Perspectivas y Factibilidad Técnica, Económica, Legal y Ambiental

REPÚBLICA DE PANAMÁ
MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS
ESTUDIO DE SUMINISTRO FUTURO DE ELECTRICIDAD DE
LA REPÚBLICA DE PANAMÁ
INFORME 3*
PERSPECTIVAS Y FACTIBILIDAD TÉCNICA, ECONÓMICA,
LEGAL Y AMBIENTAL PARA LA INTERCONEXIÓN
ELÉCTRICA CON COLOMBIA
Archivo nº 014519/300/47RT/001/02
enero de 2002
SNC-LAVALIN
Montreal, Canadá
y
CONSULTORES ASOCIADOS DE INGENIERÍA S.A. (CAI)
Panamá
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PREFACIO
Este estudio del “Suministro Futuro de Electricidad” tiene por objeto evaluar las perspectivas de
diferentes alternativas de suministro de energía eléctrica para la República de Panamá en el corto,
mediano y largo plazo. Los resultados del estudio serán utilizados por la Comisión de Política
Energética (COPE) para establecer los criterios determinantes del plan de expansión que debe
desarrollar la Empresa de Transmisión Eléctrica S. A. (ETESA), según lo establece la Ley nº 6 de
3 de febrero de 2000. Los resultados también estarán disponibles para promover las inversiones
en el sector de generación de electricidad por parte del sector privado.
Este informe es uno de una serie que cubrirá el estudio. Los informes del estudio son como sigue:
•
Informe 1: “Análisis de la problemática, y elaboración de una estrategia y un plan para la
promoción y el efectivo desarrollo de centrales hidroeléctricas”;
•
Informe 2: “Perspectivas y factibilidad técnica, económica, legal y ambiental, para las
importaciones de gas natural y carbón, además de la estrategia para su promoción y
desarrollo efectivo por parte del sector privado”;
•
Informe 3: “Perspectivas y factibilidad técnica, económica, legal y ambiental para la
interconexión eléctrica con Colombia”;
•
Informe 4: “Estrategia y plan de promoción y desarrollo de recursos naturales renovables:
solar, geotérmica, eólica y pequeñas centrales hidroeléctricas”;
•
Informe 5: “Evaluación del proyecto SIEPAC y factibilidad de mayor intercambio
binacional (Costa Rica – Panamá) a corto y mediano plazo”;
•
Entrega de base de datos e implementación en el Sistema Nacional de Información y
Documentación Energética de COPE;
•
Informe final.
Esta versión final del Informe 3 incorpora las observaciones de COPE acordadas en la reunión de
presentación y discusión de los borradores de los informes interinos del estudio, en Panamá.
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ESTUDIO DE SUMINISTRO FUTURO DE ELECTRICIDAD DE LA
REPÚBLICA DE PANAMÁ
INFORME 3: PERSPECTIVAS Y FACTIBILIDAD TÉCNICA, ECONÓMICA, LEGAL
Y AMBIENTAL PARA LA INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA CON COLOMBIA
ÍNDICE
PREFACIO
1.
ANTECEDENTES
2.
REVISIÓN DE INFORMES ANTERIORES
2.1
2.2
2.3
Introducción
Estudios del Grupo de los Tres
Estudios de ISA
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.3.4
2.3.5
3.
POTENCIAL DEL MERCADO
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
4.
Análisis eléctrico
Análisis ambiental
Análisis financiero
Conclusiones y recomendaciones del estudio de ISA
Comentarios finales al estudio de ISA
Oferta en Colombia
Demanda en Colombia
Plan de expansión en Colombia
El mercado colombiano y su evolución de precios
Tendencias recientes en Colombia y proyecciones
Comparación de precios futuros en Panamá y Colombia
DIMENSIONAMIENTO FÍSICO DE LA INTERCONEXIÓN
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
Introducción
Consideraciones iniciales de diseño
Tensión y número de circuitos
Trazado
Configuración de línea y subestaciones
Costos de inversión
Costo de operación y mantenimiento
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5.
ASPECTOS AMBIENTALES
5.1
5.2
Introducción
Medio ambiente natural y social
5.2.1 Factores de mayor importancia en el ambiente natural
5.2.2 Factores de mayor importancia en el ambiente social
5.3
Restricciones ambientales
5.3.1 Ambiente natural
5.3.2 Ambiente social
5.4
5.5
5.6
5.7
6.
ASPECTOS INSTITUCIONALES PARA COMPRAR Y EXPORTAR ENERGÍA
6.1
6.2
6.3
7.
Introducción
Reglas colombianas de operación y racionamiento
Racionamiento para exportaciones y reglamentación colombiana de los aspectos
comerciales aplicables a las transacciones internacionales
FACTIBILIDAD ECONÓMICO-FINANCIERA PRELIMINAR
7.1
7.2
7.3
8.
Impactos potenciales
Medidas ambientales
Marco legal y reglamentario
Conclusiones
Costos, tarifas y rentabilidad
Intereses financieros para importadores-exportadores (viabilidad comercial)
Promotores potenciales
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CUADROS
3.1.1
3.2.1
3.2.2
3.3.3
3.4.1
3.5.1
3.6.1
Composición del sector de generación en Colombia
Proyección de la demanda 2000 – 2010
Ventas de energía eléctrica 2000 – 2020
Capacidad requerida en el período 2005 – 2010
Evolución de la tasa de cambio del peso colombiano
Costos incrementales promedio de largo plazo (CIPLP) en Colombia
Costos incrementales promedio de largo plazo en Panamá y Colombia
4.6.1 Costos unitarios recomendados en la RTR centroamericana
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4.6.2 Costos de inversión
4.6.3 Resumen de investigación de costos
6.2.1 Criterios de racionamiento en Colombia
7.1.1
7.1.2
7.1.3
7.2.1
7.2.2
7.2.3
7.2.4
7.2.5
7.2.6
7.2.7
7.2.8
7.2.9
7.2.10
7.2.11
Estimación del costo de pérdida de energía transportada
Costo específico del transporte de energía por la interconexión
Costo de la interconexión Colombia – Panamá según el estudio de ISA
Análisis financiero: escenario 100 MW, “merchant line”, tarifa de transporte 4,5 US¢/kWh
Análisis financiero: escenario 150 MW, “merchant line”, tarifa de transporte 3,2 US¢/kWh
Análisis financiero alternativo: Escenario base: precios medios en Panamá y Colombia
Análisis financiero alternativo: Escenario optimista
Análisis financiero alternativo: Escenario pesimista
Máximo costo del proyecto mercantil para producir TIRF de 14% p.a. con 3,2 ¢/kWh
Máximo costo del proyecto mercantil para producir TIRF de 14% p.a. con 1,0 ¢/kWh
Máximo costo en análisis alternativo para TIRF 14% p.a., Escenario Base de precios
Máximo costo en análisis alternativo para TIRF 14% p.a., Escenario Optimista de precios
Máximo costo en análisis alternativo para TIRF 14% p.a., Escenario Pesimista de precios
Resumen de los análisis financieros
FIGURAS
1.1
Mapa de la República de Panamá
3.4.1 Tasa de cambio COP/USD, 1998 – 2001
4.1.1
4.1.2
4.2.1
4.2.2
4.2.3
4.2.4
4.4.1
4.4.2
4.4.3
4.5.1
Sistema de transmisión de Panamá
Sistema de transmisión de Colombia
Mapa de Panamá y Colombia
Mapa físico de Panamá
Área estudiada entre Panamá y Colombia
Disponibilidad actual de la Carretera Panamericana
Urabá / Apartadó – Yaviza: alternativa A
Urabá / Apartadó – Yaviza: alternativa B
Urabá / Apartadó – Yaviza: alternativa C
Interconexión eléctrica Colombia – Panamá
5.2.1
5.2.2
5.2.3
5.2.4
5.2.5
5.2.6
5.2.7
Área de estudio ambiental – Colombia
Área de estudio ambiental – Panamá
Área planteada entre Bayano / Chepo y Urabá / Apartadó
Golfo de Urabá
Parque nacional de Darién
Cañazas – Yaviza
Río Atrato
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ANEXOS
A
B
C
D
E
F
G
Bibliografía
Borrador de términos de referencia ISA para estudio de factibilidad
Demanda eléctrica en Colombia, 1997 – 2001
Precios medios de bolsa en Colombia
Evolución de los precios de bolsa con el embalse ofertable
Precios medios de bolsa y contratos en Colombia
Precios promedio del mercado colombiano
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1.
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ANTECEDENTES
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1.
ANTECEDENTES
Este informe es parte del Estudio del Suministro Futuro de Electricidad de la República de
Panamá, que tiene por objeto evaluar las perspectivas de diferentes alternativas de suministro de
energía eléctrica para la República de Panamá en el corto, mediano y largo plazo. La Figura 1.1
presenta el mapa de la República de Panamá.
Los términos de referencia del estudio hacen mención al actual bajo costo de la energía en
Colombia, y que el abastecimiento de energía para Panamá desde Colombia podría ser muy
competitivo en el futuro cercano, sin perder de vista los problemas de medio ambiente y de
seguridad con que se tendría que tratar. A continuación se presenta el alcance del trabajo
propuesto en los términos de referencia.
El objeto de este informe es la presentación de los resultados del componente 300 del estudio,
orientado a obtener una primera aproximación al proyecto, buscando clarificar las interrogantes
siguientes, que son estudiadas en este informe:
•
•
•
•
•
Potencial del mercado: estimación de los volúmenes de energía que se podrían manejar
con la interconexión Panamá – Colombia, incluyendo tanto las condiciones de oferta y
demanda en Panamá como posibles exportaciones a los demás países del Istmo
Centroamericano;
Dimensionamiento físico: datos preliminares de la interconexión Panamá – Colombia,
como longitud de línea, subestaciones terminales y subestaciones intermedias, nivel de
tensión y costo esperado de la inversión;
Aspectos ambientales y sociales: obstáculos eventuales al proyecto y soluciones posibles;
Aspectos institucionales y de relación entre países: aclaración de los procedimientos para
comprar / vender energía desde Colombia;
Factibilidad económica preliminar de la eventual interconexión Panamá – Colombia: de
acuerdo con los costos de inversión estimados y los ahorros generados con las
importaciones-exportaciones, determinar si el proyecto se justifica bajo diferentes
escenarios y cuál sería la figura más idónea para su implantación, el grado de participación
del sector privado en ambos países y consideraciones de índole tarifaria.
Debe notarse que para que las importaciones de energía desde Colombia sean una alternativa
viable para el futuro abastecimiento de energía en Panamá en el cercano y mediano plazo, un
prerrequisito es demostrar si y cómo este suministro puede ser considerado seguro. Si no se
puede establecer la seguridad del abastecimiento, entonces los costos potenciales son irrelevantes.
El estudio fue desglosado en los componentes siguientes:
•
Revisión de informes anteriores: de estudios anteriores relevantes y disponibles;
•
Potencial del mercado: a 3 niveles de análisis;
•
Dimensionamiento físico de la interconexión: línea y subestaciones;
•
Aspectos ambientales: incluso sociales y socioeconómicos;
•
Aspectos institucionales para comprar y exportar energía;
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•
•
Factibilidad económico-financiera preliminar: teniendo en cuenta la tasa de retorno
garantizada de 13,45% p.a. a los inversionistas en proyectos de transmisión eléctrica;
Informe 3: el presente informe.
En el Anexo A se presenta la bibliografía de los documentos consultados.
En el Anexo B se encuentra el borrador de términos de referencia de ISA para un eventual
estudio de factibilidad de la interconexión (documento nº 3 de la bibliografía).
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2.
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REVISIÓN DE INFORMES ANTERIORES
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2.
REVISIÓN DE INFORMES ANTERIORES
2.1
INTRODUCCIÓN
Durante este estudio fueron revisados los informes de trabajos anteriores relacionados con la
interconexión Panamá – Colombia, los cuales fueron proporcionados por COPE, tales como:
•
•
2.2
Estudios del Grupo de los Tres (México, Colombia, Venezuela)
Estudios de ISA (tesis de grado de Ingeniero Eléctrico de Andrés Mejía Rendón, 1998; y
términos de referencia para un estudio de factibilidad de la interconexión, 2001)
ESTUDIOS DEL GRUPO DE LOS TRES
El llamado “Grupo de los Tres” está conformado por México, Colombia y Venezuela. Estos tres
países, dotados por la naturaleza de recursos energéticos considerables, han patrocinado diversos
estudios de interés común, incluso sobre el desarrollo e intercambios energéticos entre ellos y a
través de los países del Istmo Centroamericano.
El estudio que fue proporcionado a este consultor para revisión es el “Análisis prospectivo de las
posibles etapas de desarrollo de la interconexión entre los sistemas eléctricos de Colombia,
México, Venezuela y países de América Central”, volumen I, informe ejecutivo, por Tractebel
para el BID, febrero de 1995. Este estudio tuvo los objetivos siguientes:
•
•
•
determinación de las interconexiones posibles, en el marco de cada escenario y
cada caso de interconexión;
determinación de los beneficios, costos adicionales o reducción de costos de
funcionamiento de los sistemas que toman partes de la interconexión;
determinación de las curvas de costos fronteras de oferta / demanda.
Aunque indubitablemente muy interesante en términos estratégicos más amplios, de intercambio
de recursos energéticos en general, este estudio es de interés más limitado en lo que respecta el
planteamiento de la interconexión eléctrica entre Panamá y Colombia.
La metodología seguida en ese estudio para el análisis de las interconexiones entre México,
Colombia, Venezuela y los países centroamericanos es semejante a la adoptada en el estudio
anterior de la interconexión centroamericana realizado por Monenco para la CEPAL en 1979, es
decir, centrada en torno de estos 3 escenarios principales: desarrollo aislado, operación
coordinada, planificación integrada.
El estudio del Grupo de los Tres analiza diferentes casos con muchos escenarios: un caso con
coordinación de la generación sin cambio de los planes de inversión y otro caso con planificación
integrada de los sistemas eléctricos interconectados. En el caso 1, concerniente a la interconexión
específica Panamá – Colombia, se estima el precio de una línea de 500 kV a 77 MUSD (1) (1994)
1
MUSD = millones de dólares estadounidenses
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y beneficios insuficientes para justificar la línea (2). En el caso 2, con planificación integrada, el
beneficio resultante es suficiente para compensar la incertidumbre sobre el costo de la línea. El
estudio fue realizado en un contexto tradicional y de planificación centralizada, no siendo tan
fácilmente aplicable a la situación que actualmente se encuentra en Colombia y Panamá: el análisis
y la conclusión resultante del caso 2 tienen ahora un interés meramente teórico. Resultados del
estudio, sobre la capacidad máxima de la interconexión Panamá – Colombia, ya en el año 2010, en
un escenario de planificación integrada, entre 1243 MW y 1400 MW, suenan hoy día demasiado
optimistas.
Lastimosamente, el estudio del Grupo de los Tres puso demasiada confianza en la implantación de
grandes proyectos de interés regional, tanto en generación (como las centrales hidroeléctricas de
Patuca II en Honduras y Boruca en Costa Rica) como en transmisión (como el antiguo proyecto
SIPAC (3) en 500 kV y otras interconexiones regionales a 500 kV), lo que compromete la
actualidad de los resultados del estudio.
Sin embargo, hay que darle crédito al estudio del Grupo de los Tres por observaciones como la
del párrafo 5.1.3 del informe, que dice al propósito de la interconexión Panamá – Colombia: “El
caso de la interconexión entre Panamá y Colombia es más complejo debido a la incertidumbre
sobre el costo exacto que tendría la realización de un enlace entre Panamá y Colombia, a través de
regiones donde aún no existe una carretera.”
Las conclusiones de ese estudio dicen, con relación a la interconexión Panamá – Colombia, lo
siguiente: “La realización del enlace Panamá – Colombia no se puede justificar en el marco de una
política de intercambios que se limitaría a la coordinación de las operaciones de los sistemas sin
adaptar las inversiones” [pero sí] “la realización del enlace... se justificaría en el marco de una
planificación integrada del sistema que implica la adaptación de las capacidades instaladas del
sistema a la modificación de las formas de las curvas de carga.”
Quizás una de las principales y muy actuales recomendaciones del estudio del Grupo de los Tres
sea ésta: “Se recomienda... determinar el costo exacto de la realización de la línea entre Panamá y
Colombia y estudiar la posibilidad de una realización conjunta de la carretera Transamericana y de
la línea [,] que podría reducir el costo de realización de la misma [línea]”. Es decir, el estudio
reconoce que uno de los mayores obstáculos a la implantación de la interconexión eléctrica
Panamá – Colombia es la ausencia del tramo correspondiente de la Carretera Panamericana.
2.3
ESTUDIOS DE ISA
La empresa colombiana Interconexión Eléctrica S.A. (ISA) colaboró con Ing. Andrés Mejía
Rendón en la realización de su trabajo de grado, requisito parcial para optar al título de Ingeniero
Eléctrico, presentado a la Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, de la Universidad
Pontificia Bolivariana, Medellín, Colombia, en agosto de 1998. Este trabajo de grado fue titulado
“Estudio de Prefactibilidad para la Interconexión Eléctrica entre Colombia y Panamá”.
2
3
aunque no se hayan encontrado detalles sobre las extremidades de la línea ni su longitud total
antiguo nombre del actual proyecto SIEPAC: Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de
América Central
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2-2
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El estudio de ISA presenta un análisis muy oportuno y realista del marco global del eventual
proyecto de la interconexión eléctrica Panamá – Colombia, enfocando los aspectos eléctrico,
ambiental (incluso consideraciones estratégicas) y financiero. No incluye estudios energéticos de
mercado, pero sí examinó la viabilidad comercial del emprendimiento con base en la diferencia de
costos marginales promedio en Panamá (del orden de 7 centavos [¢] de dólar estadounidense
[USD] por kilovatio-hora [kWh]) y Colombia (como 3 ¢/kWh) y proyecciones de la demanda
panameña de energía eléctrica.
Las conclusiones técnicas y financieras del estudio apuntan a la factibilidad técnica y financiera del
proyecto, con un costo total de 5,3 a 5,4 ¢/kWh para la energía transmitida de Colombia hasta
Bayano en Panamá, lo que hace competitiva la importación de energía eléctrica colombiana.
Por otro lado, el análisis ambiental del estudio patrocinado por ISA subraya que “la posibilidad
ambiental del proyecto de interconexión reviste un alto grado de criticidad ambiental, llegando
casi a cuestionar en la actualidad... su viabilidad por la función geopolítica del área, por
multiplicidad de intereses políticos, económicos y sociales en pugna que desbordan el análisis y
que tienen incidencia directa en el área, independientemente de los factores ambientales que aquí
se esbozan. Dependiendo del desenvolvimiento y la resolución de conflictos en el área y de
desarrollos infraestructurales técnicos y tecnológicos posteriores, es posible que tenga una mejor
viabilidad ambiental en el mediano y largo plazo.”
El estudio en cuestión buscó determinar, en una fase de prefactibilidad, la posibilidad de impulsar
una interconexión eléctrica entre Panamá y Colombia, en seguimiento a los esfuerzos binacionales
y regionales que se han verificado entre los países de Centroamérica, como la creación del
Mercado Eléctrico Regional (MER) y el Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de
América Central (SIEPAC); entre México, Colombia y Venezuela (Grupo de los Tres); y la
posibilidad de traer energía eléctrica de Colombia [y quizás de Venezuela a través de Colombia] a
Panamá y a los otros países del Istmo Centroamericano.
Posterior al estudio de prefactibilidad del Ing. Andrés Mejía, ISA emitió unos términos de
referencia bajo el título “Estudio de Factibilidad de la Interconexión Eléctrica entre Panamá y
Colombia”, documento STE-211-373 del 26 de marzo de 2001. Sin embargo, éste tiene todavía
el aspecto de un documento de trabajo a ser incorporado oportunamente a un eventual llamado a
licitación patrocinado por ambas empresas, ISA y ETESA.
Finalmente, este Consultor ha sido informado de otros documentos de trabajo emitidos por ISA
para las más recientes discusiones mantenidas con ETESA, pero el Consultor no puede en el
momento manifestarse sobre esos otros documentos – que supuestamente avanzarían más detalles
sobre la posible alternativa incluyendo cruce subacuático (véase la 3ª opción del trazado, en el
numeral 4.4 de este informe) – a razón de no haber recibido copia de dichos documentos.
A continuación se discuten los puntos que han sido considerados los más relevantes del trabajo de
grado de Ing. Andrés Mejía, de prefactibilidad de la interconexión, que será referido como
“estudio de ISA”.
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2-3
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2.3.1 Análisis eléctrico
El análisis eléctrico del estudio de ISA verificó la factibilidad operacional de diversas alternativas
de interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá, que cumplieran con los criterios requeridos
por el Código de Planeamiento colombiano:
•
•
•
de calidad: rangos permisibles de tensión en las barras, generalmente adoptados en el
estudio como de ±10% en 230 kV y ±5% en 500 kV, pero máximo de 15% de
sobretensión por efecto Ferranti a la energización de la línea y sincronización de sistemas;
de confiabilidad: criterio determinístico N-1 en régimen permanente, que es legalmente
aceptable en vez del método probabilístico del “valor esperado de racionamiento de
potencia”; y
de seguridad: estabilidad ante falla trifásica en 230 kV, o monofásica a tierra en 500 kV,
eliminada mediante operación normal de la protección principal, bajo limitaciones
observadas a los valores de tensión, frecuencia y sobrecargas.
Mediante el uso del paquete computacional DIgSilent, se realizaron estudios en régimen
permanente (flujos de carga de casos base, contingencias y efecto Ferranti para fines de
sincronización de ambos sistemas con el cierre de la interconexión; y cortoscicuitos máximos y
mínimos) y en régimen transitorio (estabilidad transitoria con modelación de los elementos
dinámicos – reguladores de tensión y velocidad – de las máquinas de Colombia, designada en el
estudio como “estabilidad dinámica”).
El estudio consideró 4 opciones principales para la eventual interconexión Panamá – Colombia,
cada opción subdividida en varias alternativas, como se indica a continuación:
•
Opción 1:
§
Alternativa 1.1:
§
Alternativa 1.2:
§
Alternativa 1.3:
§
Alternativa 1.4:
línea en simple terna sin subestación intermedia
Cerromatoso – Bayano 230 kV, 505 km
Cerromatoso – Bayano 500 kV, 505 km, con reactores inductivos
Urrá – Bayano 230 kV, 421 km
Urabá – Bayano 230 kV, 372 km
•
Opción 2:
§
Alternativa 2.1:
§
Alternativa 2.2:
§
Alternativa 2.3:
§
Alternativa 2.4:
línea en simple terna con subestación intermedia en Yaviza, Panamá
Cerromatoso – Yaviza – Bayano, 230 kV, 505 km
Cerromatoso – Yaviza – Bayano 500 kV, 505 km, reactores inductivos
Urrá – Yaviza – Bayano 230 kV, 421 km
Urabá – Yaviza – Bayano 230 kV, 372 km
•
Opción 3:
línea en doble terna sin subestación intermedia
§
Alternativa 3.1: Urabá – Bayano 230 kV, 372 km, 2 x 30 Mvar en Bayano
§
Alternativa 3.2: Urabá – Bayano 230 kV, 372 km, 2 x 30 Mvar, 50% compensación serie
•
Opción 4:
§
Alternativa 4.1:
§
Alternativa 4.2:
§
Alternativa 4.3:
línea en doble terna con subestación intermedia en Yaviza, Panamá
Urabá – Yaviza – Bayano 230 kV, 372 km
Urabá – Yaviza – Bayano 230 kV, 372 km, 1 x 60 Mvar en Yaviza
Urabá – Yaviza – Bayano 230 kV, 372 km, 4 x 25 Mvar en Yaviza
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Simulaciones de efecto Ferranti fueron hechas en las alternativas planteadas, para demandas
máxima y mínima, en los escenarios hidráulico y térmico en Panamá, con un escenario único de
despacho de las unidades generadoras en Colombia. En este análisis inicial fueron descartadas las
alternativas de 500 kV, que no cumplieron con el criterio limitante de sobretensión de
energización, así como las alternativas en 230 kV a partir de Cerromatoso y Urrá, quedando
apenas las alternativas en 230 kV a partir de Urabá (excepto las 1.4 y 4.1, que tampoco
cumplieron con el criterio).
Tras este primer filtro, quedaron en liza apenas las alternativas 2.4, 3.1, 3.2, 4.2 y 4.3. Los
análisis de estabilidad transitoria ante una falla cercana a la interconexión eliminaron las 3
primeras de estas alternativas, quedando entonces solamente las alternativas 4.2 y 4.3. Ambas
alternativas 4.2 y 4.3 soportan la transferencia de potencia de hasta 150 MW de Colombia a
Panamá en condiciones de demanda máxima, y 100 MW en condiciones de demanda media o
mínima.
Los análisis de estabilidad transitoria mostraron la necesidad de la segunda terna de la
interconexión desde Urabá en Colombia, así como de los 49 km de refuerzo a 230 kV entre Urrá
y Urabá que completarán el segundo circuito entre Urabá y Cerromatoso.
En régimen permanente, los análisis de flujo de carga del caso base y contingencias sobre las
alternativas 4.2 y 4.3 confirmaron que ambas son técnicamente satisfactorias por el cumplimiento
de los criterios adoptados. Asimismo, los análisis de cortocircuito de esas alternativas 4.2 y 4.3
mostraron que los niveles máximos de cortocircuito se verificarían en Cerromatoso, y serían del
orden de 11 a 12 kA para fallas trifásica y monofásica respectivamente.
De los análisis eléctricos se retienen ambas alternativas como técnicamente viables, de una línea
en doble terna con subestación intermedia en Yaviza, Panamá:
§
Alternativa 4.2: Urabá – Yaviza – Bayano 230 kV, 372 km, 1 x 60 Mvar en Yaviza
§
Alternativa 4.3: Urabá – Yaviza – Bayano 230 kV, 372 km, 4 x 25 Mvar en Yaviza
2.3.2 Análisis ambiental
El análisis ambiental del estudio de ISA tuvo como objetivo evaluar la viabilidad ambiental de la
interconexión Panamá – Colombia en términos de las restricciones y los niveles de criticidad y
complejidad ambiental que pueda presentar, buscando sobre todo evaluar los impactos de alto
nivel de criticidad o complejidad ambiental de dicha interconexión.
El estudio aplicó la metodología del modelo analítico por dimensiones para lograr la integración
en el análisis de las diversas temáticas y componentes ambientales., observando simultáneamente
las restricciones y los grados de criticidad ambiental en el área geográfica de referencia de
implantación del proyecto.
Parámetros de restricción y de criticidad ambiental fueron considerados para el análisis ambiental
en las dimensiones física (componentes geoesférico, hidrológico y climático), biótica
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2-5
2001-11-27
(ecosistemas), económica (estructura productiva), cultural (demográfico, étnico-cultural y
patrimonio cultural) y política (conflicto armado y organización-movilización social).
En el área de referencia del proyecto se encuentran diversas zonas protegidas con reglamentación
internacional y nacional vigentes, entre las cuales se menciona el Parque Nacional Darién (PND)
en Panamá, catalogado por la UNESCO como patrimonio natural de la humanidad y luego
declarado reserva de la biosfera y del hombre; sin embargo, se recuerda que apenas el área
núcleo de las reservas de la biosfera requieren protección legal.
Algunas interrogantes quedan de la lectura del estudio de prefactibilidad, como las siguientes:
a)
En la definición del área del estudio ambiental, por qué dice tener como punto de
partida “Apartado” [que aparece en otros sitios del texto, y en el mapa, como
“Apartadó”] en vez de “Urabá” como denominado en el análisis eléctrico? Se
supondrá que esos puntos estén prácticamente en la misma ubicación.
b)
Hay que recordar que el análisis ambiental de ese estudio cubre apenas el tramo
Apartadó (Urabá) - Yaviza, quedando por analizar el tramo de 192 km en territorio
panameño entre Yaviza y Bayano, aunque este tramo deba supuestamente ser menos
difícil, gracias a la existencia de la carretera Panamericana desde la ciudad de Panamá
hasta Yaviza.
c)
El planteamiento de un eventual cable submarino para atravesar el Golfo de Urabá,
evitando los 50 kilómetros de pantanos y humedales del río Atrato, podría ameritar
una investigación más profunda, aunque sea también una opción forzosamente
costosa.
d)
Antes de dispender esfuerzos a investigar la opción de cable submarino o subacuático
a fin de evitar pantanos y zonas sensibles, habrá que buscar rutas alternativas como
quizás a lo largo del divisor de aguas, a media altura de las montañas si hubiere.
e)
Habrá que cuantificar el costo equivalente de las medidas de prevención y mitigación
ambiental, bien como el costo adicional de operación y mantenimiento de la línea en
función de las dificultades físicas y humanas de acceso, incluso el impacto de las
acciones eventuales de vandalismo de las instalaciones por parte de los grupos
armados (sobre todo colombianos) que controlan estas áreas y a quienes podrá
desplacer la penetración de terceros en su área de influencia.
En el capítulo 5 de este informe se presentan mayores consideraciones ambientales.
2.3.3 Análisis financiero
Aunque los detalles de costos unitarios para la construcción de líneas y subestaciones no hayan
sido presentados en el volumen disponible del informe de ISA (tomo I), los costos totales
estimados para las inversiones parecen compararse bien con algunos costos típicos recientemente
recomendados en el marco del proyecto PREEICA para cálculos de bases tarifarias en
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
2-6
2001-11-27
Centroamérica (como 120 kUSD/km (4) de línea simple terna en 230 kV, 190 kUSD/km de línea
doble terna en 230 kV, 900 kUSD/celda de 230 kV en subestación).
El análisis financiero del estudio de prefactibilidad verificó la viabilidad financiera y la viabilidad
comercial del proyecto – aparentemente de conformidad con los procedimientos colombianos
habituales, vigentes en 1998 – y concluyó por viabilidad del proyecto (véase el capítulo 7 para
mayores detalles y discusiones).
Sin embargo, queda por aclarar si los costos estimados serán suficientes para cubrir las
dificultades adicionales representadas por ese proyecto en particular, así como reverificar la
competitividad de la interconexión eléctrica con relación a la producción de energía en Panamá (o
en otros países del Istmo) a partir de combustibles fósiles o de otras fuentes energéticas.
2.3.4 Conclusiones y recomendaciones del estudio de ISA
El estudio de ISA concluye por la viabilidad de la interconexión eléctrica entre Colombia y
Panamá siempre que el intercambio mínimo sea de unos 700 GWh anuales (correspondiente al
53,3% de utilización promedio de una potencia máxima de 150 MW) para lograr la rentabilidad
financiera.
Ese estudio recomienda la interconexión en línea de 230 kV a doble terna entre Urabá y Bayano,
con una subestación intermedia en Yaviza (donde se debería instalarse un reactor inductivo de
60 Mvar), completada por el refuerzo de un segundo circuito de 230 kV entre Urrá y Urabá. Sin
embargo, el estudio recomienda la realización de un estudio más profundizado y más actualizado,
sobre todo de los aspectos ambientales, regulatorios y financieros.
2.3.5 Comentarios finales al estudio de ISA
Independientemente de cualquier crítica o deficiencia que se le pueda indicar, el estudio de
prefactibilidad de la interconexión Panamá – Colombia de Ing. Andrés Mejía Rendón es un
documento serio y muy útil para el examen inicial de la factibilidad de ese proyecto.
La configuración que parecería ser la más interesante y más flexible es la alternativa 4.3: línea
doble terna en 230 kV, entre Urabá y Bayano, con una subestación intermedia en Yaviza,
provista de 25 Mvar de reactor inductivo en cada celda de circuito de línea.
Las interrogantes levantadas deberán ser aclaradas por el eventual estudio de factibilidad del
proyecto, cuyos términos de referencia constan del Documento STE-2110-373 de ISA.
Adicionalmente deberán ser investigados los efectos de la eventual interconexión eléctrica Panamá
– Colombia en el comportamiento transitorio y dinámico del sistema interconectado, teniendo en
cuenta que pondría en sincronismo los países centroamericanos con: por un lado, Colombia y
Venezuela, y poco a poco toda Sudamérica; y por otro lado, quizás México y más tarde gran
parte de Norteamérica.
4
kUSD = miles de dólares estadounidenses
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2-7
2001-11-27
3.
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POTENCIAL DEL MERCADO
2001-11-27
3.
POTENCIAL DEL MERCADO
3.1
OFERTA EN COLOMBIA
La capacidad instalada en Colombia cuenta con más de 12 000 MW, de los cuales
aproximadamente 2/3 son de origen hidroeléctrico y el remanente, térmico. Las principales
empresas generadoras de Colombia son: EMGESA (hidrotérmica), EEPPM (hidrotérmica),
ISAGEN (hidrotérmica), CHIVOR (hidroeléctrica), EPSA (hidrotérmica), BETANIA
(hidroeléctrica) y CORELCA (térmica) 5. Las empresas manejadas por el sector privado tienen el
60% de la generación, el restante es propiedad pública. El Cuadro 3.1.1 a continuación, indica la
capacidad de generación de electricidad por empresa para 2000.
Cuadro 3.1.1: Composición del sector de generación en Colombia (en 2000)
Empresa
CEDELCA
CEDENAR
CHB
CHEC
CHIDRAL
CHIVOR
CORELCA
EBSA
EEPPM
ELECTROLIMA
EMCALI
EMGESA
EPSA
ESSA
FLORES
ISAGEN
MERILELÉCTRICA
PROELÉCTRICA
SOCHAGOTÁ
TEBSA
TERMOCARTAGENA
TERMODORADA
TERMOVALLE
TASAJERO
TERMOCANDELARIA
URRÁ
TOTAL
Total
(MW)
33
29
540
221
103
750
302
164
2 013
53
233
2 495
772
169
399
1 449
154
90
152
877
179
50
210
153
300
340
12 237
Hidráulico
(MW)
33
29
540
221
103
750
1 713
53
2 275
772
18
1 410
340
8 257
Térmico
(MW)
302
164
300
233
220
151
399
39
154
90
152
877
179
50
210
153
300
3 973
Básicamente, hay 5 ó 6 grandes participantes: EMGESA y CHB tienen los mismos accionistas y
EEPPM incluye ECOPETROL. La capacidad hidroeléctrica representa el 67% de la capacidad
total instalada.
5 Gerencia CND, ISA, Seguimiento al Plan de Expansión - UPME, julio de 2000
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
3-1
2001-11-27
La generación total en el 2000 fue de 42 460 GWh. En el 2001, la capacidad neta efectiva era de
13 049 MW: 8369 MW de origen hidráulico y 4410 MW de origen térmico, 205 MW menores y
64 MW cogeneradores. La capacidad térmica promedio a julio de 2001 se incrementó en un
4,2% con respecto a diciembre de 2000, a causa de la reconversión de tecnología de ciclo simple
a ciclo combinado de TermoSierra, mientras que la capacidad hidráulica promedio creció en
4,89% con la entrada de las unidades 1, 2 y 3 de Porce II. El proyecto hidroeléctrico Miel I, de
375 MW, estará en operación en el 2002.
Durante los años secos, la capacidad térmica puede ser totalmente despachada, y los precios spot
pueden ser extremadamente altos. Durante los años lluviosos, lo opuesto es cierto: los precios
spot tienden a ser extremadamente bajos (ver la sección siguiente). Dos eventos climáticos
afectan regularmente a Colombia: El Niño (ENSO) y La Niña. ENSO causa un verano
prolongado y severa sequía, mientras que La Niña causa un incremento en las precipitaciones.
Una evaluación de los eventos ENSO indica que su recurrencia tiene un período de 3 a 8 años. El
período promedio entre eventos es aproximadamente 5 años. Los eventos de La Niña son más
aleatorios. Dependiente de los niveles de precipitación o caudales, la generación de energía
(expresada en GWh/mes) en un período de un mes, puede variar de 650 a 5700 GWh.
3.2
DEMANDA EN COLOMBIA
El sistema colombiano se caracteriza por una estabilidad relativa en el perfil de la demanda
durante muchos meses y estaciones. En un año típico, los valores de máxima demanda mensual
del sistema generalmente se encuentran dentro de un rango de ±5%. En una base diaria, la
demanda máxima se ubica, típicamente, al inicio de la noche. El clima colombiano no requiere de
una gran cantidad de calefacción ni de aire acondicionado.
La demanda de energía eléctrica durante 1999 presentó la tasa anual de crecimiento más baja de la
historia, finalizando con un valor de -4,3% con respecto a la cifra equivalente (basada en
generaciones netas) de 1998. Este descenso en el consumo de energía es un claro reflejo de la
crisis económica del país. Además de los problemas económicos, la fuerte caída en las ventas
también fue causada por la entrada de gases combustibles en sustitución de la energía eléctrica.
En el año 2000 se evidenció una recuperación en el crecimiento de la demanda, que fue de 1,5%,
resultado superior a los presentados en 1999 (-4,9%) y 1998 (0,2%), debido principalmente al
proceso de reactivación de la industria. Sin embargo, los niveles de consumo de energía
observados en 2000 están aún por debajo, en un 3,3% y 3,6% respectivamente, de los valores
medios de consumo presentados en 1997 y 1998. La demanda total en 1999 fue de 41 835 GWh,
mientras que en el 2000 alcanzó los 42 460 GWh. La demanda máxima del sistema fue de
7500 MW en 1999. El Anexo C presenta la demanda eléctrica anual colombiana desde 1997.
Colombia está actualmente interconectada con Venezuela y Ecuador, aunque los niveles de
transacción permanezcan moderados: en el 2000, las importaciones fueron de aproximadamente
65 GWh y las exportaciones, de 30 GWh; durante los primeros 6 meses de 2001, las
exportaciones fueron de 93 GWh, lo que representa no más del 0,5% de la demanda del sistema.
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3-2
2001-11-27
El Cuadro 3.2.1 presenta las proyecciones de UPME para 2001 – 2010 (6). Entre el 2001 y el
2005, se prevé que la demanda de energía crezca a una tasa de 3,0 a 4,2% al año, mientras que
del 2005 al 2010 la tasa media de incremento sea de 5,3% p.a. Se prevé que la demanda máxima
de potencia crecerá a una tasa de 3,7 a 5,0% p.a. hasta el 2010.
Cuadro 3.2.1: Proyección de la demanda 2000 – 2010
Demanda de energía,
Demanda máxima
Año
escenario medio
colombiana,
(GWh)
escenario medio
(MW)
2000
42 462
7 712
2001
43 715
7 924
2002
45 399
8 218
2003
47 401
8 573
2004
49 446
8 934
2005
51 520
9 295
2006
54 258
9 760
2007
57 144
10 239
2008
60 182
10 736
2009
63 382
11 257
2010
66 749
11 810
Se espera que la demanda de energía eléctrica esté ubicada entre los 49 y 55 TWh/año para el año
2005, y entre los 60 y 74 TWh/año en el 2010.
En marzo del 2001, UPME se realizó un gran estudio de las necesidades totales de energía para el
período del 2000 al 2020 (7). El Cuadro 3.2.2 presenta las ventas de energía eléctrica para el
escenario base en ese período (excluyendo pérdidas de energía).
Cuadro 3.2.2 Ventas de Energía Eléctrica 2000 – 2020 (Escenario Base)
Año \ Sector:
Industrial
Residencial
Comercial Alumbr. y ofic. Total (GWh)
2000
9 437
15 118
4 547
3 169
32 271
2005
14 480
15 857
5 966
3 594
39 897
2010
17 883
19 734
7 916
4 069
49 603
2015
20 576
25 123
10 494
4 591
60 784
2020
23 433
32 085
13 912
5 180
74 610
Como se observa en los Cuadros 3.2.1 y 3.2.2, las ventas son significativamente inferiores a las
demandas, porque a pesar de los esfuerzos regulatorios y de control, no se ha logrado una
disminución en las grandes pérdidas del sistema, las cuales continúan por encima del 20% de la
6
7
UPME, Escenarios de Proyección de la Demanda de Energía Eléctrica, enero de 2001
UPME, Energía en Colombia 2000 – 2020, Bogotá, marzo de 2001
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
3-3
2001-11-27
demanda total; peor aún, presentan crecimiento en algunos años. Aun cuando se ha observado
una disminución de la demanda, las pérdidas han presentado incrementos, lo que se explica por el
aumento de los consumos no facturados, producto de la disminución de los ingresos de los
consumidores y del desempleo.
3.3
PLAN DE EXPANSIÓN EN COLOMBIA
La capacidad instalada en el 2000 era de 12 237 MW, distribuidos en 68% de hidroeléctricos,
26% de térmicos a gas natural y 6% de térmicos a carbón. La capacidad de generación instalada
puede variar para el año 2004 entre 13 344 y 13 864 MW (incremento de 1000 a 1500 MW, de
los cuales 805 MW deberán ser de origen hidráulico y de 279 a 800 MW, de turbinas de gas) 8.
En el corto plazo, se encontró que la confiabilidad en la generación de electricidad no se vería
afectada por la posible ocurrencia de un fenómeno de sequía prolongada durante el período
2001 – 2003.
En el Plan de Expansión de Referencia 2000 – 2015 fueron considerados diferentes escenarios de
evolución para los recursos energéticos disponibles para la producción de electricidad en corto
plazo (2001-2004) y en el largo plazo 2005 al 2015 (9). El análisis de largo plazo se dividió
también en 2 fases: una que comprende el período 2005 – 2010 y otra que va del año 2011 al
2015. Hipótesis adoptadas para fundamentar las estrategias:
Ø Se ha considerado que antes del 2010 la inversión privada en el desarrollo de este tipo de
proyectos es de baja probabilidad, debido a los riesgos relacionados con el tipo de
financiación, con la consecución de contratos de venta de energía eléctrica en el largo plazo, la
obtención de la licencia ambiental, y debido a factores inherentes a la actual situación del país.
Ø Se estima que alrededor de 500 a 1000 MW podrían ser repotenciados en un primer programa
(costos de inversión que oscilan entre 200 y 800 USD/kW).
Ø Liberación de los precios del gas a partir de 2005.
Ø Éxito de nuevos hallazgos de gas natural y condensados.
Ø Instalación de plantas de carbón dependiendo de instalación de plantas más eficientes.
Con base en las hipótesis adoptadas, 4 estrategias fueron planteadas para el periodo 2005 – 2010,
como se observa en el Cuadro 3.3.3:
8
9
UPME, Plan de Expansión de Referencia 2000 – 2015
ídem
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
3-4
2001-11-27
Cuadro 3.3.3: Capacidad requerida en el período 2005 – 2010 (escenario medio, MW)
AÑO
Estrategia 1
(LP1)
H
G
C
2005
2006
2007
276
2008
150
2009
300
2010
450
Subtotal
276
900
TOTAL
1176
H: hidráulico; G: gas; C: carbón
Estrategia 2
(LP2)
H
G
C
276
520
520
276
1546
150
300
300
750
Estrategia 3
(LP3)
H
G
C
276
271
543
Estrategia 4
(LP4)
H
G
150
350
600
133
1223
1223
520
520 1100
1620
En la estrategia 1 se considera que las reservas de gas natural son aumentadas por las reservas no
probadas de La Guajira y Casanaré, por lo que se estima que el precio del gas a boca de pozo
sería de alrededor de los 3,00 USD/MBTU hacia el año 2015.
En la estrategia 2 se consideran las mismas hipótesis adoptadas en la estrategia 1. No obstante, se
tiene en cuenta que con la posible construcción de un proyecto hidráulico de multipropósito y la
repotenciación de algunas centrales hidráulicas existentes, se podría contra con 520 MW
adicionales hacia finales del 2010.
En la estrategia 3 se considera que las reservas de gas natural son aumentadas por nuevos
descubrimientos de gas natural; se estima que el precio del gas a boca de pozo estaría alrededor
de 1,78 USD/MBTU al final del período de análisis, causando que toda la expansión se dé basada
en gas natural.
En la estrategia 4 se consideran las mismas hipótesis adoptadas en la estrategia 3, pero teniendo
en cuenta la construcción de un proyecto hidráulico de multipropósito y la repotenciación de
algunas de las centrales existentes.
De acuerdo con la capacidad instalada y la capacidad requerida en cada una de las estrategias, al
final del 2010 el sistema podría tener, aproximadamente, la capacidad siguiente:
LP1: 15 013 MW
LP2: 15 383 MW
LP3: 15 060 MW
LP4: 15 457 MW
En términos porcentuales, al final del 2010, el sistema tendría una participación hidráulica entre
61 y 64% del total instalado.
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3-5
2001-11-27
Para la obtención de las estrategias de expansión para el período 2011 – 2015 se consideraron,
además de las hipótesis adoptadas para la obtención de las estrategias 2005 – 2010, las siguientes:
Ø Disponibilidad de gas natural en estrecha relación con el desarrollo de la interconexión
gasífera en América Latina.
Ø Integración de mercados eléctricos causada por la interconexión eléctrica entre los diferentes
países de Centro y Sudamérica.
Ø Vinculación de nuevos inversionistas, motivada por mejor situación socioeconómica del país.
Ø Disponibilidad a precios competitivos de tecnologías para la generación térmica con bajo
impacto ambiental, especialmente con relación al uso del carbón.
Considerando las premisas anteriores, la capacidad adicional que el sistema podría requerir para
atender la demanda en el período entre 2011 y 2015 sería:
Ø Estrategia 1: 2200 MW, donde 1800 MW con base en gas y 400 MW con base en carbón;
Ø Estrategia 2: 2100 MW, donde 900 MW hidráulicos, 800 MW a gas natural y 400 MW con
base en carbón;
Ø Estrategia 3: 2100 MW, utilizando sólo unidades a gas;
Ø Estrategia 4: 2200 MW, donde 600 MW hidráulicos y 1600 MW con base en gas.
De acuerdo con la capacidad instalada y la requerida en cada una de las estrategias, el sistema al
final del 2015 podría tener aproximadamente la capacidad siguiente:
LP1: 17 213 MW
3.4
LP2: 17 483 MW
LP3: 17 160 MW
LP4: 17 657 MW
EL MERCADO COLOMBIANO Y SU EVOLUCIÓN DE PRECIOS
El Mercado Mayorista de Electricidad, que entró en funcionamiento el 20 de julio de 1995, está
definido como el "Conjunto de sistemas de intercambio de información entre generadores y
comercializadores de grandes bloques de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional,
para realizar contratos de energía a largo plazo y en bolsa sobre cantidades y precios definidos,
con sujeción al Reglamento de Operación y demás normas aplicables". El funcionamiento del
Mercado Mayorista de Electricidad está basado en la existencia de una bolsa de energía (“pool de
generadores”) donde se realizan intercambios comerciales definidos en el contexto de un mercado
“spot” con resolución horaria, y un operador central del Sistema Interconectado Nacional (Centro
Nacional de Despacho – CND).
Las compras de energía efectuadas por los comercializadores con destino a Usuarios Regulados,
mediante la suscripción de contratos bilaterales, se rigen por las disposiciones establecidas en la
Resolución CREG-020 de 1996, la cual establece reglas que garantizan la competencia en este
tipo de transacción. Las compras de energía efectuadas por comercializadores con destino a
Usuarios No Regulados, mediante la suscripción de contratos bilaterales, no están reguladas y se
negocian a precios y condiciones pactados libremente. Igual condición rige para compras entre
agentes generadores y entre agentes comercializadores, siempre y cuando en este último caso no
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3-6
2001-11-27
se infrinjan las disposiciones contenidas en la Resolución CREG-020 de 1996. No hay restricción
sobre el horizonte de tiempo que deben cubrir los contratos bilaterales. Es decisión de los agentes
comercializadores y generadores su grado de exposición en el mercado “spot”. No hay restricción
sobre la capacidad que un agente generador o comercializador puede comprometer en contratos
bilaterales: el respaldo de estos agentes para cubrir sus compromisos contractuales es la
adquisición de energía en el mercado “spot” o mediante cubrimiento de riesgo con otros agentes
del Mercado Mayorista.
Los generadores que participan en el Mercado Mayorista de Electricidad deben presentar ofertas
de precio en la bolsa de energía. Los precios a los cuales las empresas generadoras ofrecen diaria
y horariamente al Centro Nacional de Despacho (CND) su energía por planta o unidad de
generación deben reflejar los costos variables de generación que esperan incurrir, teniendo en
cuenta:
•
para plantas termoeléctricas: el costo incremental del combustible, el costo incremental
de administración, operación y mantenimiento, los costos de arranque y parada y la
eficiencia térmica de la planta.
•
para las centrales hidroeléctricas: los costos de oportunidad (valor de agua) de generar
en el momento de la oferta, teniendo en cuenta la operación económica a mediano y
largo plazo del sistema interconectado nacional.
Desde la introducción de un mercado spot en 1995, los precios han sido bastante volátiles
variando de 25 pesos/kWh (1,8 US¢/kWh) a más de 200 pesos/kWh (22 US¢/kWh). Los precios
spot se han elevado hasta 8 US¢/kWh en la estación seca de 1996 y hasta 11 US¢/kWh en la
estación seca de 1998 (enero-marzo). El Anexo D presenta los precios medios de Bolsa (en
pesos) desde 1995. Existe una correlación casi perfecta entre el nivel de agua en los embalses y
los precios spot, como se muestra en el gráfico en el Anexo E. A pesar de las grandes variaciones
en el precio spot desde 1995, el precio de los contratos ha sido bastante estable en un rango de 40
a 60 pesos/kWh (2,2 – 6 US¢/kWh). En el Anexo F se presentan los precios spot, los precios de
contrato y del mercado regulado (Mercado regulado – Mm). Finalmente, el Anexo G presenta
los precios ponderados para las transacciones en Bolsa y Contratos desde 1995.
El Cuadro 3.4.1 y la Figura 3.4.1 muestran la evolución de la tasa de cambio del peso
colombiano (COP) con respecto al dólar estadounidense (USD) de enero 1998 a agosto de 2001.
3.5
TENDENCIAS RECIENTES EN COLOMBIA Y PROYECCIONES
Los precios de Bolsa han tenido una tendencia creciente desde 1999, a la cual se suma un
incremento en su volatilidad. A partir de agosto del 2000, los precios de Bolsa superaron a los de
los contratos (hecho no registrado desde abril de 1998), contrastando, en gran medida, con la
situación presentada durante 1999, cuando estuvieron 11,7 pesos/kWh (0,7 US¢/kWh) por debajo
del precio medio de Contratos. Aunque ambas variables hayan presentado incrementos durante el
año 2000, los precios de Bolsa subieron 16,8 pesos/kWh (0,7 US¢/kWh) en promedio, mientras
que los de contratos subieron 4,7 pesos/kWh (0,2 US¢/kWh).
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
3-7
2001-11-27
El precio medio de Bolsa en febrero del 2001 se incrementó en un 21% con respecto a enero
2001, llegando a los 86,8 pesos/kWh (3,8 US¢/kWh). En marzo del 2001, los contratos a largo
plazo fueron negociados a aproximadamente 54 pesos/kWh (2,3 US¢/kWh). En marzo, el precio
spot fluctuó entre 51 y 94 pesos/kWh (2,2 a 4,1 US¢/kWh). Además de las variaciones
estacionales, todavía son normales amplias variaciones diarias en el precio spot.
Si la demanda permanece baja durante los próximos años, Colombia tiene suficientes reservas, y
los precios de contrato se mantendrán bajos. Los precios spot permanecerán volátiles,
especialmente en condiciones de sequía.
En el largo plazo (2005 – 2015), los precios podrían estar muy influenciados por el precio del
gas (10), dada la dificultad de traer nuevos grandes proyectos hidroeléctricos a un mercado
competitivo. El Plan de Expansión de Referencia 2001 – 2015 de la UPME calculó un Costo
Incremental Promedio de Largo Plazo (CIPLP) para 2 intervalos de tiempo: entre 2000 y 2010 y
entre 2005 y 2010. Para el cálculo se utilizaron los costos asociados a cada una de las estrategias
de expansión (véase Cuadro 3.2.3) y un escenario medio de proyección de demanda. Los costos
de inversión adoptados en la obtención del CIPLP fueron los siguientes:
•
•
•
•
unidades a gas de ciclo abierto, 400 USD/kW (un año de construcción)
unidades a gas de ciclo combinado, un rango entre 560 y 650 USD/kW (2 años de
construcción)
unidades térmicas a carbón, entre 1000 y 1150 USD/kW (3 años)
para las plantas hidroeléctricas, se emplearon promedios de los costos suministrados por
los promotores de los proyectos (7 años)
Para el período 2000 – 2010 se tomó como base una de las alternativas de corto plazo (11) en el
período 2000 – 2004, mientras que para el período 2005 – 2010 se tomaron las diferentes
estrategias de largo plazo del Cuadro 3.3.3.
10 En el Anexo 7 del Plan de Expansión 2001-2015 de la UPME, hay 4 escenarios para los precios
futuros del gas natural hasta 2015:
Ø 1º escenario (situación actual de reservas, sin nuevos descubrimientos, solamente se
incorporan las reservas probables): los precios van aumentando progresivamente y es así
que se espera que en el 2010 estén cercanos a los 2,00 USD/MBTU, llegando a cerca de los
3,00 USD/MBTU al final del horizonte de análisis.
Ø 2º escenario (situación actual de reservas y exploración exitosa): debido a una mayor oferta,
el escenario de precios que se tiene es de crecimiento moderado a partir del 2006, llegando a
cerca de los 1,40 USD/MBTU en el 2010 y de 1,80 USD/MBTU al final del horizonte del análisis.
Ø 3º escenario (situación actual de reservas e interconexión internacional): el escenario de
precios que se tiene es de crecimiento moderado a partir del 2006, llegando a cerca de los 1,40
USD/MBTU en el 2010 y de 2,00 USD/MBTU al final del horizonte de análisis.
Ø 4º escenario (situación actual e interconexión internacional y exploración exitosa): el
escenario de precios que se tiene es de crecimiento muy moderado a partir del 2006, llegando a
cerca de los 1,30 USD/MBTU en el 2010 y de 1,50 USD/MBTU al final del horizonte de análisis.
11
279 MW de turbinas de gas y 805 MW de origen hidráulico
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
3-8
2001-11-27
Para el cálculo del CIPLP del período 2005 – 2010 solamente se tuvieron en cuenta las estrategias
para el período 2005 – 2010:
•
La estrategia LP1 tiene como base plantas térmicas a carbón, cuyo alto costo de
instalación (1000 – 1150 USD/kW) causa un CIPLP elevado.
•
La estrategia LP2 se compone esencialmente de plantas de carbón e incorpora capacidad
hidráulica hacia el final del horizonte de análisis.
•
La estrategia LP3 se compone sólo de plantas térmicas a gas, que son las que tienen los
menores costos de inversión.
•
La estrategia LP4 se compone esencialmente de plantas térmicas a gas e incorpora
capacidad hidráulica hacia el final del horizonte de análisis.
El Cuadro 3.5.1, a continuación, presenta los resultados obtenidos para los costos incrementales
promedio de largo plazo (CIPLP) en Colombia durante los períodos de análisis 2000 – 2010 y
2005 – 2010 como anteriormente fue descrito.
Cuadro 3.5.1: Costos incrementales promedio de largo plazo (CIPLP) en Colombia
(USD/MWh)
Estrategia
Período 2000 – 2010
Período 2005 – 2010
LP1
40,80 – 42,04
35,55 – 38,17
LP2
42,40 – 44,07
40,37 – 43-95
LP3
39,22 – 40,28
33,13 – 35,06
LP4
36,90 – 41,21
35,63 – 37,45
3.6
COMPARACIÓN DE PRECIOS FUTUROS EN PANAMÁ Y COLOMBIA
Teniendo en cuenta los requisitos del largo procedimiento de evaluación de impacto ambiental,
obtención de permisos y terrenos, más un plazo mínimo de 4 años de construcción, el año más
temprano que podría ser razonablemente contemplado para la puesta en servicio de la eventual
interconexión eléctrica Panamá – Colombia parecería ser el año 2008.
El Cuadro 3.6.1 presenta los costos incrementales promedio de largo plazo (CIPLP) para
Panamá y Colombia proyectados para el período 2005 – 2010.
Cuadro 3.6.1 Costos incrementales promedio de largo plazo en Panamá y Colombia
(USD/MWh)
Período
Panamá
Colombia
2005 – 2010
44,35 – 71,60
33,13 – 43,95
Los cálculos de respaldo del Cuadro 3.6.1 para Panamá son presentados en los Cuadros 3.6.2 a
3.6.4, obtenidos a partir de estudios energéticos con simulaciones realizadas con el modelo
SUPER para 3 escenarios distintos: un escenario de expansión a mínimo costo incluyendo fuentes
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
3-9
2001-11-27
hidráulicas, gas natural, diesel y bunker; un escenario exclusivamente hidroeléctrico; y un
escenario basado exclusivamente en diesel y bunker.
Se observa, además, que en el caso de Panamá, las simulaciones energéticas adicionales sobre un
período más largo (2003 – 2016) llevaron a costos incrementales promedio apenas ligeramente
superiores, en el rango 45,03 – 73,63 USD/MWh.
Para fines del análisis financiero (véase el capítulo 7), queda incógnito el comportamiento de los
costos incrementales de energía después del año 2010, que es el año hasta donde se tiene
información de las proyecciones colombianas de costos. En función de la composición particular
de fuentes energéticas (hidráulica u otras fuentes renovables, gas natural, diesel, bunker, carbón
etc.) y de la evolución de los costos de los insumos respectivos, el costo incremental de la energía
eléctrica podrá sufrir incrementos, o decrementos, o mantenerse sensiblemente estable.
El período del análisis financiero del capítulo 7 es de 25 años a partir de la puesta en servicio de la
interconexión, evento supuesto ocurrir en 2008. Para los fines de estimación de los precios de la
energía eléctrica en Panamá y Colombia, se adoptaron los valores de costos incrementales
promedio (CIPLP) del Cuadro 3.6.1, disponibles hasta 2010; a partir del año 2010, esos mismos
precios fueron extrapolados mediante un incremento anual hipotético y arbitrario de 2% p.a. hasta
el año 2032, final del período del análisis financiero.
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
3-10
2001-11-27
Cuadro 3.4.1: Evolución de la tasa de cambio del peso colombiano
Año
Mes
1998
enero 1998
febrero
marzo
abril
mayo
junio
julio
agosto
septiembre
octubre
noviembre
diciembre
enero 1999
febrero
marzo
abril
mayo
junio
julio
agosto
septiembre
octubre
noviembre
diciembre
enero 2000
febrero
marzo
abril
mayo
junio
julio
agosto
septiembre
octubre
noviembre
diciembre
enero 2001
febrero
marzo
abril
mayo
junio
julio
agosto
1999
2000
2001
(8 meses)
Tasa de cambio (COP / USD)
al final del mes promedio anual
1344
1436
1344
1362
1364
1399
1366
1372
1443
1563
1570
1548
1553
1580
1769
1555
1531
1621
1661
1751
1818
1938
2012
1969
1919
1876
1976
2108
1949
1961
2008
2101
2155
2174
2217
2212
2137
2165
2237
2242
2296
2262
(8 meses)
2309
2342
2320
2299
2288
2304
Variación (%)
mensual
anual
0.0
1.4
0.1
2.5
-2.3
0.4
5.2
8.3
0.5
-1.4
0.3
1.7
23.2
-1.6
-1.5
5.8
2.5
5.4
3.8
6.6
3.8
-2.2
-2.5
-2.3
5.3
19.1
-1.4
0.6
2.4
4.6
2.6
0.9
2.0
-0.2
-3.4
1.3
3.4
0.2
8.9
0.9
(8 meses)
2.1
1.4
-0.9
-0.9
-0.5
0.7
Fuente: publicación "Foreign Exchange Quotations" del Royal Bank of Canada
Cua3-4-1.xls
2001-09-25
Cuadro3.6.2: Sistema eléctrico de Panamá, costo incremental de largo plazo (CILP)
Escenario Hidro+Gas natural
Año
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
VPN
3
Demanda 1
Energía
GWh
4882
5072
5284
5516
5781
6052
6363
6691
7036
7399
7780
8181
8602
9045
9511
Incremento
Demanda
GWh
0
190
212
232
265
271
311
328
345
363
381
401
421
443
466
------------->
832.67
CILP ------->
Inversión 2 Incremento
Anualizada Inversión
MUSD
MUSD
0.00
0.00
0.00
0.00
15.81
15.81
15.81
0.00
22.82
7.01
22.82
0.00
59.99
37.17
59.99
0.00
128.94
68.95
128.94
0.00
128.94
0.00
128.94
0.00
128.94
0.00
128.94
0.00
159.20
30.26
Costos 2
OyM
MUSD
91.78
106.35
96.51
101.00
96.71
119.24
77.81
84.04
76.20
96.20
91.09
123.37
125.09
147.49
132.59
45.66
44.35
USD/MWh
1. Demanda de energía a nivel de generación (predespachos rebajados)
2. Valores obtenidos de la tabla CILPTB.XLS proveniente del SUPER/PIN
3. Valores actualizados a enero del 2002
Incremento
OyM
MUSD
0.00
14.57
-9.84
4.49
-4.29
22.53
-41.43
6.23
-7.84
20.00
-5.11
32.28
1.72
22.40
-14.90
Costos 2
Déficit
MUSD
0.00
1.27
1.15
0.00
0.00
2.71
0.00
0.17
0.00
0.00
0.00
0.00
3.13
1.48
0.00
-8.08
período
2005
Incremento
Déficit
MUSD
0.00
1.27
-0.12
-1.15
0.00
2.71
-2.71
0.17
-0.17
0.00
0.00
0.00
3.13
-1.65
-1.48
-0.65
2010
Cuadro 3.6.3: Sistema eléctrico de Panamá, costo incremental de largo plazo (CILP)
Escenario Hidro
Año
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
VPN
3
Demanda 1
Energía
GWh
4882
5072
5284
5516
5781
6052
6363
6691
7036
7399
7780
8181
8602
9045
9511
------------->
Incremento Inversión 2 Incremento
Demanda Anualizada Inversión
GWh
MUSD
MUSD
0
0.00
0.00
190
0.00
0.00
212
18.65
18.65
232
18.65
0.00
265
18.65
0.00
271
25.11
6.46
311
122.91
97.80
328
132.08
9.17
345
149.65
17.57
363
161.73
12.08
381
170.77
9.04
401
170.77
0.00
421
182.07
11.30
443
216.00
33.93
466
223.72
7.72
832.67
CILP ------->
Costos 2
OyM
MUSD
92.10
106.12
98.00
100.95
116.57
132.23
49.85
43.32
65.53
71.38
78.24
119.18
126.30
151.35
170.15
57.55
51.71
USD/MWh
Incremento
OyM
MUSD
0.00
14.02
-8.12
2.95
15.62
15.66
-82.38
-6.53
22.21
5.85
6.86
40.94
7.12
25.05
18.80
Costos 2
Déficit
MUSD
0.00
2.00
0.00
0.00
0.00
0.81
0.13
0.00
0.64
0.00
0.68
0.00
8.68
36.60
0.00
-14.81
período
1. Demanda de energía a nivel de generación (predespachos rebajados)
2. Valores obtenidos de la tabla CILPTB.XLS proveniente del SUPER/PIN
3. Valores actualizados a enero del 2002
2005
Incremento
Déficit
MUSD
0.00
2.00
-2.00
0.00
0.00
0.81
-0.68
-0.13
0.64
-0.64
0.68
-0.68
8.68
27.92
-36.60
0.31
2010
Cuadro 3.6.4: Sistema eléctrico de Panamá, costo incremental de largo plazo (CILP)
Escenario Térmico
Año
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
VPN
3
Demanda 1
Energía
GWh
4882
5072
5284
5516
5781
6052
6363
6691
7036
7399
7780
8181
8602
9045
9511
Incremento
Demanda
GWh
0
190
212
232
265
271
311
328
345
363
381
401
421
443
466
------------->
832.67
CILP ------->
Inversión 2 Incremento
Anualizada Inversión
MUSD
MUSD
0.00
0.00
0.00
0.00
15.81
15.81
15.81
0.00
15.81
0.00
44.66
28.85
44.66
0.00
44.66
0.00
66.22
21.56
66.22
0.00
99.64
33.42
99.64
0.00
99.64
0.00
99.64
0.00
128.49
28.85
Costos 2
OyM
MUSD
91.90
106.46
96.64
102.24
110.92
126.22
148.83
140.87
169.38
193.35
202.58
248.74
259.01
275.05
299.65
22.39
71.60
USD/MWh
Incremento
OyM
MUSD
0.00
14.56
-9.82
5.60
8.68
15.30
22.61
-7.96
28.51
23.97
9.23
46.16
10.27
16.04
24.60
Costos 2
Déficit
MUSD
0.00
0.00
0.72
0.00
2.16
0.00
0.70
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
6.15
0.00
37.55
período
1. Demanda de energía a nivel de generación (predespachos rebajados)
2. Valores obtenidos de la tabla CILPTB.XLS proveniente del SUPER/PIN
3. Valores actualizados a enero del 2002
2005
Incremento
Déficit
MUSD
0.00
0.00
0.72
-0.72
2.16
-2.16
0.70
-0.70
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
6.15
-6.15
-0.33
2010
jul
io
m
ay
o
m
ar
zo
jul
se
io
pti
em
br
e
no
vie
m
br
e
en
er
o2
00
1
m
ay
o
m
ar
zo
jul
se
io
pti
em
br
e
no
vie
m
br
e
en
er
o2
00
0
m
ay
o
m
ar
zo
jul
se
io
pti
em
br
e
no
vie
m
br
e
en
er
o1
99
9
m
ay
o
m
ar
zo
en
er
o1
99
8
COP/USD
Figura 3.4.1: Tasa de cambio COP/USD, 1998 - 2001
2500
2000
1500
1000
500
0
4.
DIMENSIONAMIENTO FÍSICO DE LA INTERCONEXIÓN
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
2001-11-27
4.
DIMENSIONAMIENTO FÍSICO DE LA INTERCONEXIÓN
4.1
INTRODUCCIÓN
La motivación principal de una eventual interconexión entre Panamá y Colombia es la premisa de
que el costo de producción de la energía eléctrica en Colombia es inferior al costo de su
producción en Panamá, gracias a los importantes recursos hidroeléctricos colombianos, así como
los considerables recursos en combustibles fósiles (carbón mineral, gas natural, petróleo y
productos derivados) disponibles en Colombia y Venezuela. El plan de expansión de la
generación en Panamá ha mostrado que la importación de unos 100 MW de potencia desde
Colombia podría ser atractiva.
Aunque no haya complementaridad climático-hidrológica significativa entre Panamá y Colombia,
la energía transportada de Colombia a Panamá por una interconexión eléctrica podría mostrarse
eventualmente competitiva con la energía traída a la ciudad de Panamá desde la nueva central
hidroeléctrica de Changuinola a unos 400 km de distancia.
Por otro lado, hay que tener en cuenta el esperado desarrollo del Mercado Eléctrico Regional
(MER) en Centroamérica, con todas las bondades que es supuesto traer para los países de esta
región, incluso por supuesto a Panamá.
En el momento, las redes de transmisión de Panamá y Colombia no están interconectadas. Este
capítulo discutirá los resultados de un análisis preliminar para interconectarlas e importar
100 MW, eventualmente hasta 150 MW, a Panamá.
En la Figura 4.1.1 se presenta la disposición geográfica del sistema de transmisión de Panamá y
en la Figura 4.1.2, la de Colombia.
4.2
CONSIDERACIONES INICIALES DE DISEÑO
La carga eléctrica del sistema panameño está concentrada en la ciudad de Panamá. La tensión de
transmisión más alta que existe en Panamá es la de 230 kV. Inicialmente se planteó que la línea
de interconexión debería ser terminada en la ciudad de Panamá, aunque haya líneas de transmisión
conectando la central hidroeléctrica de Bayano a la capital del Panamá.
El estudio de prefactibilidad de la interconexión, de Ing. Andrés Mejía Rendón e ISA, consideró
terminar la interconexión en Bayano (cf. sección 2.3 del presente informe), aprovechando la
capacidad ociosa disponible en los 2 circuitos actualmente existentes entre Bayano y la ciudad de
Panamá. Estudios posteriores, más detallados, deberán verificar esa disponibilidad, y así verificar
la posibilidad de terminar la interconexión Panamá – Colombia en la subestación de Bayano.
Como punto de salida en Colombia, inicialmente se consideró que la subestación Cerromatoso
500-230 kV podría ser un candidato suficientemente robusto y adecuado para alimentar la línea
de interconexión. A su vez, el citado estudio de prefactibilidad de ISA planteó diversas
alternativas (cf. sección 2.3 de este informe) tomando como punto de partida las subestaciones de
Cerromatoso, Urrá o Urabá, y llegando a la conclusión de que Urabá sería la más interesante. Sin
c:\documents and settings\prycd\desktop\info3-3.doc
4-1
2001-11-27
embargo, se deberá confirmar la escogencia de Urabá en función de la confirmación del trazado
de la línea de transmisión.
El mapa de Panamá y Colombia en la Figura 4.2.1 muestra la región fronteriza entre esos dos
países, incluso el trazo proyectado para la Carretera Panamericana entre Yaviza / El Real (en
Panamá) y Guapá (en Colombia), a través del pantano de los ríos Atrato y Sucio. En la
Figura 4.2.2 se aprecian los detalles topográficos del territorio panameño en el área estudiada. En
la Figura 4.2.3 se ve el detalle del área estudiada entre Panamá y Colombia. Finalmente, en la
Figura 4.2.4 se muestran el estado actual de disponibilidad de la Carretera Panamericana, así
como la red panameña de vías de transporte (terrestre, marítimo y aéreo) en la región.
4.3
TENSIÓN Y NÚMERO DE CIRCUITOS
En vista del nivel de potencia planteado para la capacidad de la interconexión (100 a 150 MW) y
teniendo en cuenta las tensiones existentes en Panamá y Colombia en las extremidades de la
interconexión estudiada, la tensión de 230 kV, también retenida por el estudio de prefactibilidad
de ISA, sería adecuada.
Con respecto al número de circuitos, hay lugar para discusión. La aplicación de los criterios de
calidad, confiabilidad y seguridad del Código colombiano de Planeamiento, adoptados por ISA
(cf. estudio de prefactibilidad citado), apuntó la necesidad de 2 circuitos a ser construidos para la
interconexión. Ambos circuitos podrían estar dispuestos sobre las mismas torres en construcción
biterna, para economías de construcción.
No obstante, hay que tener en cuenta la vulnerabilidad de la línea a eventuales ataques de
terrorismo o sabotaje, conyugado a las dificultades de acceso para mantenimiento, lo que podría
seriamente reducir las ventajas de confiabilidad ofrecidas por el doble circuito.
Sin embargo, recordándose que un componente importante de los costos de construcción de esa
interconexión serán los elevados costos de construcción de las rutas de acceso (estimados en
cerca de 200 000 USD/km, con base en información informal obtenida en el Ministerio de Obras
Públicas – MOP – de Panamá), el costo adicional del segundo circuito en la misma línea se vuelve
relativamente pequeño.
Por lo tanto, en este estudio se considerará la interconexión como una línea de transmisión con 2
circuitos de 230 kV.
4.4
TRAZADO
El trazado de la línea de interconexión Panamá – Colombia está principalmente condicionado a:
•
la disponibilidad de caminos de acceso para construcción y posterior mantenimiento;
•
las dificultades físicas, incluso los 50 km de pantanos de río Atrato;
•
las criticidades ambientales, incluso en la zona costanera del golfo de Urabá;
•
las criticidades sociales, incluso seguridad precaria y riesgo de migraciones ilegales a lo
largo del corredor de la línea.
c:\documents and settings\prycd\desktop\info3-3.doc
4-2
2001-11-27
La disponibilidad de rutas o caminos de acceso para construcción (y posterior mantenimiento) de
una línea de transmisión es fundamental, sin lo que hay que adicionar el costo de apertura de rutas
transitables o lanzar mano de recursos alternativos también costosos, como el uso de helicópteros.
En el caso de la interconexión eléctrica Panamá – Colombia, idealmente, desde el inicio se debería
disponer de la Carretera Panamericana, que, sin duda, sería el camino de acceso mejor y más
confiable para la eventual línea de transmisión eléctrica.
Actualmente, la Carretera Panamericana en Panamá está pavimentada hasta el puente sobre el río
Bayano; el tramo Bayano – Canglón es transitable todo el año; el tramo Canglón – Yaviza sólo es
transitable en tiempo bueno o seco; la licitación para el mejoramiento (pavimento asfáltico) del
tramo Bayano – Agua Fría nº 1 ya fue adjudicada; el trazado de carretera Yaviza – Puerto Obaldía
aún no ha sido proyectado. La Panamericana es la mejor vía disponible en la provincia del Darién,
por lo que se recomendaría aprovecharla en tanto cuanto sea posible.
Por otro lado, hay inquietudes panameñas ante el riesgo de invasiones migratorias ilegales desde
Colombia a lo largo de una carretera Panamericana concluida, o a lo largo del corredor de la línea
de transmisión que facilitara el acceso a través de la frontera.
Reconociendo la inexistencia de ruta transitable entre Urabá / Apartadó en Colombia y Yaviza en
Panamá, y las serias dificultades de acceso y construcción en esa área, 3 opciones se presentan
para el trazado:
a)
bajar de Urabá / Apartadó acompañando la ruta local disponible hacia Chigorodó,
hasta encontrar el trazo de la Carretera Panamericana, y seguir por éste hasta Yaviza,
y de Yaviza hasta La Represa de Bayano, a lo largo de la Panamericana existente,
conforme se muestra en la Figura 4.4.1; en este caso, la subestación intermedia sería
ubicada en Yaviza o en sus cercanías, donde eventualmente también podría ser
instalado un transformador para alimentar esa área con energía eléctrica;
b)
bajar de Urabá / Apartadó acompañando las ruta de Chigorodó hasta la altura de
Carepa, voltear al oeste-noroeste hasta cruzar el río Atrato, luego acompañar la
serranía del Darién hasta cruzar la frontera en Zapzurro / Puerto Obaldía, para después
retomar la Panamericana entre Canglón y Santa Fe, prosiguiendo de allí hasta La
Represa de Bayano, como se muestra en la Figura 4.4.2; en este caso la subestación
intermedia podría ser ubicada en Puerto Obaldía, que se beneficia de facilidades de
acceso marítimo; eventualmente la instalación de un transformador en esta localidad
podría ser beneficiosa para el desarrollo socioeconómico y turístico de esta área;
c)
subir de Urabá / Apartadó por las rutas y caminos disponibles hasta un punto
conveniente para cruzar el golfo de Urabá por medio de cables submarinos, luego
llegar a Puerto Obaldía y proseguir como en la alternativa (b); ver la Figura 4.4.3.
Está claro que la opción (c) es la única que no presenta un corredor continuo que pudiera ser
utilizado por inmigrantes ilegales y grupos armados indeseables, pero es muy probable que sea la
más cara a razón de los cables subacuáticos para cruzar el golfo de Urabá.
c:\documents and settings\prycd\desktop\info3-3.doc
4-3
2001-11-27
Con base en la información disponible, la opción (b) de ruta presentaría impactos ambientales
significativos de 2 tipos. Primero, en Colombia, al atravesar la zona de la desembocadura del río
Atrato: área ambientalmente crítica debido a los suelos de tipo humedales, pantanos y ciénagas en
el cruce de la cuenca del Atrato, e impactos potenciales sobre la flora y fauna marina, si se
considera la alternativa de que la línea de transmisión pase el golfo de Urabá por un cable
submarino (como en la opción [c], aunque esta alternativa sea poco probable teniendo en cuenta
sus costos); después del Atrato hasta la frontera (Sapzurro), no parece que haya problemas.
Segundo, en Panamá, la zona costera es de cierta criticidad, aunque los impactos puedan
superarse con medidas compensatorias, puesto que ésta es una zona de actividad pesquera y
turística.
Aunque haya consideraciones ambientales significativas por la ruta costera (opciones [b] y [c]),
ésta es probablemente la de menos impactos ambientales, cuando se la compara con otras
alternativas, como por ejemplo por las zonas montañosas (Darién en Panamá y Katios en
Colombia, que son áreas protegidas por la legislación nacional y reglamentación internacional) o
por el corredor de la proyectada carretera Panamericana (áreas protegidas, problemas de
migraciones y conflicto armado en Colombia).
Sin embargo, se reconoce que atravesar el río Atrato, sea por tierra o por mar (Golfo de Urabá)
es un desafío financiero y ambiental sobre lo cual es difícil opinar sin más información, estudios y
consultas locales mucho más amplios.
Se debe agregar que la información disponible para este análisis es escasa y no está basada en una
visita en el terreno. Como se menciona en la parte de análisis ambiental del presente informe, lo
que se ha hecho en este estudio es un análisis inicial, más allá de qué se necesitarán estudios
ambientales detallados que incluyan una comparación de las alternativas planteadas.
Para efectos de estimación inicial de costos, se supondrá que el trazado siga las alternativas (a) o
(b), con una subestación intermedia a aproximadamente medio camino entre Urabá y Bayano, que
estaría ubicada en Yaviza o Puerto Obaldía, respectivamente. Por simplicidad, referiremos a esa
subestación intermedia generalmente como “Yaviza”.
El estudio de prefactibilidad de ISA tomó 372 km de longitud total entre Urabá y Bayano,
compuestos por 180 km entre Urabá y Yaviza, y 192 km entre Yaviza y Bayano. En este estudio,
teniendo en cuenta el grado de incertidumbre que todavía afecta la escogencia del trazado, se
supondrá más aproximada y simplemente una longitud total de 400 km entre Urabá y Bayano,
con 200 km Urabá y “Yaviza”, y 200 km entre “Yaviza” y Bayano.
4.5
CONFIGURACIÓN DE LÍNEA Y SUBESTACIONES
En vista de los altos costos indirectos (logística de establecimiento de campamentos de trabajo,
bases de operación etc., adquisición de terrenos y costos de servidumbre, costos de prevención y
mitigación ambientales, y, sobre todo, los altos costos de apertura de caminos de acceso en la
zona fronteriza entre Panamá y Colombia), más valdría la pena construir los 2 circuitos de una
línea de doble circuito de una sola vez. Esto incrementará la confiabilidad del enlace, a pesar de
c:\documents and settings\prycd\desktop\info3-3.doc
4-4
2001-11-27
las interrogantes levantadas al respecto de la vulnerabilidad potencial de la interconexión a las
acciones eventuales de sabotaje de los grupos armados que actualmente controlan la región.
Con base en líneas típicas de 230 kV en Centroamérica, se supone que la línea de interconexión
sería de configuración biterna “en bandera” (con un circuito dispuesto verticalmente de cada lado
de la torre), en torres metálicas autosoportadas, 2 subconductores “Flicker” (ACSR 273,1 mm2)
por fase, 2 cables de guarda de acero galvanizado (uno de los cuales podría contener una fibra
óptica para telecomunicaciones). Tal diseño de línea deberá comportarse bien para transportar la
potencia planteada sin presentar niveles excesivos de interferencia electromagnética o pérdidas
por corona. Los conductores, su configuración y el tipo de torre deberán de ser optimizados en
estudios posteriores más detallados, incluso teniendo en consideración el uso posible de postes de
hormigón, estructuras de madera tratada o estructuras metálicas atirantadas.
La subestación intermedia es necesaria para limitar las sobretensiones por efecto Ferranti por
ocasión de la energización o de disparos intempestivos, y eventualmente podrá contribuir al
desarrollo socioeconómico de la región si se decidiera de proveerla de un transformador. Para los
fines del momento, se supondrá la subestación intermedia en “Yaviza”, en configuración de
disyuntor-y-medio o de doble barra, con 4 celdas de línea y 4 celdas de reactores incluso los 4
reactores trifásicos de 25 Mvar cada uno. Las cantidades de compensación reactiva y sus modos
de conexión deberán ser revisadas en estudios posteriores, incluso verificaciones de la
compensación capacitiva que pueda ser necesaria en la ciudad de Panamá para importaciones de
100 MW ó más; del hecho que el colapso de tensión es una inquietud, habrá lugar de verificar las
necesidades eventuales de compensación dinámica de reactivos, si se decidiera de hacer el
proyecto de la interconexión eléctrica.
En el presente estudio sólo se verificó el comportamiento aislado de la interconexión, no se
realizaron simulaciones del comportamiento de los sistemas de potencia de Panamá y Colombia.
Sin embargo, se supone que las simulaciones realizadas en el estudio de prefactibilidad de ISA
hayan sido representativas. Según el estudio citado de prefactibilidad, la configuración supuesta,
basada en su alternativa 4.3, presenta un comportamiento eléctrico satisfactorio; en la
Figura 4.5.1 de este informe se presenta esa alternativa.
De conformidad con el estudio de prefactibilidad de ISA, sería igualmente necesario reforzar el
tramo Urrá – Urabá 230 kV en Colombia, mediante la construcción de aproximadamente 50 km
de línea de transmisión de 230 kV en simple terna, con las ampliaciones respectivas de una celda
de línea en la subestación Urrá y una celda de línea en Urabá (además de la ampliación ya
programada, sin costo para este proyecto, del refuerzo entre Cerromatoso y Urrá 230 kV).
4.6
COSTOS DE INVERSIÓN
Los costos de línea y subestaciones correspondientes a la alternativa 4.3 del estudio de
prefactibilidad de ISA (ver Figura 4.5.1) serán estimados a continuación, sin transformador en
Yaviza pero sí con 25 Mvar de reactores inductivos por cada celda de circuito de línea.
Los costos unitarios aplicables han sido objeto de mucha discusión y controversia, a razón de las
dificultades e incertidumbres mencionadas anteriormente, en las regiones inhóspitas de las
c:\documents and settings\prycd\desktop\info3-3.doc
4-5
2001-11-27
provincias del Darién y San Blas, en Panamá; y Antioquia y Chocó, en Colombia. Una
investigación reciente de costos de la Red de Transmisión Regional, para fines de revisión de
peajes de transmisión en Centroamérica, realizada por el proyecto PREEICA (Proyecto Regional
de Energía Eléctrica en el Istmo Centroamericano) recomendó la adopción de costos unitarios
típicos para la red de transmisión en Centroamérica incluso Panamá; en el Cuadro 4.6.1, al final
de este capítulo, se presentan estos costos unitarios recomendados. Al final del capítulo también
se presentan los resultados de otras investigaciones de costos para respaldo.
Con base en las investigaciones efectuadas, y teniendo en cuenta que los costos reales de
construcción estarán muy probablemente en el lado alto de los rangos usuales, se adoptaron los
costos unitarios siguientes, a título preliminar para los fines de este estudio:
•
•
•
•
•
•
•
•
línea de transmisión 230 kV, simple terna:
línea de transmisión 230 kV, doble terna:
costo de servidumbre de línea de transmisión:
construcción de vía transitable de 3,5 m de ancho:
mitigación ambiental (típicamente de 2 a 5%):
celda de línea (por circuito) en subestación 230 kV:
celda de reactor inductivo en subestación 230 kV:
reactor inductivo trifásico de 25 Mvar a 230 kV:
120 kUSD/km
190 kUSD/km
20 kUSD/km
200 kUSD/km
3% del costo de construcción
aproximadamente 900 kUSD
aproximadamente 600 kUSD
300 kUSD (a 12 kUSD/Mvar)
En el Cuadro 4.6.2 a continuación se presentan los costos de inversión:
Cuadro 4.6.2: Costos de inversión
Componente
50 km línea simple terna Urrá – Urabá
200 km línea doble terna Urabá – Yaviza
200 km línea doble terna Yaviza – Bayano
450 km de servidumbre de líneas de transmisión
200 km vía transitable para el tramo Urabá – Yaviza
Subtotal líneas antes de mitigación ambiental
Mitigación ambiental líneas
Subtotal líneas de transmisión
Ampliación subestación Urrá 230 kV con 1 celda de línea
Ampliación subestación Urabá 230 kV con 3 celdas de línea
S/E Yaviza 230 kV con 4 celdas de línea y 4 x 25 Mvar reactores
Costo de adquisición de terrenos para subestaciones
Ampliación subestación Bayano 230 kV con 2 celdas de línea
Subtotal subestaciones
Subtotal líneas más subestaciones
6,0
38,0
38,0
9,0
40,0
131,0
3,9
134,9
0,9
2,7
7,2
1,0
0,9
12,7
147,6
COSTO TOTAL ESTIMADO DE LA INTERCONEXIÓN
c:\documents and settings\prycd\desktop\info3-3.doc
Costo (en MUSD)
4-6
150
2001-11-27
El costo total estimado de la interconexión Panamá – Colombia, redondeado a la próxima decena
de millones, es de 150 millones de dólares estadounidenses.
Los Cuadros 4.6.1 y 4.6.3 al final del capítulo presentan algunas estimaciones de costos unitarios
verificadas como respaldo de este estudio.
Pese a que el costo de inversión del proyecto suena ya bastante elevado, cabe recordar, a partir de
lo mencionado en el numeral 4.2 de este informe, de que podría haber la necesidad adicional de
refuerzos en aproximadamente 100 km de línea de transmisión en 230 kV entre Bayano y
Panamá 2, teniéndose en cuenta que los nuevos desarrollos de centrales térmicas ubicadas en las
cercanías de Bayano podrán consumir ya rápidamente cualquier capacidad ociosa que pueda
existir actualmente en la línea doble terna Bayano – Panamá 1.
Por otro lado, es justo observar que el proyecto de la interconexión eléctrica está siendo bastante
penalizado por las incertidumbres de orden ambiental y por la inexistencia actual de carreteras o
caminos de acceso a la región, sobre todo en el tramo para atravesar el Tapón de Darién.
Por ende, si hubiere un interés estratégico de los gobiernos de Panamá y Colombia en el eventual
apoyo del proyecto de interconexión eléctrica entre sus países, los gobiernos podrán querer
contribuir a la reducción de las incertidumbres y dificultades ambientales, a través de apoyos tales
como los siguientes:
•
•
•
•
•
•
•
4.7
coordinar los ajustes que puedan ser necesarios a las regulaciones nacionales respectivas;
contribución a la realización del estudio de impacto ambiental;
incremento de la seguridad y control en el área;
mejoría de las condiciones sanitarias de la región;
apertura y mantenimiento de rutas de acceso;
posibilitar la conclusión eventual de la Carretera Panamericana en ese tramo;
o finalmente, participar directa o indirectamente en la realización del proyecto.
COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
El costo de operación y mantenimiento de la interconexión podrá ser estimado según valores
típicos para redes de transmisión centroamericanas, como un 2,5% p.a. (por año) aplicado al
costo total de la inversión. Este parámetro deberá ser suficiente para incluir el costo de
mantenimiento de la red de caminos de acceso, cuyo costo ha sido estimado en un 5 kUSD/km
(con base en información informal obtenida en el Ministerio de Obras Públicas de Panamá).
Aplicado al costo total estimado de 150 MUSD de inversión, resulta el costo de operación y
mantenimiento de 3,75 MUSD/año.
c:\documents and settings\prycd\desktop\info3-3.doc
4-7
2001-11-27
CUADRO 4.6.1: COSTOS RECOMENDADOS PARA REVISIÓN DE PEAJES DE TRANSMISIÓN EN LA RTR CENTROAMERICANA
1. Costos unitarios de líneas de transmisión (kUSD/km)
excluyendo costos propios, de servidumbre (hasta un 30 kUSD/km), de mitigación ambiental (típicos 2 a 5% del costo de construcción) etc.
Fuente / País:
Guatemala Honduras El Salvador Nicaragua Costa Rica Panamá Estimaciones Otras Estimaciones Costos Unitarios
Tensión
(c)
(c, d)
(c)
(c)
(c, d)
PLAMSE 1994
Recientes
Recomendados
230 kV
simple terna
110
98
121
141
104
140
124
120
doble terna (a)
150
176
222
162
220
207
190
d.t. / 2
(b)
75
88
111
81
110
104
95
138 kV
simple terna
60
83
129
80
77
80
112
90
doble terna (a)
80
259
209
150
130
153
140
d.t. / 2
(b)
40
129
104
75
65
76
70
Notas:
a) Costo conjunto de ambas ternas. El costo de cada terna es la mitad de este valor.
b) Costo de cada una de las ternas en una línea de construcción a doble terna.
c) Promedios a partir de costos y kilómetros totales informados. Se despreciaron datos juzgados muy fuera de rango, cuando fue el caso.
d) En El Salvador y Panamá, líneas de 115 kV, pero consideradas de costo similar al de las líneas de 138 kV.
2. Costos modulares de subestaciones (kUSD/unidad)
considerada una subestación nueva 230/138 kV típica con 2 celdas de línea 230 kV, 2 celdas de línea 138 kV, 2 celdas de transformador a 230 kV,
2 celdas de transf. a 138 kV, 2 autotransformadores 230/138 kV de 150 MVA ONAN cada uno, y obras comunes;
excluyendo el costo de obtención de terrenos, el costo de mitigación ambiental etc.
Fuente / País:
Guatemala Honduras El Salvador Nicaragua Costa Rica Panamá Estimaciones Otras Estimaciones Costos Modulares
Tensión
(e, f)
(e, i)
(e, g)
(e)
(e)
PLAMSE 1994
Recientes
Recomendados
230 kV
por celda de línea
924
668
500
674
204
566
895
417
900
por celda de trafo
924
500
507
183
1,415
417
900
Transformadores de
150 MVA ONAN c/u
costo kUSD/MVA
138 kV
cada celda de línea
cada celda de trafo
Obras comunes
20
16
10
20
21
-
25
24
22
543
543
-
483
-
167
167
-
599
421
4,407
146
105
4,220
1,269
5,211
610
970
593
486
486
2,014
700
700
-
Total S.E. completa 11,868
7,235
5,748
14,802
11,689
8,882
15,819
12,860
Notas:
e) Costos promedios a partir de los costos totales y números totales de elementos informados.
f) En Honduras, el costo de transformador parece incluir el de sus celdas, pero hay variaciones importantes entre costos unitarios.
g) Con base en el desglose de 2 subestaciones 230/138 kV (León 1 y Los Brasiles) en Nicaragua.
h) En Panamá, se encontró demasiada variación entre costos unitarios, y falta el costo de transformadores.
i) Con base en la única subestación 230/115 kV existente (Ahuachapán) en El Salvador, pero los costos parecen estar demasiado bajos.
Cua4-6-1.xls
13,000
2001-09-26
Cuadro 4.6.3: Resumen de investigación de costos
CLIENTE:COPE, PANAMÁ
TÍTULO:
PROYECTO: Interconexión Colombia - Panamá
SITIO:
Colombia y Panamá
ART. DESCRIPCIÓN
DESCRIPCIÓN:
Alta tensión:
230 kV
POR:
Fikri Salama
VERIFICADO POR: O. Sarmento ARTÍCULO:
CANT. UNID.
SUMINISTRO
TRANSPORTE
COSTO UNIT.
TOTAL
COSTO UNIT.
TOTAL
1
1.1
1.2
1.3
2
2.1
2.2
2.3
3
3.1
3.2
3.3
3.4
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
5
5.1
5.2
5.3
5.4
6
6.1
6.2
6.3
6.4
Línea Bayano - Urabá
Línea de transmisión
Ingeniería
Contingencias
Total
Línea Urrá - Urabá
Línea de transmisión
Ingeniería
Contingencias
Total
Subestación BAYANO
Celda de línea
Ingeniería
Costos del propietario
Contingencias
Total
Subestación YAVIZA
Celda de línea
Celda de reactor
Edificio y servicios auxiliares
Ingeniería
Costos del propietario
Contingencias
Total
Subestación URABÁ
Celda de línea
Ingeniería
Costos del propietario
Contingencias
Total
Subestación URRÁ
Celda de línea
Ingeniería
Costos del propietario
Contingencias
Total
Cua4-6-3.xls
RESUMEN DE INVESTIGACIÓN DE COSTOS (USD)
PROYECTO Nº: 014519.7303
FECHA INICIAL:
agosto de 2001
FECHA :
14-Dec-01
INSTALACIÓN
TOTAL
COSTO UNIT.
TOTAL
COSTO UNIT.
TOTAL
400
km
32,517,800
3,902,140
3,641,990
40,061,930
-
30,614,500
3,673,740
3,428,820
37,717,060
63,132,300
7,575,880
7,070,810
77,778,990
50
km
2,808,200
336,980
314,520
3,459,700
-
2,526,130
303,140
282,930
3,112,200
5,334,330
640,120
597,450
6,571,900
2
1,175,950
117,600
29,400
132,300
1,455,250
7,415
740
190
830
9,175
178,645
17,860
4,470
20,100
221,075
1,362,010
136,200
34,060
153,230
1,685,500
4
4
2,487,100
3,659,840
17,860
616,480
154,120
693,540
7,628,940
16,290
23,084
170
3,950
990
4,450
48,934
408,240
307,040
256,950
97,220
24,310
109,380
1,203,140
2,911,630
3,989,964
274,980
717,650
179,420
807,370
8,881,014
3
1,763,510
176,350
44,090
198,400
2,182,350
11,120
1,110
280
1,250
13,760
267,960
26,800
6,700
30,150
331,610
2,042,590
204,260
51,070
229,800
2,527,720
1
587,840
58,780
14,700
66,130
727,450
3,710
370
90
420
4,590
89,320
8,930
2,230
10,050
110,530
680,870
68,080
17,020
76,600
842,570
SNC-LAVALIN INC.
Página 1 de 1
LA REPRESA
(S/E BAYANO)
YAVIZA
APARTADÓ
(S/E URABÁ)
CARRETERA
PANAMERICANA
PROYECTADA
Figura 4.4.1 - Urabá / Apartadó - Yaviza: alternativa A
LA REPRESA
(S/E BAYANO)
YAVIZA
APARTADÓ
(S/E URABÁ)
CARRETERA
PANAMERICANA
PROYECTADA
Figura 4.4.2 - Urabá / Apartadó - Yaviza: alternativa B
LA REPRESA
(S/E BAYANO)
YAVIZA
APARTADÓ
(S/E URABÁ)
CARRETERA
PANAMERICANA
PROYECTADA
Figura 4.4.3 - Urabá / Apartadó - Yaviza: alternativa C
5.
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
ASPECTOS AMBIENTALES
2001-11-27
5.
ASPECTOS AMBIENTALES
5.1
INTRODUCCIÓN
El objetivo de este componente del Estudio de Suministro Futuro de Electricidad de la República
de Panamá es establecer, de manera inicial, las restricciones ambientales asociadas al proyecto de
Interconexión con Colombia y proponer medidas correctivas que podrían ser posibles.
Los métodos utilizados para llevar a cabo el análisis inicial de restricciones fueron los siguientes.
•
•
Reuniones en Panamá con la Comisión de Política Energética (COPE), la Empresa de
Transmisión Eléctrica (ETESA) y la Autoridad Nacional del Ambiente (ANAM).
Recopilación de datos, a partir de estudios existentes, sobre los medios físico-químico
(suelos, aguas superficiales y subterráneas, aire), biológico (flora, fauna, ecosistemas) y
socioeconómico (uso de la tierra, infraestructuras, economía, factores culturales, factores
estéticos) de las zonas identificadas como rutas posibles de la línea de transmisión.
Los estudios, leyes y reglamentos analizados fueron los siguientes:
•
“Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional”, Empresa de Transmisión
Eléctrica S.A. (ETESA), Panamá, noviembre de 2000
•
La Ley General de Ambiente de la República de Panamá (1º de julio de 1998)
•
El Reglamento del Proceso de Evaluación de Impacto Ambiental (16 de marzo de 2000)
•
La Resolución de Gabinete nº 317 regulando la Comisión de Política Energética (2 de
octubre de 1995)
•
“Estudio de Factibilidad de la Interconexión Eléctrica entre Panamá y Colombia”,
Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), marzo de 2001
•
“Estudio de Prefactibilidad para la Interconexión Eléctrica entre Colombia y Panamá”
Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), Colombia, agosto de 1998
La información obtenida a través de las reuniones y del análisis de los documentos permitió una
identificación de los factores ambientales afectados y de los conflictos sociales, así como las
restricciones existentes. Este análisis permitió, asimismo, establecer los impactos potenciales que
podrían generar la construcción y operación de la línea de transmisión, y las medidas de
prevención y de mitigación de los impactos principales.
Este informe trata de la problemática ambiental del proyecto y presenta, de manera preliminar, los
aspectos que podrían afectar la viabilidad ambiental del proyecto.
5.2
MEDIO AMBIENTE NATURAL Y SOCIAL
El Estudio de Prefactibilidad de la Interconexión Colombia – Panamá (ISA, 1998), por Ing.
Andrés Mejía Rendón, estableció como área de estudio ambiental una zona que se sitúa entre una
subestación ubicada en Apartadó (Antioquia, en Colombia) y una subestación en Yaviza (Darién,
en Panamá). El análisis ambiental identificó estas subestaciones como los puntos de partida y de
llegada de la línea. Esta zona incluye la mayor parte de la zona fronteriza entre Colombia y
Panamá, así como la región de Urabá (departamentos de Antioquia y del Cocó) en Colombia, la
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provincia de Darién y en mínima proporción la comarca de San Blas en Panamá. El corredor
potencial de la línea de transmisión, identificado en el estudio de ISA, afectará directamente esta
zona.
En las Figura 5.2.1 (Colombia) y 5.2.2 (Panamá) se muestra el área estudiada entre Apartadó y
Yaviza, desde el punto de vista ambiental, por Ing. Andrés Mejía.
En las Figuras 5.2.3 a 5.2.7 se presentan los detalles del área planteada para la interconexión
entre Bayano / Chepo y Urabá / Apartadó.
Cabe notar que los estudios eléctricos del proyecto de línea de transmisión identifican Bayano
como el punto de llegada de la línea en Panamá. El estudio eventual de impacto ambiental que se
realizará del proyecto de línea deberá incluir la zona entre Yaviza y Bayano, puesto que la ruta de
la línea incluye este tramo adicional, de unos 200 km de longitud. La falta de información
disponible para este análisis inicial no permitió establecer las restricciones ambientales del tramo.
5.2.1 Factores de mayor importancia en el ambiente natural
El área de estudio presenta características físicas particulares, tales como suelos de ciénagas,
pantanos y humedales ubicados en la cuenca del valle medio y bajo del río Atrato. También la
zona costera del río Urabá y de la comarca de San Blas se caracteriza por presentar estuarios,
manglares y zonas coralinas.
Desde el punto de vista biológico, el área de estudio se caracteriza por una riqueza única en
cuanto a su flora y fauna. La diversidad y la cantidad de biomasa vegetal son importantes para la
supervivencia de los ecosistemas y de numerosas especies en peligro o en grave amenaza de
extinción (18 especies de mamíferos y 30 especies de aves). Tanto en Panamá como en Colombia,
estos ecosistemas se encuentran en los parques nacionales de Katios y de Darién y están
protegidos por la reglamentación nacional.
En el área de estudio también existen ciertos ecosistemas frágiles no reglamentados que presentan
características de flora, fauna y hábitats que son de vital importancia para el mantenimiento de la
biodiversidad. Estos ecosistemas son principalmente los humedales de la cuenca del río Atrato y
los bosques primarios de la Serranía del Darién, del Urabá chocoano y de las zonas aledañas.
5.2.2 Factores de mayor importancia en el ambiente social
Los componentes del ambiente social de mayor importancia en el área de estudio son las
infraestructuras humanas, tales como las viviendas, poblaciones, áreas de cultivos y zonas
turísticas. Estas infraestructuras incluyen Púcuro, Boca de Cupe, Pinogana, El Real, Yaviza, La
Miel, Puerto Obaldía y Palo de las Letras, en Panamá. En Colombia, los principales asentamientos
humanos afectados se encuentran en las zonas de Apartadó, Turbo, Unguía, Peyé, Gutí, Tanela y
San Miguel.
También son de gran importancia las minorías étnicas y culturales en toda el área de estudio,
debido a la vulnerabilidad de estas poblaciones a los cambios que conllevan los proyectos de
infraestructura.
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En Panamá, las comunidades indígenas Kuna y Emberá son las que serían más afectadas por el
proyecto de la línea de transmisión. Estas poblaciones benefician de su autonomía que incluye la
designación de territorios para su uso propio. Sin embargo, estas poblaciones viven una invasión
continua de sus tierras y un proceso acelerado de deforestación.
Es también importante tener en cuenta el conflicto armado que existe en Colombia y que afecta la
zona de estudio, tanto en Colombia como en Panamá. Aunque esta situación no se puede
considerar como un factor social al igual que los ya mencionados, la presencia y la actuación de
los grupos armados en la zona han creado condiciones de inseguridad social y política que son
impedimentos a la construcción y a la operación de líneas de transmisión eléctrica.
5.3
RESTRICCIONES AMBIENTALES
El área de estudio presenta varios elementos o conjuntos de elementos ambientales que, por su
naturaleza o su protección legal, serán afectados de manera significativa por el proyecto. Estos
elementos son las restricciones ambientales que deberán ser superadas con medidas preventivas y
de mitigación o compensación, para asegurar la viabilidad ambiental del proyecto. Las principales
restricciones son las siguientes:
5.3.1 Ambiente natural
Las restricciones en Panamá son:
•
el Parque Nacional Darién, protegido por una reglamentación nacional. El Parque fue
catalogado por la UNESCO como un sitio de Patrimonio Natural de la Humanidad en
1981 y desde 1983 como Reserva de la Biósfera y del Hombre.
•
la Reserva Forestal Canglón, que incluye relictos de bosque primario y especies de flora y
fauna que requieren, según la ONG (12) ANCON, involucrada en la gestión de la Reserva,
la intervención inmediata del estado para su administración.
También cabe mencionar que en Colombia existen las restricciones siguientes:
12
•
el Parque Nacional Katios y el Área Forestal Protectora en el límite norte de la frontera
con Panamá, ambos protegidos por reglamentación nacional.
•
la naturaleza de los suelos de tipo humedales, pantanos y ciénagas en el cruce de la cuenca
del río Atrato, de 50 km de longitud.
•
los impactos potenciales sobre la flora y fauna marina, si se considera la alternativa de
pasar por el Golfo de Urabá por un cable submarino.
•
las condiciones de alta precipitación (más de 2500 mm) y de pendientes (entre 45 y 25°)
en las montañas.
organización no gubernamental
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5.3.2 Ambiente social
Las restricciones en Panamá son:
•
el proyecto afectaría el territorio de las comunidades Kuna y Emberá y sería un impacto
adicional al equilibrio frágil de los valores culturales y de supervivencia de estas
poblaciones.
•
la probabilidad que las comunidades indígenas Kuna y Emberá participen directamente en
la toma de decisiones relativas a los proyectos de infraestructura que afectan los recursos
naturales en sus territorios.
•
la necesidad de construir accesos adecuados para la construcción y el mantenimiento de la
línea de transmisión. La construcción de vías de acceso abriría un territorio que hasta
ahora ha sido dedicado al uso exclusivo de las poblaciones indígenas e introduciría
costumbres y prácticas culturales y económicas que pueden comprometer la estabilidad de
las comunidades afectadas.
•
las comunidades o agrupaciones de viviendas que viven de la agricultura. La producción
de éstas sería afectada de manera significativa por la construcción y operación de la línea
de transmisión.
•
el conflicto armado en Colombia es una restricción a corto y mediano plazo. Esta
situación crea impedimentos serios en cuanto a la seguridad de los trabajadores y de los
equipos durante la construcción, y a la seguridad de las instalaciones durante la operación
de la línea.
5.4
IMPACTOS POTENCIALES
Los impactos ambientales principales que generaría el proyecto y que afectarían los elementos
restrictivos identificados en las secciones anteriores, son los siguientes:
•
Pérdida del uso de la tierra y desplazamiento de la población debido a la franja de
servidumbre y a la colocación de las torres y subestaciones.
•
Deterioro de los recursos culturales y económicos tradicionales.
•
Mayor accesibilidad a tierras silvestres.
•
Fragmentación o alteración de los hábitats.
•
Daño a la vegetación, pérdida de hábitat e invasión de las especies exóticas en la franja de
servidumbre, en los caminos de acceso y junto a las subestaciones.
•
Escurrimiento de aguas y sedimentación debido a la construcción de los caminos de
acceso, los cimientos de las torres, instalaciones para subestaciones, y alteración de los
modelos hidrológicos debido al mantenimiento de caminos.
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•
Contaminación a causa del mantenimiento técnico químico.
•
Peligros para las aves debido a las líneas de transmisión y torres.
5.5
MEDIDAS AMBIENTALES
Existen dos tipos de medidas ambientales que pueden ser incorporadas al proyecto con el fin de
lograr su viabilidad ambiental: las medidas preventivas y las de mitigación.
Las medidas preventivas tienen como objetivo prevenir el daño ambiental y son parte del diseño
inicial del proyecto. El objetivo de las medidas de mitigación es reducir el impacto a un nivel que
no sea significativo. Las medidas ambientales que se podrían implantar en el caso de la línea de
transmisión son las siguientes.
Medidas preventivas:
•
Seleccionar la ruta de modo que se eviten las comunidades indígenas y sus recursos
sociales, agrícolas y culturales señalados en las restricciones.
•
Escoger la ruta a lo largo de la zona que divide las aguas (zona alta de las montañas) de
manera tal que se eviten los impactos sobre las áreas frágiles, las extensiones de agua,
planicies de inundación y humedales.
•
Escoger la ruta de manera tal que se eviten las regiones y los sitios turísticos.
•
Utilizar diseños alternativos para las torres a fin de reducir la superficie de la franja de
servidumbre y disminuir los impactos sobre el uso de la tierra.
•
Seleccionar la ruta evitando los hábitats y rutas migratorias importantes de las aves.
Medidas de mitigación:
•
Utilizar las técnicas adecuadas de desbroce (p.ej. limpieza manual en vez de mecánica).
•
Conservar los hábitats (es decir, la vegetación nativa) debajo de las líneas
•
Emplear varios caminos de mantenimiento en vez de un solo camino continuo
•
Utilizar productos químicos de manera selectiva para el control de la vegetación en las
servidumbres
•
Escoger los herbicidas cuyos efectos indeseados sean mínimos y evitar la aplicación de
herbicidas con rocío aéreo
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5.6
MARCO LEGAL Y REGLAMENTARIO
El marco legal en medio ambiente que se aplica al proyecto de interconexión con Colombia
incluye, principalmente, las leyes y reglamentos siguientes:
•
La Ley General del Ambiente de la República de Panamá (1º de julio de 1998). Entre
otros temas, la Ley trata de los principios y reglas generales del Proceso de Evaluación de
Impacto Ambiental que se aplica a los proyectos que pueden generar un riesgo ambiental.
La Ley establece que serán elaboradas las normas de calidad ambiental aplicables a las
actividades que contaminan el ambiente. Las normas actualmente en proceso de
elaboración conciernen a la calidad del aire y del agua y el tratamiento de aguas residuales.
La Ley establece también el marco de gestión de los recursos naturales, de las áreas
protegidas y de la diversidad biológica, del patrimonio forestal del estado, y del uso de los
suelos. Las disposiciones de la Ley, relativas a las áreas protegidas, podrían imponer
condiciones considerables en cuanto a la posibilidad de construir infraestructuras en las
zonas contempladas para la ruta de la línea.
•
El Reglamento del Proceso de Evaluación de Impacto Ambiental (16 de marzo del 2000).
El Reglamento especifica los proyectos que requieren un estudio de impacto ambiental.
Entre estos proyectos están las líneas de transmisión con tensión superior a 40 kV que
atraviesen zonas protegidas, reservas ecológicas y reservas indígenas.
•
La Resolución de Gabinete nº 317 regulando la Comisión de Política Energética (2 de
octubre de 1995). La resolución prevé que el IRHE exija de los concesionarios de
proyectos eléctricos, la presentación de estudios de impacto ambiental de sus proyectos
como prerrequisito de obtención de la concesión o licencia. El Instituto puede exigir la
realización de auditorías ambientales para verificar el cumplimiento de lo establecido en el
estudio de impacto ambiental, así como un programa de restauración ambiental en caso de
retiro de actividades del sector eléctrico, incluyendo los sistemas de transmisión.
5.7
CONCLUSIONES
El análisis inicial de las consideraciones ambientales que se deberán tomar en cuenta en la
construcción y operación del proyecto pone de manifiesto las conclusiones siguientes:
•
Teniendo en cuenta el marco legal ambiental que regiría el proyecto y dada la magnitud de
los impactos ambientales potenciales, la línea de transmisión propuesta (incluyendo el
tramo Yaviza – Bayano) requeriría una evaluación ambiental y un plan de manejo
ambiental detallados (estudio de categoría III, según el Reglamento). El proyecto estaría
también sujeto a una consulta pública que incluya un plan de participación ciudadana, una
consulta formal durante la revisión del estudio y un foro público obligatorio que se lleve a
cabo antes de que se emita la Resolución Ambiental por parte de la Autoridad
Competente.
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•
Asimismo, las restricciones en cuanto a la construcción y operación de la línea en el
Parque Nacional Darién y en la Reserva Forestal Canglón pueden significar que la
mitigación de los impactos en estas zonas sea inaplicable, debido a la protección legal
nacional e internacional de estas áreas protegidas.
•
Las restricciones, tanto del ambiente natural como social, generarán impactos ambientales
significativos que requerirán medidas ambientales complejas y costosas.
•
Igualmente, las restricciones relativas a las poblaciones indígenas Kuna y Emberá
requerirán medidas de mitigación y compensación que pueden aumentar significativamente
el costo del proyecto.
Cabe subrayar que el análisis presentado en este informe es inicial y para poder determinar la
viabilidad ambiental del proyecto se requiere de una descripción precisa del proyecto, incluyendo
la selección de la ruta preferida, así como la realización de estudios de impacto ambiental
completos, basados en datos actuales y estudios de campo.
Conviene aún recordar que no se realizó una evaluación más detallada de los importantes aspectos
relacionados con la seguridad del área, incluso la presencia y acciones de grupos armados; ni
tampoco de los posibles efectos de los caminos de acceso a la línea, en la facilitación de
movimientos migratorios ilegales.
Como había sido subrayado en el estudio del Grupo de los Tres (13) y revisado en la sección 2.2 de
este estudio, uno de los obstáculos físicos principales a la realización de la interconexión eléctrica
Panamá – Colombia, y una de las principales fuentes de incertidumbre en la formulación de un
presupuesto para dicha interconexión, es la inexistencia de la Carretera Panamericana u otros
buenos caminos de acceso disponibles en esa región.
13
Estudio del Grupo de los Tres: “Análisis prospectivo de las posibles etapas de desarrollo de la
interconexión entre los sistemas eléctricos de Colombia, México, Venezuela y países de América
Central”, volumen I, informe ejecutivo, Tractebel, para el BID, febrero 1995
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6.
ASPECTOS INSTITUCIONALES PARA COMPRAR Y EXPORTAR
ENERGÍA
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6.
ASPECTOS INSTITUCIONALES PARA COMPRAR Y EXPORTAR ENERGÍA
6.1
INTRODUCCIÓN
La Bolsa Colombiana de Energía, establecida en 1995, es operada por Interconexión Eléctrica
S.A. (ISA). La bolsa está compuesta por generadores y comercializadores quienes determinan el
precio basado en las ofertas y licitaciones horarias del día previo, y en el despacho por orden de
mérito ideal uninodal. El Centro Nacional de Despacho (CND) es responsable del despacho y
operación del sistema así como las reservas operacionales y servicios auxiliares.
El Sistema de Transmisión Nacional (STN) provee transmisión eléctrica en Colombia y consiste
de la red de 220 kV y mayor tensión. El sistema de transmisión es propiedad pública en un 90%,
el 10% restante es de propiedad privada. ISA es el mayor propietario, con alrededor del 70% de
las instalaciones de transmisión. El sistema de distribución está dividido en sistemas regionales de
transmisión y sistemas locales de distribución. El sistema de distribución es 60% propiedad
privada y 40% pública. La transmisión local y regional opera a tensiones menores de 220 kV.
La comercialización de la energía está siendo dirigida hacia un mayor acceso para los usuarios a
tarifas no reguladas. Desde el 2000, los usuarios con demanda mayor a 100 kW ya no son
regulados. El UPME desarrolla planes indicativos para la expansión del sistema de transmisión.
Dado el vuelco económico reciente, las cargas eléctricas se han estado reduciendo y no hay
grandes restricciones inmediatas en el sistema que deban ser resueltas. La agencia reguladora
CREG es responsable de desarrollar regulaciones que regulen la tarifa para el STN. La tarifa
actual de transmisión no tiene provisiones para ofrecer derechos sobre el servicio de transmisión y
tampoco está el servicio de transmisión diferenciado en servicio firme o interrumpible-retirable.
En el 2000, la tarifa por transmisión fue modificada y ahora es un sistema de estampilla postal
(postage stamp system). Hasta diciembre del 2002, los costos estarán distribuidos 25% en
generación y 75% en demanda. Iniciando el 2003, todos los costos serán sobre demanda.
6.2
REGLAS COLOMBIANAS DE OPERACIÓN Y RACIONAMIENTO
En el 2000, los consultores de TERA examinaron el pago existente de cargo por capacidad y
concluyeron que ésta era solamente una pieza de un gran rompecabezas que involucraba una serie
de factores económicos y de confiabilidad. Esto incluye el cargo por capacidad, los mínimos
operativos y las reglas de racionamiento. Las reglas de racionamiento manejan las faltas de
energía debido a condiciones de emergencia o eventos ENSO. Los mínimos operativos regulan
las condiciones de operación de los embalses durante una sequía (evento ENSO).
Las resoluciones CREG 022, 098 y 116 de 1996 establecieron el sistema de Cargo por Capacidad
(CxC) para un período de 10 años. Los pagos se realizan mensualmente basados en los resultados
de modelos matemáticos de optimización. El pago es dividido en 2 horizontes de tiempo: para
los meses de verano (diciembre – abril) y para los de invierno (mayo – noviembre). La Capacidad
Remunerable Teórica (CRT) es la base del CxC, donde se combinan procesos algorítmicos para
calcularlo. El CxC está basado en el costo fijo anual de una turbina a gas y ha sido establecido en
5,25 USD/kW-mes.
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6-1
2001-11-27
El objetivo de los Mínimos Operativos (MO) es asegurar que las centrales hidroeléctricas reserven
su capacidad de generación para el final de los períodos secos. En 1992 se definieron 2 niveles de
MO para asegurar que las plantas térmicas estarán operando antes de usar los embalses con
niveles por debajo del valor del Mínimo Operativo Superior (MOS). El racionamiento ocurre
antes que los embalses con niveles bajo el Mínimo Operativo Inferior (MOI) sean utilizados para
generación. Los MO son considerados en el modelo de cargo por Capacidad. Esto significa que
cuando el sistema se encuentra en superávit, las centrales hidroeléctricas obtienen un porcentaje
mayor del CRT que obtendrían sin el MO.
Dada la composición actual del parque generador del país (capacidad instalada hidráulica versus
térmica), el sistema eléctrico de potencia es muy sensible a la presencia de fenómenos climáticos
de extrema sequía. Como ha ocurrido en el pasado, fenómenos climatológicos como “El Niño”
pueden originar racionamientos de energía con cubrimiento nacional, de magnitud y duración
inciertas y dependientes de las características del fenómeno.
Debido a que las sequías producidas por “El Niño” son recurrentes y el cambio en la composición
del parque generador se dará gradualmente, la CREG expidió un Estatuto de Racionamiento
(Resolución CREG-217 de 1997), con base en las disposiciones establecidas en el Artículo nº 88
de la Ley 143 de 1994. A continuación se presenta un resumen de los aspectos principales del
Estatuto.
El Racionamiento puede ser declarado por uno cualquiera de los motivos siguientes: i) la señal de
Precios en la Bolsa supera el Costo de Racionamiento; ii) de los análisis sobre la situación
energética de mediano y largo plazo elaborados por el CND, se concluye que es necesario aplicar
un programa de racionamiento preventivo; iii) cuando se prevea que los efectos de un
Racionamiento de Emergencia se prolongarán y sus efectos tendrán cobertura nacional. Para
establecer la Magnitud del Racionamiento, además de los análisis energéticos se tiene en cuenta el
nivel de los Precios en la Bolsa. Para distribuir el racionamiento, se da prioridad a los circuitos
que experimentarán suspensiones de acuerdo con los criterios siguientes, en el Cuadro 6.2.1:
Cuadro 6.2.1: Criterios de racionamiento en Colombia
Magnitud del racionamiento Aplicación del racionamiento por tipo de circuito
Residenciales y oficiales.
1,5% < MR ≤ 3,0%
Residenciales, oficiales y comerciales (exceptuando los usuarios
3,0% < MR ≤ 5,0%
no regulados eléctricamente aislables).
Residenciales, oficiales, comerciales e industriales (exceptuando
5,0% < MR ≤ 10,0%
los usuarios no regulados eléctricamente aislables).
MR > 10,0%
Residenciales, oficiales, comerciales, industriales y usuarios no
regulados eléctricamente aislables.
El Precio de Bolsa de Energía se establece con las mismas reglas vigentes para condiciones de
operación “normal” del sistema, al igual que la liquidación de las transacciones. Los lineamientos
establecidos en el Estatuto de Racionamiento son en todo compatibles con el marco regulatorio
vigente, en el sentido de que los contratos bilaterales de compra-venta de energía que se suscriben
entre los agentes son instrumentos de cubrimiento de riesgo financiero, pero en ningún caso
garantizan la entrega física. En otras palabras, aun si un generador tiene compromisos
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6-2
2001-11-27
contractuales, eso no garantiza el despacho en la Bolsa. Las reglas del despacho económico se
mantienen y las plantas se escogen en orden de mérito de los precios de oferta, ya sea para
atender total o parcialmente la demanda nacional.
6.3
RACIONAMIENTO PARA EXPORTACIONES Y REGLAMENTACIÓN
COLOMBIANA DE LOS ASPECTOS COMERCIALES APLICABLES A LAS
TRANSACCIONES INTERNACIONALES
La Regulación 98-119 menciona como se aplica el racionamiento a la exportación: “En el caso de
contratos de exportación de energía a los cuales aplique el Racionamiento, se tomará la demanda
proyectada por la UPME, escenario medio, reflejando las condiciones contractuales pactadas”.
En el artículo 20, “Aplicación del Estatuto de Racionamiento a Demandas Internacionales”, la
aplicación de las disposiciones establecidas en el Estatuto de Racionamiento a las exportaciones
internacionales de energía se regirá por las normas siguientes:
“(a)
Cuando una demanda internacional está siendo cubierta por un contrato de energía
registrado ante el ASIC por lo menos con seis (6) meses de anticipación a la
ocurrencia de un Racionamiento en Colombia, tipo "Pague lo contratado" o "Pague lo
demandado" y dicho contrato tenga una duración total igual o superior a cinco (5)
años, dicha demanda recibirá el mismo tratamiento aplicable a la demanda doméstica,
en caso de Racionamiento Programado o Racionamiento de Emergencia en Colombia.
Con el objeto de aplicar el Racionamiento Programado a la demanda internacional, se
asumirá que dicha demanda se encuentra conectada a un Circuito Residencial. Para
cada comercializador, la demanda base para calcular las desviaciones previstas en el
Artículo 13º de la Resolución CREG-217 de 1997, o las normas que lo modifiquen o
sustituyan, se establecerá a partir del promedio mensual liquidado por el
Administrador del SIC, de la respectiva demanda internacional, en los últimos seis (6)
meses previos al Racionamiento Programado.
(b)
Cuando una demanda internacional está siendo cubierta por un contrato de energía
registrado ante el ASIC, que no reúna las condiciones señaladas en el Literal anterior,
dicha demanda no será abastecida, a partir del momento en que se dé aplicación a las
disposiciones establecidas en el Artículo 12º de la Resolución CREG-217 de 1997, o
las normas que lo modifiquen o sustituyan. Asimismo, el cubrimiento de dicha
demanda en caso de Racionamiento de Emergencia en Colombia dependerá de las
características y duración prevista de la emergencia, sin que el abastecimiento de esta
demanda tenga prioridad.”
Dado que los contratos bilaterales en Colombia todavía son estrictamente financieros y por lo
tanto la Bolsa es obligatoria, hubo la necesidad de determinar de qué manera fijar el precio de las
transacciones internacionales en la Bolsa. En la resolución 012-98, se reglamentan los aspectos
comerciales aplicables a las transacciones internacionales de energía, que se realizan en el
mercado mayorista de electricidad, como parte integrante del Reglamento de Operación.
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En el artículo 6b hay una descripción del proceso para asignar los Contratos Mercado
Internacional:
•
primero se asignan los contratos que establezcan obligación de suministro y pago
de cantidades fijas de energía firme (pague lo contratado);
•
después se asignan los contratos que establezcan obligación de suministro y pago
de cantidades fijas de energía firme (pague lo contratado condicional), por orden
de mérito a partir del contrato de menor precio unitario por MWh;
•
finalmente se asignan los contratos tipo “pague lo demandado” por orden de
mérito a partir del contrato de menor valor.
Un contrato se considera asignado en el mercado internacional cuando se requiere de él parcial o
totalmente para atender el consumo del comercializador en el mercado internacional, al ordenarlos
por precios unitarios de menor a mayor. Si dentro del proceso de asignación de contratos existen
contratos con igual precio, requeridos para atender el consumo, estos contratos se consideran
asignados, en forma total los “pague lo contratado” y en proporción a la cantidad contratada en
los “pague lo demandado”.
Dentro del proceso de asignación de contratos se pueden presentar las circunstancias siguientes:
•
Que los contratos no alcancen para atender el consumo real internacional más las
pérdidas de referencia de un comercializador en el mercado internacional. En este
caso la diferencia entre el consumo horario real más las pérdidas de referencia, con
los contratos asignados, se liquidan al precio de la Bolsa de Energía para las
transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva.
•
Que sus contratos asignados por orden de méritos excedan la demanda real
internacional más las pérdidas de referencia en el mercado internacional. En este
caso el excedente se remunera al comercializador al precio de la Bolsa de Energía
para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva.
El cálculo para cada generador se realiza al sumar las cantidades de los contratos respectivos que
se hayan asignado a los comercializadores y a otros generadores en el mercado internacional. Si la
sumatoria de las cantidades de energía de los contratos asignados con destino al mercado
internacional (exportaciones), excede la sumatoria de la generación en el despacho ideal de todas
las unidades del generador para atender la demanda comercial internacional en la hora respectiva,
dicho generador paga ese faltante al precio en la Bolsa de Energía para las transacciones
internacionales (exportaciones) en la hora correspondiente. En caso contrario, el generador recibe
por la generación adicional a la cantidad asignada en sus contratos en el mercado internacional,
una remuneración correspondiente al producto de la cantidad adicional por el precio en la Bolsa
de Energía para las transacciones internacionales (exportaciones) en la hora respectiva.
Otra Resolución importante es la 057-98, por la cual se aprueban las disposiciones reglamentarias
aplicables a las Interconexiones Internacionales, que complementan lo dispuesto en la Resolución
CREG-051 de 1998.
Si fuera decidido implantar la interconexión Panamá – Colombia, está claro que un acuerdo de
interconexión entre los dos países será necesario. Además, es probable que los exportadores
colombianos de energía hidroeléctrica no sean capaces de cumplir sus obligaciones contractuales
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2001-11-27
de satisfacer la demanda de sus propias cargas, en la estación seca (“verano”); en la eventualidad
de racionamiento, las obligaciones contractuales internacionales de esos exportadores estarán
sujetas a las mismas reglas.
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6-5
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7.
FACTIBILIDAD ECONÓMICO-FINANCIERA PRELIMINAR
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7.
FACTIBILIDAD ECONÓMICO-FINANCIERA PRELIMINAR
7.1
COSTOS, TARIFAS Y RENTABILIDAD
El costo total de la interconexión Panamá – Colombia fue estimado en el capítulo 4 de este
informe como de 150 millones de dólares estadounidenses. Asimismo, las estimaciones
preliminares de este informe, desde una perspectiva económica, mostraron que el costo de la
línea se reflejaría en un costo de transporte situado entre 3,2 y 4,5 ¢/kWh en una base anualizada
para una demanda máxima entre 150 y 100 MW respectivamente. A continuación se describe
cómo esos costos fueron calculados.
Desde una perspectiva económica, el costo del transporte de energía se lo considera formado de 2
componentes: un costo fijo y un costo variable. El costo fijo es compuesto a su vez de 2
componentes: el costo anual del capital invertido y el costo anual de operación y mantenimiento
de la interconexión.
El costo anual del capital invertido de 150 MUSD, calculado a la tasa de descuento de 12% p.a.
para un período de vida útil de 30 años, es de 18,62 MUSD/año. El costo anual de operación y
mantenimiento de la interconexión, calculado en el numeral anterior, es de 3,75 MUSD/año. Por
lo tanto, el costo fijo anual de la interconexión es estimado en 22,37 MUSD/año.
El costo variable es el costo anual de las pérdidas de energía. Este costo es variable en función
de la máxima potencia transmitida y del factor de pérdida (que es una función del factor de carga
o factor de utilización).
El Cuadro 7.1.1 a continuación presenta la estimación del costo de pérdidas activas de energía
(se despreciará el costo de pérdidas reactivas por ser menos significativo) correspondiente a los
niveles de transferencia de máxima potencia de 100 MW y de 150 MW, a lo largo de los 400 km
de línea de interconexión a 230 kV en doble terna, con 2 subconductores “Flicker” por fase por
circuito, suponiéndose un factor de carga del orden del 60% y costeándose las pérdidas activas al
costo marginal supuestamente encontrado en Panamá, de 7 centavos de dólar estadounidense por
kilovatio-hora (7 US¢/kWh).
Cuadro 7.1.1: Estimación del costo de pérdida de energía transportada
Potencia máxima transportada
MW
100
150
Energía anual transportada
GWh/año
525,6
788,4
Pérdida máxima de potencia
MW
4,8
10,3
Pérdida de energía anual
GWh/año
17,0
36,7
Costo marginal de la energía en
USD/kWh
0,07
0,07
Panamá
Costo anual de pérdida de energía
MUSD/año
1,19
2,57
Costo específico de pérdida de energía
USD/kWh
0,002
0,003
Del Cuadro 7.1.1 se observa que el costo anual de las pérdidas de energía (1,19 a 2,57 millones
de dólares US por año) es muy inferior al costo anual del capital invertido (18,62 MUSD/año).
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7-1
2002-01-25
En el mismo cuadro se observa igualmente el cálculo de la cantidad anual de energía
transportada: 525,6 GWh/año para 100 MW de potencia máxima, ó 788,4 GWh/año para
150 MW de potencia máxima, respectivamente.
El costo específico del transporte de la energía importada a través de la interconexión se presenta
en el Cuadro 7.1.2 a continuación.
Cuadro 7.1.2: Costo específico del transporte de energía por la interconexión
Máx. potencia
Energía
Costo fijo
Costo variable Costo anual Costo específico
transportada transportada
anual
anual
de transporte
de transporte
(MW)
(GWh/año) (MUSD/año) (MUSD/año) (MUSD/año)
(US¢/kWh)
100
525,6
22,37
1,19
23,56
4,5
150
788,4
22,37
2,57
24,94
3,2
Estos valores de 4,5 a 3,2 US¢/kWh son superiores a los encontrados por Ing. Andrés Mejía en
su estudio de prefactibilidad (14), donde se lee un costo de utilización de 23 mills de USD/kWh
(2,3 ¢/kWh) para una transferencia de 700 GWh/año. A su vez, dicho estudio de prefactibilidad
había estimado costos menores de inversión para la interconexión, como se observa en el
Cuadro 7.1.3:
Cuadro 7.1.3: Costo de la interconexión Colombia – Panamá según el estudio de ISA
Componente
Valor (MUSD)
Subestaciones
19,13
Líneas
72,47
Capital de trabajo
0,92
Total
92,51
A fin de evaluar con más precisión la viabilidad económica del proyecto, si fuere el caso, se
deberán realizar oportunamente estudios energéticos apoyados en simulaciones con el modelo
SDDP o semejante, para complementar los resultados preliminares del estudio de prefactibilidad
de ISA de 1998 y los de este estudio. Los ahorros en pérdidas, los costos de inversiones y de
combustible, los sobrecostos operativos y de racionamiento etc. en cada uno de los sistemas
deberían ser simulados. Se comprende que ISA entiende proceder con un estudio completo de
factibilidad (véase su borrador de términos de referencia en el Anexo B) actualizando la
valoración de los beneficios.
7.2
INTERESES FINANCIEROS
(VIABILIDAD COMERCIAL)
PARA
IMPORTADORES-EXPORTADORES
Conforme el Artículo 19 de la Ley de Electricidad de Panamá, la empresa de transmisión
desarrollará el plan de expansión de transmisión en concordancia con los criterios y políticas
establecidas por la agencia reguladora que también debe aprobar el plan. La interconexión con
Colombia aún no ha sido incluida en el plan. Finalmente, dado el requerimiento de que la
14
ISA, Estudio de prefactibilidad para la interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá, 1998
T:\proj\014519\7000\307\vers_word\Texto\Info3-4.doc
7-2
2002-01-25
empresa de transmisión consulte la opinión de las empresas de distribución y generación sobre el
plan de expansión, algunos de los agentes interesados en la opción de interconexión podrían
discutirlo con la empresa de transmisión.
Desde una perspectiva financiera, está claro que – a raíz de los altos costos involucrados y de la
cantidad de energía relativamente pequeña que podría ser transportada – la línea no podrá ser
establecida exclusivamente como un proyecto de “línea de transmisión mercantil” (merchant
line).
Los Cuadros 7.2.1 y 7.2.2 presentan los resultados del análisis financiero realizado con base en
las tarifas de transporte, de 4,5 y 3,2 US¢/kWh respectivamente, estimadas en la sección 7.1
anterior. Se observa que aún con tales tarifas relativamente elevadas de transporte, la tasa interna
de retorno financiera (TIRF) sobre el capital propio invertido en el proyecto es de alrededor de
10% p.a. Esta TIRF es probablemente insuficiente para satisfacer a un promotor típico de
proyectos, quien deberá esperar obtener por lo menos un par de puntos porcentuales arriba de la
tasa de descuento y de la tasa de interés del mercado de capital, es decir, por lo menos un
14% p.a.
Se buscó cuál sería el costo máximo del proyecto mercantil que permitiera la obtención de una
TIRF de 14% p.a. sobre el capital propio (siempre con un esquema de financiamiento de 70% del
capital a una tasa de interés de 8% p.a. durante 10 años). Si se pudiera mantener la tarifa de
transporte al mismo nivel de 3,2 ¢/kWh del Cuadro 7.2.2 para el transporte de 150 MW con
788,4 GWh anuales, se obtiene en el Cuadro 7.2.6 el costo máximo de inversión de 125 MUSD
correspondiente a la TIRF deseada. Ya si se buscara limitar la tarifa de transporte a sólo
1,0 ¢/kWh, el Cuadro 7.2.7 muestra que el máximo costo de inversión para un proyecto
mercantil rentable estaría limitado a unos 29 MUSD, que parece irrealista.
Otro tipo de análisis financiero fue realizado, observando la competitividad de los precios de
generación colombianos ante los precios panameños, y el valor de la tarifa de transmisión a ser
pagada en Panamá, conociéndose que a partir del 2003 los generadores en Colombia no pagarán
tarifa de transmisión en Colombia. Dada la actual metodología de Panamá, sería complejo tratar
de evaluar la tarifa hipotética de transmisión que debería ser pagada por un exportador
colombiano por concepto de tarifa de transmisión en Panamá.
El Cuadro 3.6.1 presenta los precios proyectados para el período 2005 – 2010 en Panamá y
Colombia. Un análisis financiero fue desarrollado con base al diferencial de precios entre esos
dos países durante un período de 25 años, con los siguientes escenarios y premisas adoptados:
•
•
15
tarifa de transmisión en Panamá, de 0,8 US¢/kWh (estimada como tarifa media aplicable
a las distintas centrales del parque generador panameño) (15)
precios del año 2010 incrementados a la tasa arbitraria de 2% por año hasta 2032
En vista del costo relativamente elevado de la interconexión, no está claro si la metodología
panameña actual podría ser empleada todavía: a raíz del contraflujo ocasionado por la importación
de energía colombiana, la tarifa pagada en la frontera no sería necesariamente superior a la tarifa
pagada en la central hidroeléctrica de La Fortuna.
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7-3
2002-01-25
•
•
•
•
plazo de construcción de 4 años, con construcción de carreteras y caminos de acceso, y
otros trabajos preliminares, durante el primer año
un escenario base, con los precios en el medio de los rangos respectivos en Colombia y
Panamá
un escenario optimista, con los precios inferiores del rango en Colombia y los precios
superiores del rango en Panamá
un escenario pesimista, con los precios superiores del rango en Colombia y los precios
inferiores del rango en Panamá
Los Cuadros 7.2.3, 7.2.4 y 7.2.5 presentan los resultados respectivos de este segundo tipo de
análisis financiero, para la importación de 150 MW con 788,4 GWh de energía colombiana a
Panamá, en cada uno de los 3 escenarios alternativos descritos arriba. Como se observa de los
resultados financieros obtenidos, éstos fueron satisfactorios apenas en el escenario optimista, en
donde los precios panameños son más grandes que el doble de los precios colombianos de
energía. En el escenario base, con precios panameños superiores a los colombianos en apenas un
50%, la TIRF sobre el capital propio invertido en el proyecto no alcanza ni siquiera el 10% p.a.
Peor aún, en el escenario pesimista, donde el precio considerado para la energía en el mercado
panameño es no más que ligeramente superior al del colombiano, todos sus indicadores
financieros se vuelven netamente desfavorables.
Similarmente al análisis financiero de proyecto mercantil, se buscó también en el análisis
financiero alternativo cuál sería el costo máximo del proyecto que permitiera obtener una TIRF
de 14% p.a. sobre el capital propio invertido. Basándose en el mismo Escenario Base de precios
medios del Cuadro 7.2.3 para el transporte de 150 MW con 788,4 GWh anuales, se obtiene en el
Cuadro 7.2.8 el costo máximo de inversión de 113 MUSD correspondiente a la TIRF deseada.
Ya para el Escenario Optimista de precios, el Cuadro 7.2.9 muestra que el costo de inversión
para un proyecto rentable podría subir hasta un nivel de 204 MUSD, mientras que para el
Escenario Pesimista de precios, el Cuadro 7.2.10 muestra que el límite máximo del costo del
proyecto estaría drásticamente reducido a unos meros 23 MUSD.
El Cuadro 7.2.11 presenta el resumen de los resultados financieros obtenidos en los análisis
cubiertos por los Cuadros 7.2.1 a 7.2.10. En el caso de proyecto de tipo mercantil, la fuente de
ingresos es únicamente la tarifa de transporte, independientemente del diferencial de precios que
pueda existir entre los mercados panameño y colombiano, mientras que en el caso de proyecto
basado en la diferencia de precios entre esos mercados, los ingresos se basan en el
aprovechamiento de dicha diferencia de precios más el cobro de una tarifa panameña de
transporte. El proyecto no soporta el escenario pesimista considerado, al menos que su costo de
inversión sea drásticamente reducido.
Del Cuadro 7.2.11 se verifica que, con el costo de inversión de la interconexión estimado en
150 MUSD y con base en las otras hipótesis adoptadas, la interconexión Panamá – Colombia es
un proyecto difícilmente viable desde el punto de vista financiero, a raíz de las muchas
incertidumbres que presenta, para un nivel de intercambio relativamente modesto (100 a
150 MW de potencia máxima). Quedaría a examinar, si fuera de interés estratégico, la viabilidad
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7-4
2002-01-25
de la interconexión para transportar valores más grandes de potencia y energía, como quizás los
300 MW planteados para el proyecto SIEPAC a lo largo del Istmo Centroamericano.
Aunque haya mucha incertidumbre en Colombia, este país cuenta con depósitos importantes de
gas y un vasto potencial hidroeléctrico aún por explotar, lo que haría que importar desde
Colombia pueda ser atractivo no sólo para Panamá sino para gran parte de Centroamérica. La
adopción de un cargo común por transporte para Centroamérica ayudará a los exportadores
colombianos a este respecto (véase el Informe 5 de este estudio: “Evaluación del proyecto
SIEPAC y factibilidad de mayor intercambio binacional Costa Rica – Panamá a corto y mediano
plazo”). Específicamente con respecto a la tarifa de transmisión de Panamá, la metodología
actual impone cargos mayores a generadores localizados en zonas más alejadas del centro de
carga; por ejemplo, la central hidroeléctrica de Fortuna pagará más que la hidroeléctrica de
Bayano. Aun si dicha tarifa más cara de transmisión fuera impuesta a la energía recibida en la
frontera de Panamá con Colombia, las importaciones de energía colombiana todavía serían
competitivas para las cargas base y pico.
7.3
PROMOTORES POTENCIALES
Además de ETESA – la empresa de transmisión de Panamá – , es posible que de acuerdo con el
Artículo 78 de la Ley de Electricidad de Panamá, los agentes de mercado emprendan la
construcción, operación y mantenimiento de líneas de transmisión. Como en cualquier otra
inversión, un elemento crucial para la participación del capital privado es cómo percibe el
inversionista los riesgos relacionados con la inversión. Según la regulación de Panamá
(Artículo 101), la empresa de transmisión debe recibir una “tasa razonable de retorno” sobre los
activos fijos invertidos netos, al costo original. Además, esa tasa razonable de retorno no debe
superar en más de 2 puntos a los bonos de 30 años de los Estados Unidos de América, más 7
puntos como riesgo-país. Los promotores deben solicitar a la agencia reguladora una concesión
por un período de 25 años.
No existen muchas líneas de transmisión privadas alrededor del mundo. El concepto de línea de
transmisión mercantil o línea de transmisión BOO/BOOT es relativamente nuevo. Perú y
Argentina han sido los líderes promotores de esas líneas. El hecho de que no se requiera
licitación podría ser interesante para promotores como Hydro-Québec, Endesa u otros. Hasta 3
proyectos de tales líneas de transmisión estarían actualmente bajo desarrollo entre Argentina y
Brasil, pero con una capacidad de intercambio de unos 1000 MW, lo que hace que esos proyectos
se vuelvan mucho más atractivos según el concepto “mercantil”.
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7-5
2002-01-25
Cuadro 7.2.1: ANÁLISIS FINANCIERO: Escenario 100 MW, "Merchant Line", tarifa de transporte de 4,5 centavos/kWh
(en dólares de los Estados Unidos de América, USD)
Parámetros técnicos
Potencia transportada:
Energía transportada
Costo de inversión:
Costo O&M:
Costo variable (pérdidas)
subtotal anual
Año
Generación
total
(GWh)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
525.6
TOTAL
VPN
13,140.0
3,680.7
Cua7-2-1.xls
100.00 MW
525.60 GWh
150,000,000
3,750,000
1,190,000
4,940,000
Costo de
inversión
(USD)
60,000,000
30,000,000
30,000,000
30,000,000
150,000,000
117,906,195
USD
USD/año
USD/año
USD/año
Monto del
préstamo
(USD)
42,000,000
21,000,000
21,000,000
21,000,000
105,000,000
82,534,336
Ingreso:
12% p.a.
Tasa de descuento:
Estructura de financiamiento
Préstamo:
Banco:
Tasa de interés:
Plazo de pago:
Capital propio:
Saldo de la
deuda
(USD)
42,000,000
63,000,000
84,000,000
105,000,000
94,500,000
84,000,000
73,500,000
63,000,000
52,500,000
42,000,000
31,500,000
21,000,000
10,500,000
0
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS, SIN DEPRECIACIÓN
TIRF del proyecto sin financiamiento:
9.4% p.a.
TIRF sobre capital propio con financiamiento:
10.0% p.a.
0.045 USD/kWh
Intereses
sobre préstamo
(USD)
1,680,000
4,200,000
5,880,000
7,560,000
7,980,000
7,140,000
6,300,000
5,460,000
4,620,000
3,780,000
2,940,000
2,100,000
1,260,000
420,000
70%
8%
10
30%
Capital
propio
(USD)
del costo de inversión
p.a.
años
del costo de inversión, más IDC
Pago del
principal
(USD)
O&My
pérdidas
(USD)
Ingresos
por ventas
(USD)
18,000,000
9,000,000
9,000,000
9,000,000
61,320,000 45,000,000
31,680,388 35,371,858
Cua7.2.1
Flujo de efectivo (USD)
Capital propio
Inversión sin
c/ financiamiento
financiamiento
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
4,940,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
23,652,000
-19,680,000
-13,200,000
-14,880,000
-16,560,000
232,000
1,072,000
1,912,000
2,752,000
3,592,000
4,432,000
5,272,000
6,112,000
6,952,000
7,792,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
105,000,000
59,327,342
123,500,000
38,745,107
591,300,000
185,505,926
256,480,000
-11,486,691
-60,000,000
-30,000,000
-30,000,000
-30,000,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
18,712,000
317,800,000
-24,637,041
2002-01-25
Cuadro 7.2.2: ANÁLISIS FINANCIERO: Escenario 150 MW, "Merchant Line", tarifa de transporte de 3,2 centavos/kWh
(en dólares de los Estados Unidos de América, USD)
Parámetros técnicos
Potencia transportada:
Energía transportada
Costo de inversión:
Costo O&M:
Costo variable (pérdidas)
sub total annual
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
TOTAL
VPN
Cua7-2-1.xls
Generación
total
(GWh)
150.00 MW
788.40 GWh
150,000,000
3,750,000
2,570,000
6,320,000
Costo de
inversión
(USD)
60,000,000
30,000,000
30,000,000
30,000,000
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
19,710.0
6,183.5
150,000,000
117,906,195
USD
USD/año
USD/año
USD/año
Monto del
préstamo
(USD)
42,000,000
21,000,000
21,000,000
21,000,000
105,000,000
82,534,336
Ingreso:
12% p.a.
Tasa de descuento:
Estructura de financiamiento
Préstamo:
Banco:
Tasa de interés:
Plazo de pago:
Capital propio:
Saldo de la
deuda
(USD)
42,000,000
63,000,000
84,000,000
105,000,000
94,500,000
84,000,000
73,500,000
63,000,000
52,500,000
42,000,000
31,500,000
21,000,000
10,500,000
0
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS, SIN DEPRECIACIÓN
TIRF del proyecto sin financiamiento:
9.5% p.a.
TIRF sobre capital propio con financiamiento:
10.2% p.a.
0.032 USD/kWh
Intereses
sobre préstamo
(USD)
70%
8%
10
30%
Capital
propio
(USD)
1,680,000
4,200,000
5,880,000
7,560,000
7,980,000
7,140,000
6,300,000
5,460,000
4,620,000
3,780,000
2,940,000
2,100,000
1,260,000
420,000
18,000,000
9,000,000
9,000,000
9,000,000
61,320,000
31,680,388
45,000,000
35,371,858
del costo de inversión
p.a.
años
del costo de inversión, más IDC
Pago del
principal
(USD)
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
Cua7.2.2
105,000,000
59,327,342
O&My
pérdidas
(USD)
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
158,000,000
49,568,639
Ingresos
por ventas
(USD)
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
630,720,000
197,872,988
Flujo de efectivo (USD)
Capital propio
Inversión sin
c/ financiamiento
financiamiento
-19,680,000
-13,200,000
-14,880,000
-16,560,000
428,800
1,268,800
2,108,800
2,948,800
3,788,800
4,628,800
5,468,800
6,308,800
7,148,800
7,988,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
261,400,000
-10,505,750
-60,000,000
-30,000,000
-30,000,000
-30,000,000
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
18,908,800
322,720,000
-23,656,100
2002-01-25
Cuadro 7.2.3: Análisis financiero alternativo: Escenario base: Precios medios en Panamá y Colombia (con 150 MW de potencia)
(en dólares de los Estados Unidos de América, USD)
Parámetros técnicos
Potencia transportada:
Energía transportada
Costo de inversión:
Costo O&M:
Costo variable (pérdidas)
subtotal anual
Año
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
TOTAL
VPN
Cua7-2-1.xls
Generación
total
(GWh)
150.00 MW
788.40 GWh
150,000,000
3,750,000
2,570,000
6,320,000
Costo de
inversión
(USD)
60,000,000
30,000,000
30,000,000
30,000,000
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
19,710.0
6,183.5
150,000,000
117,906,195
USD
USD/año
USD/año
USD/año
Monto del
préstamo
(USD)
42,000,000
21,000,000
21,000,000
21,000,000
105,000,000
82,534,336
Ingreso = Precio P - Precio C + TT en Panamá
Tarifa trans
0.8 centavos/kWh
Escalación:
2% p.a.
12% p.a.
Tasa de descuento:
Estructura de financiamiento
Préstamo:
Banco:
Tasa de interés:
Plazo de pago:
Capital propio:
Saldo de la
deuda
(USD)
42,000,000
63,000,000
84,000,000
105,000,000
94,500,000
84,000,000
73,500,000
63,000,000
52,500,000
42,000,000
31,500,000
21,000,000
10,500,000
0
Intereses
sobre préstamo
(USD)
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS, SIN DEPRECIACIÓN
TIRF del proyecto sin financiamiento:
8.7% p.a
TIRF sobre capital propio con financiamiento:
8.8% p.a
70%
8%
10
30%
Capital
propio
(USD)
1,680,000
4,200,000
5,880,000
7,560,000
7,980,000
7,140,000
6,300,000
5,460,000
4,620,000
3,780,000
2,940,000
2,100,000
1,260,000
420,000
18,000,000
9,000,000
9,000,000
9,000,000
61,320,000
31,680,388
45,000,000
35,371,858
del costo de inversión
p.a.
años
del costo de inversión, más IDC
Pago del
principal
(USD)
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
Cua7.2.3
105,000,000
59,327,342
O&My
pérdidas
(USD)
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
158,000,000
49,568,639
Ingresos
por ventas
(USD)
21,629,754
21,629,754
21,629,754
21,936,205
22,248,785
22,567,617
22,892,825
23,224,538
23,562,884
23,907,998
24,260,014
24,619,070
24,985,308
25,358,870
25,739,903
26,128,557
26,524,985
26,929,340
27,341,783
27,762,475
26,524,985
26,929,340
27,341,783
27,762,475
28,191,580
621,630,584
182,656,323
Flujo de efectivo (USD)
Capital propio
Inversión sin
c/ financiamiento
financiamiento
-19,680,000
-13,200,000
-14,880,000
-16,560,000
-3,170,246
-2,330,246
-1,490,246
-343,795
808,785
1,967,617
3,132,825
4,304,538
5,482,884
6,667,998
17,940,014
18,299,070
18,665,308
19,038,870
19,419,903
19,808,557
20,204,985
20,609,340
21,021,783
21,442,475
20,204,985
20,609,340
21,021,783
21,442,475
21,871,580
252,310,584
-20,176,216
-60,000,000
-30,000,000
-30,000,000
-30,000,000
15,309,754
15,309,754
15,309,754
15,616,205
15,928,785
16,247,617
16,572,825
16,904,538
17,242,884
17,587,998
17,940,014
18,299,070
18,665,308
19,038,870
19,419,903
19,808,557
20,204,985
20,609,340
21,021,783
21,442,475
20,204,985
20,609,340
21,021,783
21,442,475
21,871,580
313,630,584
-33,326,565
2002-01-25
Cuadro 7.2.4: Análisis financiero alternativo: Escenario optimista: Precios bajos en Colombia y altos en Panamá (con 150 MW de potencia)
(en dólares de los Estados Unidos de América, USD)
Parámetros técnicos
Potencia transportada:
Energía transportada
Costo de inversión:
Costo O&M:
Costo variable (pérdidas)
subtotal anual
Año
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
TOTAL
VPN
Cua7-2-1.xls
Generación
total
(GWh)
150.00 MW
788.40 GWh
150,000,000
3,750,000
2,570,000
6,320,000
Costo de
inversión
(USD)
60,000,000
30,000,000
30,000,000
30,000,000
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
19,710.0
6,183.5
150,000,000
117,906,195
USD
USD/año
USD/año
USD/año
Monto del
préstamo
(USD)
42,000,000
21,000,000
21,000,000
21,000,000
105,000,000
82,534,336
Ingreso = Precio P - Precio C + TT en Panamá
Tarifa trans
0.8 centavos/kWh
Escalación:
2% p.a.
12% p.a.
Tasa de descuento:
Estructura de financiamiento
Préstamo:
Banco:
Tasa de interés:
Plazo de pago:
Capital propio:
Saldo de la
deuda
(USD)
42,000,000
63,000,000
84,000,000
105,000,000
94,500,000
84,000,000
73,500,000
63,000,000
52,500,000
42,000,000
31,500,000
21,000,000
10,500,000
0
Intereses
sobre préstamo
(USD)
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS, SIN DEPRECIACIÓN
TIRF del proyecto sin financiamiento:
16.1% p.a.
TIRF sobre capital propio con financiamiento:
20.9% p.a.
70%
8%
10
30%
Capital
propio
(USD)
1,680,000
4,200,000
5,880,000
7,560,000
7,980,000
7,140,000
6,300,000
5,460,000
4,620,000
3,780,000
2,940,000
2,100,000
1,260,000
420,000
18,000,000
9,000,000
9,000,000
9,000,000
61,320,000
31,680,388
45,000,000
35,371,858
del costo de inversión
p.a.
años
del costo de inversión, más IDC
Pago del
principal
(USD)
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
Cua7.2.4
105,000,000
59,327,342
O&My
pérdidas
(USD)
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
158,000,000
49,568,639
Ingresos
por ventas
(USD)
36,636,948
36,636,948
36,636,948
37,243,543
37,862,270
38,493,371
39,137,095
39,793,693
40,463,422
41,146,547
41,843,334
42,554,056
43,278,994
44,018,429
44,772,654
45,541,963
46,326,658
47,127,048
47,943,444
48,776,169
46,326,658
47,127,048
47,943,444
48,776,169
49,625,549
1,076,032,403
313,103,199
Flujo de efectivo (USD)
Capital propio
Inversión sin
c/ financiamiento
financiamiento
-19,680,000
-13,200,000
-14,880,000
-16,560,000
11,836,948
12,676,948
13,516,948
14,963,543
16,422,270
17,893,371
19,377,095
20,873,693
22,383,422
23,906,547
35,523,334
36,234,056
36,958,994
37,698,429
38,452,654
39,221,963
40,006,658
40,807,048
41,623,444
42,456,169
40,006,658
40,807,048
41,623,444
42,456,169
43,305,549
706,712,403
62,725,132
-60,000,000
-30,000,000
-30,000,000
-30,000,000
30,316,948
30,316,948
30,316,948
30,923,543
31,542,270
32,173,371
32,817,095
33,473,693
34,143,422
34,826,547
35,523,334
36,234,056
36,958,994
37,698,429
38,452,654
39,221,963
40,006,658
40,807,048
41,623,444
42,456,169
40,006,658
40,807,048
41,623,444
42,456,169
43,305,549
768,032,403
49,574,782
2002-01-25
Cuadro 7.2.5: Análisis financiero alternativo: Escenario pesimista: Precios bajos en Panamá y altos en Colombia (con 150 MW de potencia)
(en dólares de los Estados Unidos de América, USD)
Parámetros técnicos
Potencia transportada:
Energía transportada
Costo de inversión:
Costo O&M:
Costo variable (pérdidas)
subtotal anual
Año
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
TOTAL
VPN
Cua7-2-1.xls
Generación
total
(GWh)
150.00 MW
788.40 GWh
150,000,000
3,750,000
2,570,000
6,320,000
Costo de
inversión
(USD)
60,000,000
30,000,000
30,000,000
30,000,000
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
19,710.0
6,183.5
150,000,000
117,906,195
USD
USD/año
USD/año
USD/año
Monto del
préstamo
(USD)
42,000,000
21,000,000
21,000,000
21,000,000
105,000,000
82,534,336
Ingreso = Precio P - Precio C + TT en Panamá
Tarifa trans
0.8 centavos/kWh
Escalación:
2% p.a.
12% p.a.
Tasa de descuento:
Estructura de financiamiento
Préstamo:
Banco:
Tasa de interés:
Plazo de pago:
Capital propio:
Saldo de la
deuda
(USD)
42,000,000
63,000,000
84,000,000
105,000,000
94,500,000
84,000,000
73,500,000
63,000,000
52,500,000
42,000,000
31,500,000
21,000,000
10,500,000
0
Intereses
sobre préstamo
(USD)
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS, SIN DEPRECIACIÓN
TIRF del proyecto sin financiamiento:
<0% p.a.
TIRF sobre capital propio con financiamiento:
<0% p.a.
70%
8%
10
30%
Capital
propio
(USD)
1,680,000
4,200,000
5,880,000
7,560,000
7,980,000
7,140,000
6,300,000
5,460,000
4,620,000
3,780,000
2,940,000
2,100,000
1,260,000
420,000
18,000,000
9,000,000
9,000,000
9,000,000
61,320,000
31,680,388
45,000,000
35,371,858
del costo de inversión
p.a.
años
del costo de inversión, más IDC
Pago del
principal
(USD)
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
10,500,000
Cua7.2.5
105,000,000
59,327,342
O&My
pérdidas
(USD)
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
6,320,000
158,000,000
49,568,639
Ingresos
por ventas
(USD)
6,622,560
6,622,560
6,622,560
6,628,867
6,635,301
6,641,863
6,648,556
6,655,383
6,662,347
6,669,450
6,676,695
6,684,084
6,691,622
6,699,311
6,707,153
6,715,152
6,723,311
6,731,633
6,740,122
6,748,780
6,723,311
6,731,633
6,740,122
6,748,780
6,757,612
167,228,764
52,209,447
Flujo de efectivo (USD)
Capital propio
Inversión sin
c/ financiamiento
financiamiento
-19,680,000
-13,200,000
-14,880,000
-16,560,000
-18,177,440
-17,337,440
-16,497,440
-15,651,133
-14,804,699
-13,958,137
-13,111,444
-12,264,617
-11,417,653
-10,570,550
356,695
364,084
371,622
379,311
387,153
395,152
403,311
411,633
420,122
428,780
403,311
411,633
420,122
428,780
437,612
-202,091,236
-103,077,563
-60,000,000
-30,000,000
-30,000,000
-30,000,000
302,560
302,560
302,560
308,867
315,301
321,863
328,556
335,383
342,347
349,450
356,695
364,084
371,622
379,311
387,153
395,152
403,311
411,633
420,122
428,780
403,311
411,633
420,122
428,780
437,612
-140,771,236
-116,227,913
2002-01-25
Cuadro 7.2.6: MÁXIMO COSTO DEL PROYECTO MERCANTIL para producir TIRF de 14% p.a. en escenario 150 MW, tarifa de transporte de 3,2 centavos/kWh
(en dólares de los Estados Unidos de América, USD)
Parámetros técnicos
Potencia transportada:
Energía transportada
Costo de inversión:
Costo O&M:
Costo variable (pérdidas)
sub total annual
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
TOTAL
VPN
Cua7-2-1.xls
Generación
total
(GWh)
150.00 MW
788.40 GWh
125,000,000
3,125,000
2,570,000
5,695,000
Costo de
inversión
(USD)
50,000,000
25,000,000
25,000,000
25,000,000
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
19,710.0
6,183.5
125,000,000
98,255,162
USD
USD/año
USD/año
USD/año
Monto del
préstamo
(USD)
35,000,000
17,500,000
17,500,000
17,500,000
87,500,000
68,778,614
Ingreso:
12% p.a.
Tasa de descuento:
Estructura de financiamiento
Préstamo:
Banco:
Tasa de interés:
Plazo de pago:
Capital propio:
Saldo de la
deuda
(USD)
35,000,000
52,500,000
70,000,000
87,500,000
78,750,000
70,000,000
61,250,000
52,500,000
43,750,000
35,000,000
26,250,000
17,500,000
8,750,000
0
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS, SIN DEPRECIACIÓN
TIRF del proyecto sin financiamiento:
11.9% p.a.
TIRF sobre capital propio con financiamiento:
14.0% p.a.
0.032 USD/kWh
Intereses
sobre préstamo
(USD)
70%
8%
10
30%
Capital
propio
(USD)
1,400,000
3,500,000
4,900,000
6,300,000
6,650,000
5,950,000
5,250,000
4,550,000
3,850,000
3,150,000
2,450,000
1,750,000
1,050,000
350,000
15,000,000
7,500,000
7,500,000
7,500,000
51,100,000
26,400,324
37,500,000
29,476,549
del costo de inversión
p.a.
años
del costo de inversión, más IDC
Pago del
principal
(USD)
8,750,000
8,750,000
8,750,000
8,750,000
8,750,000
8,750,000
8,750,000
8,750,000
8,750,000
8,750,000
Cua7.2.6
87,500,000
49,439,451
O&My
pérdidas
(USD)
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
5,695,000
142,375,000
44,666,677
Ingresos
por ventas
(USD)
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
25,228,800
630,720,000
197,872,988
Flujo de efectivo (USD)
Capital propio
Inversión sin
c/ financiamiento
financiamiento
-16,400,000
-11,000,000
-12,400,000
-13,800,000
4,133,800
4,833,800
5,533,800
6,233,800
6,933,800
7,633,800
8,333,800
9,033,800
9,733,800
10,433,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
312,245,000
10,068,843
-50,000,000
-25,000,000
-25,000,000
-25,000,000
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
19,533,800
363,345,000
-889,782
2002-01-25
Cuadro 7.2.7: MÁXIMO COSTO DEL PROYECTO MERCANTIL para producir TIRF de 14% p.a. en escenario 150 MW, tarifa de transporte de 1,0 centavo/kWh
(en dólares de los Estados Unidos de América, USD)
Parámetros técnicos
Potencia transportada:
Energía transportada
Costo de inversión:
Costo O&M:
Costo variable (pérdidas)
sub total annual
Año
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
TOTAL
VPN
Cua7-2-1.xls
Generación
total
(GWh)
150.00 MW
788.40 GWh
29,300,000
732,500
2,570,000
3,302,500
Costo de
inversión
(USD)
11,720,000
5,860,000
5,860,000
5,860,000
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
19,710.0
6,183.5
29,300,000
23,031,010
USD
USD/año
USD/año
USD/año
Monto del
préstamo
(USD)
8,204,000
4,102,000
4,102,000
4,102,000
20,510,000
16,121,707
Ingreso:
12% p.a.
Tasa de descuento:
Estructura de financiamiento
Préstamo:
Banco:
Tasa de interés:
Plazo de pago:
Capital propio:
Saldo de la
deuda
(USD)
8,204,000
12,306,000
16,408,000
20,510,000
18,459,000
16,408,000
14,357,000
12,306,000
10,255,000
8,204,000
6,153,000
4,102,000
2,051,000
0
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS, SIN DEPRECIACIÓN
TIRF del proyecto sin financiamiento:
11.9% p.a.
TIRF sobre capital propio con financiamiento:
14.0% p.a.
0.010 USD/kWh
Intereses
sobre préstamo
(USD)
70%
8%
10
30%
Capital
propio
(USD)
328,160
820,400
1,148,560
1,476,720
1,558,760
1,394,680
1,230,600
1,066,520
902,440
738,360
574,280
410,200
246,120
82,040
3,516,000
1,758,000
1,758,000
1,758,000
11,977,840
6,188,236
8,790,000
6,909,303
del costo de inversión
p.a.
años
del costo de inversión, más IDC
Pago del
principal
(USD)
2,051,000
2,051,000
2,051,000
2,051,000
2,051,000
2,051,000
2,051,000
2,051,000
2,051,000
2,051,000
Cua7.2.7
20,510,000
11,588,607
O&My
pérdidas
(USD)
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
3,302,500
82,562,500
25,901,967
Ingresos
por ventas
(USD)
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
7,884,000
197,100,000
61,835,309
Flujo de efectivo (USD)
Capital propio
Inversión sin
c/ financiamiento
financiamiento
-3,844,160
-2,578,400
-2,906,560
-3,234,720
971,740
1,135,820
1,299,900
1,463,980
1,628,060
1,792,140
1,956,220
2,120,300
2,284,380
2,448,460
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
73,259,660
2,373,980
-11,720,000
-5,860,000
-5,860,000
-5,860,000
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
4,581,500
85,237,500
-194,722
2002-01-25
Cuadro 7.2.8: MÁXIMO COSTO DEL PROYECTO EN ANÁLISIS FINANCIERO ALTERNATIVO para TIRF 14% p.a., Escenario Base de precios
(en dólares de los Estados Unidos de América, USD)
Parámetros técnicos
Potencia transportada:
Energía transportada
Costo de inversión:
Costo O&M:
Costo variable (pérdidas)
subtotal anual
Año
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
TOTAL
VPN
Cua7-2-1.xls
Generación
total
(GWh)
150.00 MW
788.40 GWh
113,000,000
2,825,000
2,570,000
5,395,000
Costo de
inversión
(USD)
45,200,000
22,600,000
22,600,000
22,600,000
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
19,710.0
6,183.5
113,000,000
88,822,667
USD
USD/año
USD/año
USD/año
Monto del
préstamo
(USD)
31,640,000
15,820,000
15,820,000
15,820,000
79,100,000
62,175,867
Ingreso = Precio P - Precio C + TT en Panamá
Tarifa trans
0.8 centavos/kWh
Escalación:
2% p.a.
12% p.a.
Tasa de descuento:
Estructura de financiamiento
Préstamo:
Banco:
Tasa de interés:
Plazo de pago:
Capital propio:
Saldo de la
deuda
(USD)
31,640,000
47,460,000
63,280,000
79,100,000
71,190,000
63,280,000
55,370,000
47,460,000
39,550,000
31,640,000
23,730,000
15,820,000
7,910,000
0
Intereses
sobre préstamo
(USD)
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS, SIN DEPRECIACIÓN
TIRF del proyecto sin financiamiento:
12.0% p.a
TIRF sobre capital propio con financiamiento:
14.0% p.a
70%
8%
10
30%
Capital
propio
(USD)
del costo de inversión
p.a.
años
del costo de inversión, más IDC
Pago del
principal
(USD)
1,265,600
3,164,000
4,429,600
5,695,200
6,011,600
5,378,800
4,746,000
4,113,200
3,480,400
2,847,600
2,214,800
1,582,000
949,200
316,400
13,560,000
6,780,000
6,780,000
6,780,000
46,194,400
23,865,892
33,900,000
26,646,800
7,910,000
7,910,000
7,910,000
7,910,000
7,910,000
7,910,000
7,910,000
7,910,000
7,910,000
7,910,000
79,100,000
44,693,264
Cua7.2.8
O&My
pérdidas
(USD)
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
5,395,000
134,875,000
42,313,736
Ingresos
por ventas
(USD)
21,629,754
21,629,754
21,629,754
21,936,205
22,248,785
22,567,617
22,892,825
23,224,538
23,562,884
23,907,998
24,260,014
24,619,070
24,985,308
25,358,870
25,739,903
26,128,557
26,524,985
26,929,340
27,341,783
27,762,475
26,524,985
26,929,340
27,341,783
27,762,475
28,191,580
621,630,584
182,656,323
Capital propio
c/ financiamiento
Flujo de efectivo (USD)
Inversión sin
financiamiento
-14,825,600
-9,944,000
-11,209,600
-12,475,200
2,313,154
2,945,954
3,578,754
4,518,005
5,463,385
6,415,017
7,373,025
8,337,538
9,308,684
10,286,598
18,865,014
19,224,070
19,590,308
19,963,870
20,344,903
20,733,557
21,129,985
21,534,340
21,946,783
22,367,475
21,129,985
21,534,340
21,946,783
22,367,475
22,796,580
327,561,184
10,274,182
-45,200,000
-22,600,000
-22,600,000
-22,600,000
16,234,754
16,234,754
16,234,754
16,541,205
16,853,785
17,172,617
17,497,825
17,829,538
18,167,884
18,512,998
18,865,014
19,224,070
19,590,308
19,963,870
20,344,903
20,733,557
21,129,985
21,534,340
21,946,783
22,367,475
21,129,985
21,534,340
21,946,783
22,367,475
22,796,580
373,755,584
367,585
Inversión con
financiamiento
-46,465,600
-25,764,000
-27,029,600
-28,295,200
2,313,154
2,945,954
3,578,754
4,518,005
5,463,385
6,415,017
7,373,025
8,337,538
9,308,684
10,286,598
18,865,014
19,224,070
19,590,308
19,963,870
20,344,903
20,733,557
21,129,985
21,534,340
21,946,783
22,367,475
21,129,985
21,534,340
21,946,783
22,367,475
22,796,580
248,461,184
-51,901,685
2002-01-25
Cuadro 7.2.9: Máximo costo del proyecto en análisis financiero alternativo para TIRF 14% p.a., Escenario Optimista de precios
(en dólares de los Estados Unidos de América, USD)
Parámetros técnicos
Potencia transportada:
Energía transportada
Costo de inversión:
Costo O&M:
Costo variable (pérdidas)
subtotal anual
Año
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
TOTAL
VPN
Cua7-2-1.xls
Generación
total
(GWh)
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
19,710.0
6,183.5
150.00 MW
788.40 GWh
204,000,000
5,100,000
2,570,000
7,670,000
USD
USD/año
USD/año
USD/año
Costo de
inversión
(USD)
Monto del
préstamo
(USD)
81,600,000
40,800,000
40,800,000
40,800,000
57,120,000
28,560,000
28,560,000
28,560,000
204,000,000
160,352,425
142,800,000
112,246,697
Ingreso = Precio P - Precio C + TT en Panamá
Tarifa trans
0.8 centavos/kWh
Escalación:
2% p.a.
12% p.a.
Tasa de descuento:
Estructura de financiamiento
Préstamo:
Banco:
Tasa de interés:
Plazo de pago:
Capital propio:
Saldo de la
deuda
(USD)
57,120,000
85,680,000
114,240,000
142,800,000
128,520,000
114,240,000
99,960,000
85,680,000
71,400,000
57,120,000
42,840,000
28,560,000
14,280,000
0
Intereses
sobre préstamo
(USD)
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS, SIN DEPRECIACIÓN
TIRF del proyecto sin financiamiento:
12.0% p.a.
TIRF sobre capital propio con financiamiento
14.0% p.a.
70%
8%
10
30%
Capital
propio
(USD)
2,284,800
5,712,000
7,996,800
10,281,600
10,852,800
9,710,400
8,568,000
7,425,600
6,283,200
5,140,800
3,998,400
2,856,000
1,713,600
571,200
24,480,000
12,240,000
12,240,000
12,240,000
83,395,200
43,085,328
61,200,000
48,105,727
del costo de inversión
p.a.
años
del costo de inversión, más IDC
Pago del
principal
(USD)
14,280,000
14,280,000
14,280,000
14,280,000
14,280,000
14,280,000
14,280,000
14,280,000
14,280,000
14,280,000
Cua7.2.9
142,800,000
80,685,185
O&My
pérdidas
(USD)
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
7,670,000
191,750,000
60,156,877
Ingresos
por ventas
(USD)
36,636,948
36,636,948
36,636,948
37,243,543
37,862,270
38,493,371
39,137,095
39,793,693
40,463,422
41,146,547
41,843,334
42,554,056
43,278,994
44,018,429
44,772,654
45,541,963
46,326,658
47,127,048
47,943,444
48,776,169
46,326,658
47,127,048
47,943,444
48,776,169
49,625,549
1,076,032,403
313,103,199
Flujo de efectivo (USD)
Capital propio
Inversión sin
c/ financiamiento
financiamiento
-26,764,800
-17,952,000
-20,236,800
-22,521,600
3,834,148
4,976,548
6,118,948
7,867,943
9,629,070
11,402,571
13,188,695
14,987,693
16,799,822
18,625,347
34,173,334
34,884,056
35,608,994
36,348,429
37,102,654
37,871,963
38,656,658
39,457,048
40,273,444
41,106,169
38,656,658
39,457,048
40,273,444
41,106,169
41,955,549
596,887,203
18,284,011
-81,600,000
-40,800,000
-40,800,000
-40,800,000
28,966,948
28,966,948
28,966,948
29,573,543
30,192,270
30,823,371
31,467,095
32,123,693
32,793,422
33,476,547
34,173,334
34,884,056
35,608,994
36,348,429
37,102,654
37,871,963
38,656,658
39,457,048
40,273,444
41,106,169
38,656,658
39,457,048
40,273,444
41,106,169
41,955,549
680,282,403
399,536
2002-01-25
Cuadro 7.2.10: Máximo costo del proyecto en análisis financiero alternativo para TIRF 14% p.a, Escenario Pesimista de precios
(en dólares de los Estados Unidos de América, USD)
Parámetros técnicos
Potencia transportada:
Energía transportada
Costo de inversión:
Costo O&M:
Costo variable (pérdidas)
subtotal anual
Año
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
TOTAL
VPN
Cua7-2-1.xls
Generación
total
(GWh)
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
788.4
19,710.0
6,183.5
150.00 MW
788.40 GWh
22,550,000
563,750
2,570,000
3,133,750
USD
USD/año
USD/año
USD/año
Costo de
inversión
(USD)
Monto del
préstamo
(USD)
9,020,000
4,510,000
4,510,000
4,510,000
6,314,000
3,157,000
3,157,000
3,157,000
22,550,000
17,725,231
15,785,000
12,407,662
Ingreso = Precio P - Precio C + TT en Panamá
Tarifa trans
0.8 centavos/kWh
Escalación:
2% p.a.
12% p.a.
Tasa de descuento:
Estructura de financiamiento
Préstamo:
Banco:
Tasa de interés:
Plazo de pago:
Capital propio:
Saldo de la
deuda
(USD)
6,314,000
9,471,000
12,628,000
15,785,000
14,206,500
12,628,000
11,049,500
9,471,000
7,892,500
6,314,000
4,735,500
3,157,000
1,578,500
0
Intereses
sobre préstamo
(USD)
RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS, SIN DEPRECIACIÓN
TIRF del proyecto sin financiamiento:
11.9% p.a.
TIRF sobre capital propio con financiamiento:
14.0% p.a.
70%
8%
10
30%
del costo de inversión
p.a.
años
del costo de inversión, más IDC
Capital
propio
(USD)
252,560
631,400
883,960
1,136,520
1,199,660
1,073,380
947,100
820,820
694,540
568,260
441,980
315,700
189,420
63,140
2,706,000
1,353,000
1,353,000
1,353,000
9,218,440
4,762,618
6,765,000
5,317,569
Pago del
principal
(USD)
1,578,500
1,578,500
1,578,500
1,578,500
1,578,500
1,578,500
1,578,500
1,578,500
1,578,500
1,578,500
Cua7.2.10
15,785,000
8,918,877
O&My
pérdidas
(USD)
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
3,133,750
78,343,750
24,578,437
Ingresos
por ventas
(USD)
6,622,560
6,622,560
6,622,560
6,628,867
6,635,301
6,641,863
6,648,556
6,655,383
6,662,347
6,669,450
6,676,695
6,684,084
6,691,622
6,699,311
6,707,153
6,715,152
6,723,311
6,731,633
6,740,122
6,748,780
6,723,311
6,731,633
6,740,122
6,748,780
6,757,612
167,228,764
52,209,447
Flujo de efectivo (USD)
Capital propio
Inversión sin
c/ financiamiento
financiamiento
-2,958,560
-1,984,400
-2,236,960
-2,489,520
710,650
836,930
963,210
1,095,797
1,228,511
1,361,353
1,494,326
1,627,433
1,760,677
1,894,060
3,542,945
3,550,334
3,557,872
3,565,561
3,573,403
3,581,402
3,589,561
3,597,883
3,606,372
3,615,030
3,589,561
3,597,883
3,606,372
3,615,030
3,623,862
57,116,574
1,811,711
-9,020,000
-4,510,000
-4,510,000
-4,510,000
3,488,810
3,488,810
3,488,810
3,495,117
3,501,551
3,508,113
3,514,806
3,521,633
3,528,597
3,535,700
3,542,945
3,550,334
3,557,872
3,565,561
3,573,403
3,581,402
3,589,561
3,597,883
3,606,372
3,615,030
3,589,561
3,597,883
3,606,372
3,615,030
3,623,862
66,335,014
-165,225
2002-01-25
Cuadro 7.2.11: Resumen de los análisis financieros
Costo del Potencia
Costos de energía, ¢/kWh
TIRF
en (*)
tarifa de
en (*) Inversión Cap.propio
proyecto
MW
MUSD
Colombia transporte Panamá sin fin.
con fin.
4.5
9.4%
10.0%
7.2.1 transporte mercantil
150
100
7.2.2 transporte mercantil
150
150
3.2
9.5%
10.2%
150
150
3.9
0.8
5.8
8.7%
8.8%
7.2.3 diferencia de precios, base
7.2.4 diferencia de precios, optimista
150
150
3.3
0.8
7.2
16.1%
20.9%
7.2.5 diferencia de precios, pesimista
150
150
4.4
0.8
4.4
<0%
<0%
7.2.6 mercantil, mínimo costo
125
150
3.2
11.9%
14.0%
7.2.7 mercantil, mínimo costo
29
150
1.0
11.9%
14.0%
7.2.8 dif.precios, base, mínimo costo
113
150
3.9
0.8
5.8
12.0%
14.0%
7.2.9 dif.precios, optimista, mín.costo
204
150
3.3
0.8
7.2
12.0%
14.0%
7.2.10 dif.precios, pesimista, mín.costo
23
150
4.4
0.8
4.4
11.9%
14.0%
Cuadro
Tipo de proyecto
(*) Costos incrementales promedio de largo plazo en el período 2005 - 2010 (V. Cuadro 3.6.1), en US¢/kWh
MUSD = millones de dólares de los Estados Unidos de América
TIRF = tasa interna de retorno, financiera (% p.a.)
Tasa de descuento:
12% p.a.
Tasa de interés del mercado:
8% p.a.
Plazo de pago del préstamo:
10 años
Razón deuda / capital propio:
70% / 30%
Cua7-2-1.xls
Cua7.2.11
2002-01-25
8.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
T:\proj\014519\7000\307\vers_word\Texto\Info3-4.doc
2001-11-27
8.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
El proyecto de la interconexión Panamá – Colombia difícilmente podría ser viabilizado
económica y financieramente para niveles de importación de energía inferiores a unos 700 ó 800
GWh/año, con base en los costos actualmente anticipados y una transmisión máxima de potencia
de no más que unos 150 MW.
Se analizó el proyecto como del tipo de transporte mercantil, cuyo ingreso sería exclusivamente
basado en el cobro de una tarifa de transporte correspondiente a la amortización de los costos de
inversión, operación y mantenimiento, y pérdidas de transmisión: las tarifas resultantes, de 4,5 y
3,2 US¢/kWh respectivamente para las potencias de 100 y 150 MW, serían difícilmente
soportables por el diferencial de precios entre los mercados energéticos de Panamá y Colombia,
para que su pudiera vialibilizar el proyecto. El máximo costo del proyecto mercantil que
permitiera la obtención de una tasa interna de retorno financiero razonable (14% p.a.) sobre el
capital propio invertido y para el transporte de 150 MW con la misma tarifa de 3,2 US¢/kWh
resultó ser de 125 MUSD. Ya si se buscara limitar la tarifa de transporte a sólo 1,0 ¢/kWh, el
máximo costo de inversión para un proyecto mercantil rentable estaría limitado a 29 MUSD, que
parece irrealista.
Asimismo se analizó la factibilidad financiera del proyecto en donde sus ingresos se compusieran
del diferencial de los precios de generación, entre colombianos y panameños, más el valor de la
tarifa de transmisión a ser pagada en Panamá, con los siguientes escenarios y premisas
adoptados:
•
•
•
•
•
•
tarifa de transmisión en Panamá, de 0,8 US¢/kWh (estimada como tarifa media aplicable
a las distintas centrales del parque generador panameño)
precios del año 2010 incrementados a la tasa arbitraria de 2% por año hasta 2032
plazo de construcción de 4 años, con construcción de carreteras y caminos de acceso, y
otros trabajos preliminares, durante el primer año
un escenario base, con los precios en el medio de los rangos respectivos en Colombia
(3,3 – 4,4 ¢/kWh en 2005 – 2010)) y Panamá (4,4 – 7,2 ¢/kWh en 2005 – 2010)
un escenario optimista, con los precios inferiores del rango en Colombia (3,3 ¢/kWh en
2005 – 2010) y los precios superiores del rango en Panamá (7,2 ¢/kWh en 2005 – 2010)
un escenario pesimista, con los precios superiores del rango en Colombia (4,4 ¢/kWh en
2005 – 2010) y los precios inferiores del rango en Panamá (4,4 ¢/kWh en 2005 – 2010)
Los resultados de este segundo tipo de análisis financiero, para la importación de 150 MW de
energía colombiana a Panamá, fueron satisfactorios apenas en el escenario optimista, en donde
los precios panameños son más grandes que el doble de los precios colombianos de energía. En
el escenario base, con precios panameños superiores a los colombianos en apenas un 50%, la
TIRF del proyecto no alcanza ni siquiera el 10% p.a. Peor aún, en el escenario pesimista, donde
el precio considerado para la energía en el mercado panameño es no más que ligeramente
superior al del colombiano, todos sus indicadores financieros se vuelven netamente
desfavorables.
T:\proj\014519\7000\307\vers_word\Texto\Info3-4.doc
8-1
2002-01-25
El costo máximo del proyecto que permitiera obtener una TIRF de 14% p.a. sobre la inversión,
aprovechando el diferencial de precios más la tarifa de transmisión de 0,8 ¢/kWh resultó ser de
113 MUSD en el Escenario Base; este costo podría ser alcanzable si redujeran algunas
componentes de costos e incertidumbres como discutido a continuación. Sin embargo, el análisis
de sensibilidad realizado entre los escenarios Optimista y Pesimista de precios recuerda que el
proyecto no soportaría el Escenario Pesimista: el costo de inversión para un proyecto rentable en
el Escenario Optimista podría subir hasta un nivel de 204 MUSD, pero en el Escenario Pesimista
de precios el límite máximo del costo del proyecto estaría drásticamente reducido a unos meros
23 MUSD, lo que es netamente irrealista.
Contribuyen para las dificultades del proyecto las incertidumbres de orden ambiental y la
inexistencia actual de carreteras o caminos de acceso a la región, sobre todo en el tramo para
atravesar el Tapón del Darién. Así, se recuerda que sólo el costo de implantación de 200 km de
vía transitable para el tramo Urabá – Yaviza (estimado en 40 MUSD) absorbe un 30% del costo
total estimado para la línea de transmisión sin contar las subestaciones (134,9 MUSD).
Exclusivamente desde un punto de vista comercial, la interconexión eléctrica Panamá –
Colombia podría eventualmente ser viable bajo algunos escenarios especialmente favorables
como discutido anteriormente, recordándose empero los varios puntos que llevan a un alto nivel
de incertidumbre:
•
elevados costos de construcción, operación y mantenimiento de la línea y
subestaciones: pueden variar substancialmente, incluso en función de la necesidad
de establecer rutas o caminos de acceso.
•
temas de protección y mitigación ambiental: si hubiera interés en proseguir las
investigaciones del proyecto, sería necesario llevar a cabo un estudio detallado de
impacto ambiental, basado en datos actuales e investigaciones de campo, estudio
que podría tomar de 2 a 3 años de duración.
•
temas de seguridad, incluso actividades de la guerrilla y de otros grupos armados.
•
temas de política nacional y regional, incluso las consideraciones de la facilitación
eventual del flujo migratorio ilegal a lo largo de la franja de servidumbre de la
línea de interconexión.
A la luz de la situación actual en Colombia con respecto a la demanda futura, es muy difícil
establecer escenarios de precios futuros, que dictarán la competitividad de la energía aportada por
la eventual interconexión. Puede decirse que, en vista de los importantes recursos energéticos de
Colombia, es razonable suponer que los precios de energía en Colombia serán inferiores a los
precios panameños, de donde el atractivo potencial de la interconexión.
Si se deseara retener el proyecto de la interconexión Panamá – Colombia como una opción
eventual para el suministro futuro de Panamá, el proyecto debería ser analizado a un nivel de
T:\proj\014519\7000\307\vers_word\Texto\Info3-4.doc
8-2
2002-01-25
factibilidad, para que se tenga una evaluación más precisa con costos más verosímiles. El
borrador de los términos de referencia, redactado por ISA para tal estudio, se presenta en el
Anexo B. Una de las variables más críticas a ser verificadas por el estudio será el costo del
proyecto de interconexión.
Sin embargo, para que la interconexión Panamá – Colombia se vuelva verdaderamente rentable,
las exportaciones de energía eléctrica desde Colombia no deberían de estar limitadas
exclusivamente a la demanda de Panamá, sino más bien a la de toda Centroamérica. En este
contexto, capacidades más grandes de transferencia deberían de ser analizadas, como por ejemplo
una capacidad de 300 MW para fines de compatibilidad y competitividad con el proyecto
SIEPAC de transmisión a lo largo de toda Centroamérica.
Se recuerda aún que cualquier análisis financiero que sea realizado sobre el proyecto de la
interconexión deberá tomar en consideración que los productores hidroeléctricos colombianos
podrían no ser capaces de suplir sus obligaciones contractuales con sus propias cargas a todo
tiempo, y podrán verse obligados a firmar contratos de compra de energía complementaria con
productores térmicos o a comprarla en el mercado de oportunidad (spot) centroamericano. Esta
realidad podrá efectivamente reducir en alguna proporción el atractivo de los bajos precios de la
energía hidroeléctrica colombiana, aunque podría ser el objeto de análisis conjuntos de las
autoridades institucionales de Panamá y Colombia con vistas a llegarse a acuerdos favorables a
ambas las partes.
Si hubiere un interés estratégico de los gobiernos de Panamá y Colombia en el eventual apoyo
del proyecto de interconexión eléctrica entre sus países, los gobiernos podrán querer contribuir a
la reducción de las incertidumbres y dificultades ambientales, a través de apoyos tales como los
siguientes:
•
•
•
•
•
•
•
coordinar los ajustes que puedan ser necesarios a las regulaciones nacionales respectivas;
contribución a la realización del estudio de impacto ambiental;
incremento de la seguridad y control en el área;
mejoría de las condiciones sanitarias de la región;
apertura y mantenimiento de rutas de acceso;
posibilitar la conclusión eventual de la Carretera Panamericana en ese tramo;
o finalmente, participar directa o indirectamente en la realización del proyecto.
Reducciones substanciales en el costo de inversión del proyecto de interconexión podrían
volverlo atractivo en escenarios favorables – en función de la competitividad de la energía
colombiana ante la panameña o ante la centroamericana puesta en Panamá – como se discutió en
los análisis financieros del capítulo 7, recordándose siempre que se necesitaría contar con
respaldo en el mercado de oportunidad de Panamá para suplir las deficiencias de suministro
causadas por fallas en la interconexión o por las reglas colombianas de racionamiento selectivo.
T:\proj\014519\7000\307\vers_word\Texto\Info3-4.doc
8-3
2002-01-25
ANEXOS
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
2001-11-27
ANEXO A
BIBLIOGRAFÍA
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
2001-11-27
ANEXO A
BIBLIOGRAFÍA
1.
Estudio del Grupo de los Tres: “Análisis prospectivo de las posibles etapas de desarrollo
de la interconexión entre los sistemas eléctricos de Colombia, México, Venezuela y países
de América Central”, volumen I, informe ejecutivo, Tractebel, para el BID, febrero 1995.
2.
Estudio de ISA: “Estudio de prefactibilidad para la interconexión eléctrica entre Colombia
y Panamá”, Ing. Andrés Mejía Rendón, tomo I, informe final, Medellín, agosto de 1998.
3.
Estudio de ISA: “Estudio de factibilidad de la interconexión eléctrica entre Panamá y
Colombia” [borrador de términos de referencia, ver Anexo B], documento STE-2110-373,
ISA, Servicio Transporte de Energía (STE), Medellín, 26 de marzo de 2001.
4.
Leyes colombianas 142 y 143.
5.
Resoluciones colombianas CREG 94-24 y 25 (códigos comercial y de operación).
6.
Resoluciones colombianas CREG 96-22, 98 y 116 (cargo por capacidad).
7.
Idem, 97-100: Base para calcular los mínimos operativos.
8.
Idem, 97-214: Cargo por capacidad.
9.
Idem, 97-215: Precio para mínimos operativos.
10.
Idem, 97-217: Racionamiento.
11.
Idem, 98-119: Racionamiento, exportación durante racionamiento, procedimientos para
racionamiento.
12.
Idem, 98-112: Los aspectos comerciales aplicables a las transacciones internacionales de
energía.
13.
ISA, Mercado de Energía Mayorista, cada mes.
14.
Ministerio de Minas y Energía, ISA, UPME (Unidad de Planeamiento Minero Energético),
“Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión 2001-2015”.
15.
Ministerio de Minas y Energía, ISA, UPME (Unidad de Planeamiento Minero Energético),
“Energía en Colombia 2000 – 2020”, Bogotá, marzo de 2001.
16.
TERA, Un marco revisado para el Cargo por Capacidad, Mínimos Operativos y Reglas de
Racionamiento en Colombia, 06/02/2000.
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
2001-11-27
ANEXO B
BORRADOR DE TÉRMINOS DE REFERENCIA ISA PARA ESTUDIO DE
FACTIBILIDAD
Documento nº 3 de la Bibliografía: “Estudio de factibilidad de la interconexión
eléctrica entre Panamá y Colombia”, documento STE-2110-373, ISA, Servicio
Transporte de Energía (STE), Medellín, 26 de marzo de 2001
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
2001-11-27
ANEXO C
DEMANDA ELÉCTRICA EN COLOMBIA, 1997 – 2001
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
2001-11-27
ANEXO D
PRECIOS MEDIOS DE BOLSA EN COLOMBIA
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
2001-11-27
ANEXO E
EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DE BOLSA CON EL EMBALSE
OFERTABLE
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
2001-11-27
ANEXO F
PRECIOS MEDIOS DE BOLSA Y CONTRATOS EN COLOMBIA
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
2001-11-27
ANEXO G
PRECIO PROMEDIO DEL MERCADO COLOMBIANO
C:\Documents and Settings\prycd\Desktop\Info3-3.doc
2001-11-27