

2.004.00

6.008.00

10.0012.00

14.00

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

$/m

mBt

u

Diesel

Bunker

Carbón

GN2

GN4

GN6

GN8

También se ajustaron las características de la plantas térmicas candidatas, tal como se muestra en la Tabla A1-2.

Tabla A1-2

Tamaño Costo Fijo Costo EficienciaProyectos Combustible Anual Variable

Candidatos (MW) (mill.$) ($/kW) ($/kW-año) ($/MWh) (%)

Turbina Gas GN 100 93 930 10.00 2.40 32%Ciclo Combinado GN 500 588 1176 20.00 2.33 48%

Carbón Carbón 250 552 2208 64.39 4.20 33%Carbón Carbón 500 956 1912 64.39 4.20 34%MMV Bunker 100 150 1500 47.05 7.50 43%

Costo de InversiónDatos de los Proyectos Candidatos

Se supuso además que a partir del 2010 habrá disponibilidad de gas natural en toda la región, y que todas las plantas térmicas se convierten a GN, excepto las máquinas de vapor movidas a carbón que actualmente existen en Guatemala y algunos equipos pronto a ser retirados. Se usaron cuatro niveles de precio para el GN, constantes a lo largo del período de estudio: 2, 4, 6 y 8 US$/millBTU. A cada precio corresponde un escenario: B1, B2, B3 y B4, respectivamente. Se calcularon los correspondientes planes óptimos para cada escenario y se obtuvo la cantidad de potencia instalada y la demanda de cada tipo de combustible. En la Tabla A1-3 y Figura A1-2 se muestra la instalación para cada plan.


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Tabla A1-3 ESCENARIO Precio del GN

($/mmBtu) Geot. Hidro/Eol. Térmico GN Total

B1 2 68 3 060 606 3 300 7 034B2 4 318 4 437 586 2 400 7 741B3 6 318 4 650 586 2 100 7 654B4 8 318 4 919 2 586 600 8 423

Instalación por Tecnología (MW)

Figura A1-2

Instalación por fuente

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

B1 B2 B3 B4

MW Geo

HidroTérmicoGas Natural

Se puede observar como conforme el supuesto del precio sube, las instalaciones en GN son menores. También es interesante resaltar que el GN sólo compite en forma fuerte contra el hidro cuando su precio es inferior a $4/millBTU. En la Figura A1-3 se muestra el consumo de GN para cada uno de los escenarios estudiados, expresado en millones de m3.

Figura A1-3

Consumo GN por Escenario

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

mill

. m3 B1

B2B3B4


106

Anexo 3 DEMANDA

Anexo 3.1 Factor de carga anual El factor de carga anual de los países se muestra en la figura siguiente

Factor de Carga Anual

50%

55%

60%

65%

70%

75%

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

% fa

ctor

car

ga

GUESHONICRPA

Anexo 3.2 Curvas de Carga Diarias Se calculan las curvas de carga diarias para días laborales, para cada país y para la región. Se incluyen los datos de 1999, para verificar la evolución de los patrones de demanda.

Curva de Carga Lunes a Viernes 2005

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

MW

GUESHONICRPA


107

Curva de Carga Adimensional Lunes a Viernes 2005

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

% P

ot M

ax

GUESHONICRPACA

Curva de Carga Adimensional Lunes a Viernes 2005 y 1999

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

% P

ot M

ax CA 2005

CA 1999


108

CURVAS DE CARGA DIARIA PARA CENTROAMERICA. 1999 Y 2005.

CURVA DE CARGA DIARIA. 2005(Promedio de lunes a viernes)

250

500

750

1 000

1 250

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Dem

anda

pro

med

io M

W

GU ES HO NI CR PA

CURVA DE CARGA DIARIA. 1999 ( Promedio de lunes a viernes)

250

500

750

1 000

1 250

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Dem

anda

pro

med

io M

W

GU ES HO NI CR PA

CURVA DE CARGA ADIMENSIONAL. 2005(Promedio de lunes a viernes)

0.4

0.6

0.8

1.0

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23Pr

om L

-V/P

rom

max

GU ES HO NI CR PA Prom 05

CURVA DE CARGA ADIMENSIONAL. 1999(Promedio de lunes a viernes)

0.4

0.6

0.8

1.0

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Prom

L-V

/Pro

m M

ax

GU ES HO NI CR PA Prom 05


109

Anexo 4 DATOS HIDROLOGICOS La lista de estaciones pluviométricas utilizadas para proporcionar la información de caudales en el modelo SDDP se muestra a continuación

País Estación Período Caudal Medio País Estación Período Caudal Medio registro m3/s registro m3/s

GU Xalalá 65-97 302.0 CR Boruca Veraguas 65-02 164.0GU Chixoy 65-97 54.1 CR Llanos 65-02 161.0GU El Tesoro 65-98 40.1 CR Angostura 65-02 106.0GU Renace 65-97 25.7 CR Siquirres 65-02 58.0GU Esclavos 65-97 12.8 CR Cachí 65-02 51.1GU Aguacapa 65-00 8.9 CR Arenal 65-02 48.5GU Tres Ríos 65-98 8.7 CR Savegre 65-02 46.0GU Sta. Teresa 65-97 7.3 CR Reventazón 65-02 46.0GU Xacbal 65-98 5.9 CR Pacuare 65-02 41.2GU Jurun 65-97 3.8 CR La Garita 65-02 37.7GU El Tule 65-98 2.0 CR Menores 35-02 33.1GU San Judas 65-97 2.0 CR Ventanas-Garita 65-02 32.8GU Sta.María 65-98 0.3 CR Peñas Blancas 65-02 24.1ES 15 de setiembre 65-94 316.0 CR RC50 65-02 23.8ES 5 de noviembre 65-93 168.0 CR Río Macho 65-02 21.1ES Cerrón Grande 65-92 134.6 CR Cariblanco 65-02 12.9ES Chaparral 65-96 44.0 CR Pirrís 65-02 10.0ES La Honda 65-97 39.6 CR Toro 2 65-02 9.7ES Cimarrón 65-95 31.0 CR Toro 1 65-02 7.6HO Patuca 2 67-97 261.0 CR Toro 3 65-97 2.4HO Patuca 3 67-97 149.0 CR Corobicí 65-97 1.4HO Aguareina 67-97 113.0 CR Sandillal 65-97 0.5HO El Cajón 67-97 110.0 CR La Joya 65-97 0.4HO Llanitos 67-97 79.9 PA Bayano 57-98 168HO Tablón 65-81 38.1 PA Changuinola 75 57-96 147HO Nacaome 67-97 33.2 PA Changuinola 140 57-96 141HO Río Lindo 67-97 20.6 PA Chiriquí 65-97 99HO Cañaveral 67-97 18.8 PA Changuinola 220 57-96 87.6HO Cangrejal 67-97 16.8 PA Canjilones 57-94 78.2HO El Nispero 67-97 5.9 PA Gualaca 65-97 78.2NI Copalar 65-99 149.0 PA Añiles 65-95 78.2NI Mojolka 65-97 88.1 PA Baru 58-94 57.1NI El Carmen 65-99 87.1 PA Santa María 57-94 43.2NI Corriente Lira 65-97 69.7 PA Bajo Minas 57-98 39.9NI Valentín 65-76 65.2 PA El Alto 65-97 33.6NI Piedra Fina 65-76 62.0 PA Mendre 58-03 30.3NI Tumarín 65-76 46.0 PA Fortuna 65-97 27.3NI Pajarito-Muelle 67-99 42.3 PA El Corro 57-94 20.8NI Salto YY 65-99 7.7 PA Bonyic 57-98 18.1NI Pantasma 65-95 2.5 PA Los Valles 65-97 15.6

PA Monte Lindo 57-94 14.9PA La Estrella 57-97 9.69PA Pando 57-94 9.48PA Des.La Espe. 57-98 2.98PA Guasquitas 57-94 2.8

CATALOGO DE ESTACIONES HIDROLOGICAS

Fuente: Resultados del SDDP


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La siguiente figura ilustra la calidad del registro de caudales, en lo que se refiere a datos faltantes. En el cuadro cada columna es una estación y cada fila un año de registro. Las zonas sin sombrear significan que faltan datos. La homogeneidad de los caudales en Centroamérica, sobre todo en la época seca, se ilustra con el diagrama de cajas. El caudal corresponde a la suma de los caudales de todas las estaciones. Obsérvese la reducida aportación en la época seca.

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

1999

ESTACION HIDROLOGICA


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112

Anexo 5 ESTUDIOS ANTERIORES DEL GTPIR El presente estudio corresponde al quinto estudio de planificación indicativa regional. En el presente capítulo se resumen los casos analizados en los cuatro estudios anteriores y los resultados obtenidos. Es necesario recordar que los datos de cada estudio sólo son compatibles y comparables entre los casos que le son propios, y que no es posible la comparación directa entre los resultados de diferentes estudios. Se revisan los resultados obtenidos en cuatro estudios, publicados en los años 2000, 2001, 2002 y 2005. Cada estudio analizó diferentes escenarios de expansión, que cubrieron factores como:

• Demanda media, alta y baja • Precios medios y altos de combustibles • Disponibilidad de gaseoductos o plantas de regasificación de GNL • Grado de integración con etapas de SIEPAC • Interconexiones extra-regionales (México y Colombia) • Barreras a desarrollo hidroeléctrico

La comparación de los casos donde solamente cambia un factor permite hacer inferencias acerca del impacto que tiene ese factor en los planes indicativos. Los casos estudiados en el pasado por el GTPIR se presentan en las tablas 1 a 4.

Tabla 1 Casos GTPIR 2000


No. CASOS DESCRIPCION1 SIN GAS

NATURALMSGN1 Demanda Media (Libre)

2 "" MSGN2 Demanda Media (Reserva Positiva en todos los subsistemas)

3 "" MSTSGN Demanda Media Semi-Térmico*

4 "" MTSGN Demanda Media Térmico

5 "" BSTSGN Demanda Baja Semi-térmico*

6 CON GAS NATURAL**

MCGN1 Demanda Media (Libre)

7 "" MSTCGN Demanda Media Semi-Térmico*

8 "" MTCGN Demanda Media Térmico

9 "" ACGN Demanda Alta con (Incluye grandes proyectos hidroeléctricos)

10 CON GAS NATURAL**

MCGN_AIS Demanda Media excluyendo el Proyecto Siepac

11 "" Siepac 1 Demanda Media excluyendo ampliaciones futuras del Proyecto SIEPAC


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Tabla 3 Casos GTPIR 2002 Caso Grado de

integración Tipo de equipamiento y nivel

de precios de combustible Descripción de los proyectos potenciales

1 No integrado

con SIEPAC I

Hidrotérmico sin gas natural licuado y con precios medios de los derivados del petróleo

Hidroeléctricas pequeñas y medianas, menores a 250 MW y $400 millones, con todas las candidatas de geotermia, complementado con térmicos de ciclos combinados diesel (CCDS), MMV búnker (MMVB), turbinas a gas diesel (TGDS) y vapor a carbón (VAPC) en GU y NI.

2 No integrado

con SIEPAC I

Semi térmico sin gas natural licuado y con precios medios de los derivados del petróleo

Térmicos de CCDS, MMVB, TGDS, complementados con hidroeléctricas pequeñas, menores de 100 MW y $200 millones, con todas las candidatas de geotermia, complementado con térmicos de ciclos combinados diesel (CCDS), MMV búnker (MMVB) y turbinas a gas diesel (TGDS) y vapor a carbón (VAPC) en GU y NI.

3 Integrado con

SIEPAC II

Hidrotérmico con gas natural licuado y con precios altos de los derivados del petróleo

Hidroeléctricas de cualquier tamaño, con todas las candidatas posibles de geotermia, con proyectos ciclos combinados de gas natural licuado (CCGNL) en Honduras y Panamá, complementado con proyectos térmicos CCDS, MMVB, TGDS, vapor a carbón (VAPC) en GU y NI.

4 Integrado con

SIEPAC II

Semi térmico con gas natural licuado y con precios altos de los derivados del petróleo

Con proyectos térmicos CCGNL en HO y PA, CCDS, MMVB, TGDS, VAPC en Guatemala y Nicaragua, complementados con hidroeléctricas pequeñas menores de 100 MW y US $200 millones, y con todas las candidatas posibles de geotermia.

5 Integrado con

SIEPAC II

Hidrotérmico con gas natural licuado y con precios medios de los derivados del petróleo

Hidroeléctricas de cualquier tamaño, Geotérmicas, con proyectos CCGNL en HO y PA, complementado con proyectos térmicos CCDS, MMVB, TGDS, VAPC a carbón en GU y NI

6 Integrado con

SIEPAC II

Semi térmico con gas natural licuado y con precios medios de los derivados del petróleo

Con proyectos térmicos CCGNL en HO y PA, CCDS, MMVB, TGDS, VAPC en Guatemala y Nicaragua, complementados con hidroeléctricas pequeñas menores de 100 MW y US $200 millones, y con todas las candidatas posibles de geotermia.

Código Demanda DescripciónMSGN-Ais Media Sin gas natural y sin proyecto SIEPAC

MSGN Media Sin gas natural con SIEPAC

MCGN Media Con gas natural mediante gasoductos con SIEPAC

MSGN2 Media Sin gas natural, y primer circuito de SIEPAC comenzando a operar en el año 2010

BSGN Baja Sin gas natural con SIEPAC

ACGN Alta Con gas natural mediante gasoductos con SIEPAC

MTSGN Media Caso semi-térmico sin gas natural, en el que se consideran únicamente como candidatos proyectos hidroeléctricospequeños, de un costo menor a los $150 mill., y potencias menores a los 150 MW; con SIEPAC

BTSGN Baja Caso semi-térmico sin gas natural, en el que se consideran únicamente como candidatos proyectos hidroeléctricospequeños, de un costo menor a los US$150 mill., y potencias menores a los 150 MW; con SIEPAC


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De estos 35 casos se escogieron 22 que permiten hacer comparaciones útiles de costos. Los casos seleccionados se muestran en la Tabla 5.

Tabla 5 Casos seleccionados para hacer comparaciones

Caso Grado de integración

Plantas Candidatas Descripción de los casos

1.1 Aislado Todas las candidatas hidro Solo considera los enlaces actuales

2.1 SIEPAC Todas las candidatas hidro Considera la capacidad de SIEPAC

2.2 SIEPAC Todas las candidatas hidro Para la instalación, solo considera los enlaces actuales, pero para la operación, toma encuenta la capacidad de SIEPAC

2.3 SIEPAC Solo hidros menores a 150 MW o$300 millones

Considera la capacidad de SIEPAC. Limita la entrada de hidros

3.1 SIEPAC y México

Todas las candidatas hidro Supone un costo marginal de México de $65/MWh


Solo hidros menores a 150 MW o$300 millones

Supone un costo marginal de México de $65/MWh. Limita las hidros grandes

3.3 SIEPAC y México más Colombia

Todas las candidatas hidro Supone un costo marginal de México de $40/MWh, más una interconexión conColombia


Solo hidros menores a 150 MW o$300 millones

Supone un costo marginal de México de $40/MWh

4.1 SIEPAC II y México

Todas las candidatas hidro más Carbón de 500 MW

Supone un costo marginal de México de $65/MWh. Agrega candidatas de carbón de 500MW

4.2 SIEPAC II y México

Todas las candidatas hidro Supone un costo marginal de México de $65/MWh. No tiene plantas grandes de carbón

Estudio Caso Etapas SIEPAC

Enlace México Colomb

Gas NaturalPlantas

Regionales Carbón

CombBarreras al desarrollo

hidro

Inversión mill$

Operación mill$

Total mill$

2000 MCGN_AIS Aislado no Gaseoducto no Medio sin barrera 3 884 4 948 8 8322000 Siepac 1 I no Gaseoducto no Medio sin barrera 3 604 4 643 8 2472000 MSGN1 I y II no Sin Gas no Medio sin barrera 3 666 4 857 8 5232000 MSTSGN I y II no Sin Gas no Medio leve 3 036 5 497 8 5332000 MTSGN I y II no Sin Gas no Medio alta 2 734 5 864 8 5982000 MSTCGN I y II no Gaseoducto no Medio leve 2 952 5 055 8 0072000 MTCGN I y II no Gaseoducto no Medio alta 2 637 5 375 8 0122001 MSGN-Ais Aislado no Sin Gas no Medio sin barrera 2 927 5 777 8 7042001 MSGN2 Atrasado no Sin Gas no Medio sin barrera 2 888 5 557 8 4452001 MSGN I no Sin Gas no Medio sin barrera 2 859 5 475 8 3342001 MTSGN I no Sin Gas no Medio alta 2 160 6 614 8 7742001 MCGN I no Gaseoducto no Medio sin barrera 2 736 5 326 8 0622002 5 I y II no GNL no Medio sin barrera 3 143 4 246 7 3892002 6 I y II no GNL no Medio alta 2 641 4 933 7 5742005 1.1 Aislado no Sin Gas no Alto sin barrera 3609 5937 95462005 2.1 I no Sin Gas no Alto sin barrera 3382 5890 92722005 2.3 I no Sin Gas no Alto leve 3194 6377 95712005 3.1 I Méx $65 Sin Gas no Alto sin barrera 3592 5903 94942005 3.2 I Méx $65 Sin Gas no Alto leve 3074 6576 96502005 3.4 I Méx $40 Sin Gas no Alto leve 3047 6000 90472005 4.1 I y II Méx $65 Sin Gas 500 MW c/u Alto sin barrera 3380 5810 91902005 4.2 I y II Méx $65 Sin Gas no Alto sin barrera 3333 6006 9338


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Los 22 casos escogidos se comparan en la Tabla 6.

Tabla 6 Análisis comparativo de casos En grandes rasgos, del análisis de los cuatro estudios anteriores del GTPIR se puede concluir: Con relación a la disponibilidad de gas natural:

• La disponibilidad del gas podría brindar ahorros similares en inversión y operación, del orden del 6.5%, siempre y cuando su precio relativo al diésel y al búnker se mantenga.

• El gas analizado cubre gasoductos desde México y Colombia, así como importaciones de gas natural licuado (GNL)

Con relación a plantas térmicas regionales:

• Una segunda etapa de SIEPAC, con capacidad para 600 MW, facilita la inserción de plantas térmicas con grandes economías de escala

• La disponibilidad de plantas de carbón del orden de 500 MW permite un ahorro del orden del 2.5% en inversión y operación

• El precio del carbón es estable y sigue siendo muy competitivo. Su principal barrera es la inversión inicial en infraestructura de transporte, manejo y almacenamiento

• Las emisiones de CO2 representan un serio problema ambiental y una limitación a su implementación

mill$ %Total mill$ %OperaEtapa I SIEPAC 2000 MCGN_AIS Siepac 1 585 7.1% 305 6.6%

2001 MSGN-Ais MSGN 370 4.4% 302 5.5%2001 MSGN-Ais MSGN2 259 3.1% 220 4.0%2005 1.1 2.1 274 3.0% 48 0.8%

4% 4%Etapa II SIEPAC 2005 3.1 4.1 156 2% -103 -2%Utilización del hidro 2000 MSTSGN MSGN1 10 0.1% 640 13.2%

2005 2.3 2.1 298 3.2% 487 8.3%2005 3.2 3.1 156 1.6% 673 11.4%2000 MTSGN MSGN1 75 0.9% 1 006 20.7%2001 MTSGN MSGN 440 5.3% 1 139 20.8%2002 6 5 185 2.5% 687 16.2%

2% 15%Disponibilidad de Gas 2000 MSTSGN MSTCGN 526 6.6% 442 8.7%

2000 MTSGN MTCGN 586 7.3% 489 9.1%2001 MSGN MCGN 271 3.4% 149 2.8%

6% 7%Proyectos Regionales 2005 4.2 4.1 148 2% 195 3%

(carbón 500 MW)

Precio en México 2005 3.2 3.4 603 7% 576 10%

VARIABLE

Dif en COSTO TOTAL Dif en COSTO OPERACION

DIFERENCIA DE COSTOS(valor presente a diferentes fechas)

ESTUDIO Y CASOS A COMPARAR


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Con relación a la interconexión con México:

• Para el estudio se utilizó un costo medio en México similar al precio de venta en Alta Tensión en la Región Sur, $65MWh

• Con $65/MWh, México se comporta como importador neto, elevando los costos marginales de la región

• Una sensibilidad con un precio de $40/MWh convierte a México en un exportador neto, reduciendo sensiblemente los costos regionales

Con relación a las barreras que inhiben el desarrollo hidroeléctrico:

• La eliminación de barreras para la utilización de los recursos hidroeléctricos brinda un ahorro en el costo total del 2%

• Reduce la exposición de los países a la volatilidad del precio de los hidrocarburos, porque baja el costo del consumo de combustibles en un 15%

• El aumento en el precio de los hidrocarburos, no considerado en los estudios viejos del GTPIR, hace aun más atractivo el uso de esta fuente renovable

Con relación a fuentes renovables:

• Sistemáticamente los estudios regionales indican la clara conveniencia económica del aprovechamiento de renovables

• La fuente renovable más importante de la región es la hidroelectricidad, seguida por la geotermia

Con respecto a la necesidad de políticas energéticas:

• La divergencia entre el desarrollo deseable y la realidad puede y debe ser corregida con políticas energéticas adecuadas

• La necesidad de esta política es más apremiante con la gran volatilidad e inseguridad de los mercados petroleros

El resultado del actual estudio del GTPIR, en los factores que son comparables, es consistente con los estudios de años anteriores.

GRUPO DE TRABAJO DE PLANIFICACION ... - … Factor de crecimiento de la demanda ... Horacio Guerra,...

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