Costa Rica

REPÚBLICA DE PANAMÁ
MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS
ESTUDIO DE SUMINISTRO FUTURO DE ELECTRICIDAD
DE LA REPÚBLICA DE PANAMÁ
INFORME – 5*
EVALUACIÓN DEL PROYECTO SIEPAC Y FACTABILIDAD DE
MAYOR INTERCAMBIO BINACIONAL (COSTS RICA-PANAMÁ) A
CORTO Y MEDIANO PLAZO
Archivo No. 014519/500/47RT/001/02
noviembre del 2001
SNC-LAVALIN
Montreal, Canadá
y
CONSULTORES ASOCIADOS DE INGENIERÍA S.A (CAI)
Panamá
* Versión Adobe Acrobat. La numeración de las páginas puede diferir de la versión impresa
PREFACIO
Este estudio “Suministro Futuro de Electricidad” tiene por objeto evaluar las perspectivas de
diferentes alternativas de suministro de energía eléctrica en el corto, mediano y largo plazo. Los
resultados del estudio serán utilizados por la Comisión de Política Energética (COPE) para la
elaboración de los criterios para estructurar el plan de expansión que debe desarrollar la
Empresa de Transmisión Eléctrica, S. A. (ETESA), según lo establece la Ley 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 de medio
ambiente, 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 de medio
ambiente 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
Información y Documentación Energética;
Informe final.
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i
de
2001/12/17
ESTUDIO DE SUMINISTRO FUTURO DE ELECTRICIDAD
DE LA REPÚBLICA DE PANAMÁ
INFORME - 5 EVALUACIÓN DEL PROYECTO SIEPAC Y FACTABILIDAD DE MAYOR
INTERCAMBIO BINACIONAL (COSTS RICA-PANAMÁ) A CORTO Y MEDIANO
PLAZO
ÍNDICE
PREFACIO
1.
2.
3.
4.
5.
INTRODUCCIÓN
1.1
Objetivo y alcance del programa
1.2
Términos de referencia
REVISIÓN DE INFORMES
2.1
IIT-PTI Estudios Línea SIEPAC
2.2
Consultor principal SIEPAC Diseño General del Mercado
2.3
Danish Power Consulting - Estudios Avanzados de la Línea SIEPAC
2.4
PREEICA/CEAC - Informes del GTPIR
INICIATIVAS PARA UN MAYOR INTERCAMBIO
3.1
Introducción
3.2
Descripción general del proyecto "Anillo Eléctrico Internacional La Amistad"
3.3
Situación actual del mercado eléctrico regional
3.4
Las interconexiones en la región
3.2
Justificación del proyecto "Anillo Eléctrico Internacional La Amistad"
INCENTIVOS PARA UNA MAYOR INTEGRACIÓN ELÉCTRICA
4.1
Introducción
4.2
Antecedentes, requisitos y beneficios de una mayor integración eléctrica
4.3
Escenarios de integración regional
4.4
Proyecto El Faro
4.5
Conclusiones
ASPECTOS TARIFARIOS
5.1
Introducción
5.2
Tarifas de Transmisión Regionales según el Diseño General del MER
5.3
Planteamientos metodológicos iniciales
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5.4
Efectos del Mercado Eléctrico Regional sobre las tarifas de transmisión en
Panamá
5.5
Efectos del Mercado Eléctrico Regional sobre los precios de la energía en
Panamá
DIAGRAMAS
5.1
Sistema Tarifario de las Ampliaciones Planificadas
5.2
Sistema Tarifario de las Ampliaciones a Riesgo y Sistema Existente
5.3
Responsables de los pagos según el tipo de línea
5.4
Origen y destino de los cargos de transmisión
5.5.
Sistema con 5 nodos
TABLAS
2.1.1 Ahorros y beneficios netos 2000-2015
2.4.1 Capacidad instalada a enero del 2001
2.4.2 Instalación prevista durante el período 2001-2005
2.4.3 Escenarios Analizados, 2006-2014
2.4.4 Capacidad instalada en MW y % de instalación, 2006-2014
2.4.5 Cantidad total de intercambios de energía en la Región (GWh por año)
2.4.6 Costo de los planes de expansión
3.1
Principales indicadores del sector eléctrico del Istmo Centroamericano
3.2
Exportaciones entre países año 2000
4.1
CILP según el escenario (Estudio GTPIR/CEAC)
4.2
Precios de la energía y tipos de plantas de expansión (Estudio Mercados Energéticos)
5.1
Asignación de flujos en las líneas de interconexión a las inyecciones y retiros en los
nodos en unitarias y por separado para inyecciones y retiros
5.2.
Asignación final (en p.u.) de flujos en las líneas a nodos suponiendo un peso idéntico a
inyecciones y retiros.
5.3
Trasiegos, exportaciones e importaciones (GWh/año)
5.4
Peaje Total (milesUS$/año)
5.5
Peaje Operativo (US$/MWh)
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5.6
Planes de Expansión de Generación período 2006-2010. Escenario 1: Desarrollo
Aislado
5.7
Planes de Expansión de Generación período 2006-2010. Escenario 2: Integración
Regional Fuerte con Gas Natural
FIGURAS
2.1.1 Mapa Proyecto SIEPAC
2.4.1 Porcentaje de generación por fuente 1998-2005
2.4.2 Instalación por tipo de generación, 2000-2005, demanda base
2.4.4 Comparación de precios de combustibles
2.4.5 Costos Nivelados de Plantas Térmicas
2.4.6 Costos unitarios de instalación de proyectos hidroeléctricos
2.4.7 Costos marginales de corto plazo, escenario MSGN
2.4.8 Intercambios de energía entre los países del MEAC
4.1
Rutas regionales de transmisión, existentes y planificadas
4.2
Área de servicio de las empresas de distribución en El Salvador
5.1
CVT Costa Rica. Verano Sur-Norte
5.2
CVT Costa Rica. Invierno Sur-Norte
5.3
CVT Costa Rica. Verano Norte-Sur
5.4
CVT Costa Rica. Invierno Norte-Sur
5.5
CVT Nicaragua. Verano Sur-Norte
5.6
CVT Nicaragua. Invierno Sur-Norte
5.7
CVT Nicaragua. Verano Norte-Sur
5.8
CVT Nicaragua. Invierno Norte-Sur
5-9
5-10
5-11
5-12
Precios spot Centroamérica (Escenario 1)
Precios spot Panamá y Costa Rica (Escenario 1)
Intercambios (Escenario 1)
Precios spot Centroamérica (Escenario 2)
5-13
5-14
Precios spot Panamá y Costa Rica (Escenario 2)
Intercambios (Escenario 2)
ANEXOS
1 -
Comparación de las tarifas transacciones entre fronteras en Europa y la tarifa de
transmisión de la RTR en América Central
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iv
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1.
INTRODUCCIÓN
1.1
OBJETIVO Y ALCANCE DEL PROGRAMA
Los objetivos de este estudio fueron proporcionados por COPE es sus términos de referencia
para el estudio, tal como sigue:
El estudio “Suministro Futuro de Electricidad” tiene por objeto evaluar las perspectivas
de diferentes alternativas de suministro de energía eléctrica en el corto, mediano y largo
plazo. Los resultados del estudio serán utilizados por la Comisión de Política Energética
(COPE) para la elaboración de los criterios para estructurar el plan de expansión que
debe desarrollar la Empresa de Transmisión Eléctrica, S. A. (ETESA), según lo
establece la Ley 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.
Asimismo, los resultados esperados del programa están establecidos tal como lo provee COPE
con lo siguiente:
Un conocimiento detallado de la problemática asociada con el desarrollo de futuros
proyectos para la generación de electricidad que le permita a COPE proveer al
Estado una asesoría ilustrada sobre asuntos de política energética en el sector
eléctrico;
Una priorización de decisiones a ser apoyadas por el Estado para asegurar el
suministro confiable, de bajo costo y ambientalmente favorable de electricidad con
base en la prestación del servicio por intermedio del sector privado;
La identificación de lineamientos a ser suministrados a ETESA para la
estructuración del plan de expansión;
Información de proyectos específicos para ser puesta a disposición de potenciales
inversionistas en el sector eléctrico.
La información y recomendaciones descritos en este informe están expresamente diseñados
para cumplir estos objetivos y para brindar los resultados requeridos, para el componente de
generación hidroeléctrica.
1.2
TÉRMINOS DE REFERENCIA
Los términos de referencia señalan que se espera que sean investigadas:
-
-
Las acciones para apoyar un mayor intercambio con base en los recursos existentes o
mediante inversiones puntuales por parte de ETESA y el Instituto Costarricense de
Electricidad (ICE) u otros, mientras comienza a operar el proyecto SIEPAC;
Los incentivos para el desarrollo de recursos hidroeléctricos que podría traer una mayor
integración eléctrica, al igual que para la generación a base de gas natural o carbón;
Los posibles efectos sobre la tarifa de transmisión.
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2.
REVISION DE INFORMES
2.1
PROYECTO SIEPAC 1
2.1.1 Antecedentes
El Sistema de Interconexión de los Países de América Central (SIEPAC) fue visualizado por
los gobiernos centroamericanos y de España en 1987. Los estudios realizados hasta 1995
demostraban las amplias oportunidades que tendría la región de llevarse a cabo una mayor
integración eléctrica entre los países. En 1995 los gobiernos centroamericanos, el gobierno de
España y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) acordaron proseguir con la ejecución
del Proyecto SIEPAC, para lo cual aprobaron una cooperación técnica que permitiera
desarrollar los esfuerzos previos a su ejecución.
En 1996 y 1997 Power Tecnologies, Inc. (PTI) y el Instituto de Investigación Tecnológica de
La Universidad Pontificia de Comillas (IIT) de España llevaron a cabo estudios técnicos y
económicos sobre proyecto SIEPAC. El objetivo de esos estudios fue determinar la red troncal
óptima para la interconexión de los países centroamericanos, así como su oportunidad de
desarrollo en el tiempo y eventuales etapas posteriores, dados los intercambios de potencia y
energía previstos a corto, mediano y largo plazo, resultantes de las mejores opciones de
coordinación en la operación y en la planificación del sistema regional. Esta red sería
construida por el conjunto de países involucrados con la eventual participación de otras
entidades públicas o privadas.
2.1.2 Análisis Técnico
Como primer paso del análisis técnico, los consultores, con la colaboración de los países,
desarrollaron y validaron una base de datos completa de los sistemas eléctricos del Istmo
Centroamericano. Asimismo, se acordaron los criterios de planificación y operación del
sistema eléctrico de la Región, los cuales se utilizaron en los estudios de expansión de la
generación y la transmisión. Como parte de análisis se estudiaron seis escenarios de evolución
del parque de generación, con distintos niveles de coordinación en la operación y en la
planificación, con demanda alta y baja, tal como se indica a continuación:
E1: Planificación: Individual durante todo el período; demanda: baja, coordinación de la
operación: grupos de 3 países
E2: Planificación: Individual a mediano plazo, coordinación parcial a largo plazo; demanda:
baja; coordinación de la operación: grupos de 3 países
E3: Planificación: Individual a mediano plazo, coordinación parcial a largo plazo; demanda:
alta; coordinación de la operación: grupos de 3 países mediano plazo, total a largo plazo.
E4: Planificación: coordinación parcial durante todo el período; demanda: baja; coordinación
de la operación: grupos de 3 países para todo el período
E5: Planificación: coordinación gradual durante todo el período; demanda: alta; coordinación
de la operación: grupos de 3 países a mediano plazo, total a largo plazo.
1
FUENTE: Estudios Complementarios de la Expansión de la Interconexión. Informe Final. 15 agosto 1997
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E6: Planificación: coordinación total durante todo el período; demanda: alta; coordinación de
la operación: total durante todo el período.
Los escenarios E1, E2 y E4 corresponden a un crecimiento bajo en la demanda (entre 4.2% y
4.6% para el Istmo), para los otros tres escenarios se utilizó un crecimiento alto de demanda
(entre 6.6% y 7.0% para el Istmo). Las centrales hidráulicas regionales de gran tamaño solo se
tomaron en cuenta en los escenarios de mayor coordinación y crecimiento alto de demanda (E4,
E5 y E6).
El propósito de estos escenarios no era obtener un plan óptimo de expansión de la generación,
sino proveer un conjunto de planes de expansión que cubrieran la posible evolución del
sistema.
Los análisis se realizaron utilizando el modelo SUPER, desarrollado por la Organización
Latinoamericana de Energía con el apoyo financiero del Banco Interamericano de Desarrollo.
Mediante este modelo se definieron planes de expansión de la generación para cada escenario,
los cuales se analizaron para distintas capacidades del sistema de transmisión.
2.1.3 Costos y beneficios
Los costos para construir la primera etapa se estimaron en 230 millones de US$ a precios de
1996, sin incluir los intereses durante la construcción y sin impuestos nacionales. Estos costos
incluyen ingeniería, derechos de paso, materiales y mano de obra. El valor presente neto en el
año 1996 de los costos anualizados hasta el 2015 se estimó en 150 millones de US$.
La conclusión principal del estudio es que la red SIEPAC traería grandes beneficios
económicos a los países de Istmo, principalmente en la reducción de costos de generación,
mejoramiento en la gestión de las centrales hidráulicas, mejoramiento en la confiabilidad de
suministro y viabilización de un mercado eléctrico competitivo en el ámbito regional.
El nivel de los beneficios económicos y otros posibles beneficios, como los ambientales,
requiere de una mayor coordinación tanto en la operación como en la planificación; también
dependerá de cómo se desarrolle el parque de generación, el crecimiento de la demanda y el
desarrollo de la red interna de cada país.
De acuerdo con los resultados del estudio, en la tabla 2.1.1 se muestran los ahorros en costos de
operación correspondientes a la primera etapa de la red SIEPAC y el beneficio después de
descontar los costos de la línea para cada escenario.
Tabla 2.1.1
Ahorros y beneficios netos
2000-2015
Valor presente 1996 en millones de US$
Concepto / Escenario
Ahorros
Beneficios netos
E1
96.1
-53.6
E2
146.4
-3.3
E3
256.3
106.6
E4
280.9
131.2
E5
809.4
659.7
E6
1248.5
1098.8
En cinco escenarios el beneficio neto resultó aproximadamente igual a cero o positivo con
valores altos conforme aumenta el nivel de coordinación en la planificación y en la operación.
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Únicamente en el escenario aislado con demanda baja los costos superaron por mucho los
ahorros.
2.1.4 Estudios eléctricos
Con el fin de evaluar las diferentes condiciones de funcionamiento de los sistemas eléctricos de
América Central se realizaron una serie de estudios eléctricos para el corto plazo (1996-1999),
mediano plazo (2000) y largo plazo (2015). Estos estudios incluyeron análisis del sistema base
y contingencias en estado estable y dinámico. Se concluyó que en el corto plazo, antes de
construirse la primera etapa de la red SIEPAC, debían realizarse refuerzos locales con un costo
estimado de 12 millones de US$ que aumentarían la capacidad de transferencia.
Se concluyó que la primera etapa de la red SIEPAC tendría una capacidad de transferencia de
alrededor de 300 MW pudiendo soportar cualquier contingencia simple sin tener que
desconectar carga.
Para el largo plazo se concluyó que además de la capacidad de 300 MW definidos para la
primera etapa, una segunda línea agregaría una capacidad adicional de 300 MW pudiendo
funcionar en condiciones estables bajo cualquier contingencia simple, aún con flujos grandes.
2.1.5 Descripción y ubicación del Proyecto
Los estudios mencionados concluyeron que el proyecto SIEPAC debería consistir en un sistema
flexible de transmisión de 230 kV, construido en etapas. La primera de las cuales se construiría
hacia inicios de la primera década del 2000 (actualmente se estima que el proyecto entrará en
funcionamiento en el año 2006)
La Línea SIEPAC es un sistema troncal indivisible de transmisión, en 230 kV, de 1802
kilómetros de longitud, que conecta dieciséis subestaciones, desde la subestación Veladero en
Panamá hasta la subestación de El Cajón en Honduras, pasando por Costa Rica, Honduras,
Nicaragua, El Salvador y Guatemala, teniendo además un ramal entre las subestaciones de
Pavana y Suyapa en Honduras.
La materialización de circuitos adicionales dependerá del desarrollo en la coordinación y de la
ubicación de centrales de gran capacidad de generación. Así, es posible que en esta segunda
etapa se refuerce parte del primer sistema de transmisión regional sin duplicar necesariamente
el sistema entero.
En la Figura 2.1.1 se presenta un mapa de la Región con la trayectoria del primer sistema de
transmisión:
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Figura 2.1.1
BELIC
E
PROYECTO SIEPAC
RUTA PROPUESTA
PEPESCA
GUATE NORTE
GUATE ESTE
SIMBOLOGIA
SUBESTACION
DO
LIN
RIO
EL CAJON
LINEA DE INTERCONEXION
SUYAPA
OCEANO PACIFICO
AHUACHAPAN
NEJAPA
LEON
15 SEPTIEMBRE
PAVANA
LINEA A 230 Kv
PAIS
Guatemala
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
TOTAL
LONGITUD
(km)
TICUANTEPE
OCEANO ATLANTICO
%
CAÑAS
242
260
366
284
515
135
13.4
14.4
20.3
15.8
28.6
7.5
1 802
100.0
PARRITA
RIO CLARO
VELADERO
2.1.6 Análisis financiero y remuneración del Proyecto
Se realizaron estudios sobre la forma en que podría recuperarse la inversión de la primera etapa
de la red, para ello se determinaron los ahorros por país asociados a la línea y de definió una
metodología preliminar para la remuneración por parte de los usuarios de una manera justa.
Se concluyó que cada país obtendría ahorros debido a la red SIEPAC, los cuales dependerán de
la evolución del parque de generación. Como promedio de los escenarios analizados se estimó
que el Istmo obtendría un beneficio de 514 millones de US$.
Se concluyó que el esquema de remuneración debería basarse en cuatro elementos principales:
•
Cargo por acceso
•
Ingreso variable
•
Peaje
•
Cargo complementario
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2.1.7 Evolución y situación actual del Proyecto
Los estudios iniciales del Proyecto SIEPAC preveían únicamente la construcción de una red de
transmisión y el desarrollo del mercado quedaba abierto al juego de los agentes de mercado; sin
embargo posteriormente se agregó como parte importante del proyecto SIEPAC, la creación y
puesta en marcha de un mercado eléctrico centroamericano mayorista en donde cualquier
agente calificado podrá vender o comprar electricidad, independiente de su ubicación
geográfica. Este mercado se creará sin menoscabo de los esfuerzos de reestructuración que cada
país está llevando a cabo en el ámbito nacional.
Para constituir el mercado, denominado Mercado Eléctrico Regional (MER), los Estados de
los seis países centroamericanos aprobaron y ratificaron un Tratado Marco del Mercado
Eléctrico de América Central, que entró en vigencia en enero 1999, y que provee el esqueleto
jurídico regional necesario para el funcionamiento del Mercado. El Tratado Marco abre los
mercados nacionales al regional, tanto en el acceso a la transmisión eléctrica como a las
oportunidades de comprar y vender electricidad entre participantes de los diferentes países.
Asimismo se crea la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), como ente
regulador del MER, que tendrá la responsabilidad de asegurar que los principios del Tratado
Marco y los reglamentos subsiguientes sean respetados por los participantes, y el Ente
Operador Regional (EOR) que será responsable de la operación técnica y de la administración
de los aspectos comerciales del mercado regional. Los entes regionales fueron constituídos, la
CRIE en abril de 2000 y el EOR en febrero 2001.
El Tratado Marco otorga una concesión para que una empresa de capital público o con
participación privada, denominada Empresa Propietaria de la Red (EPR), formalmente EPL,
construya y opere el primer sistema de transmisión regional, que se ha denominado Línea
SIEPAC, y faculta a cada gobierno a asignar en dicha empresa un socio público del sector
eléctrico.
La EPL se constituyó en febrero 1999, con el concurso de las seis empresas eléctricas públicas
designadas por su respectivo gobierno, por partes iguales, y se dispone a definir los
mecanismos idóneos para integrar en el capital social de la empresa a socios privados.
La EPL será el ejecutor físico de la Línea SIEPAC, para lo que se estima que entre los años
2002 y 2003 llevará a cabo la topografía, diseños y especificaciones; procediendo en el 2003 a
concursar internacionalmente las obras. El período de construcción se extenderá del 2004 al
2005.
La formación y consolidación progresiva del Mercado Eléctrico Regional (MER) se logrará
mediante la creación y el establecimiento de los mecanismos legales, institucionales y técnicos
apropiados, que incluyen el desarrollo institucional de la CRIE y el EOR, el nombramiento de
sus responsables y la elaboración de los reglamentos del mercado. Para financiar la formación
del MER, el Consejo de Electrificación de América Central (CEAC) suscribió un Convenio de
Cooperación Técnica de fondos no reembolsables con el Banco Interamericano de Desarrollo
(BID) por un monto de $5.0 millones y está pendiente de completar la contratación de
préstamos por un valor total de $9.9 millones con el BID.
La región y el BID actualmente están procesando una revisión del convenio de la Cooperación
Técnica antes mencionado, a fin de adecuarlo a lo acordado en el Diseño General del MER,
aprobado por el Grupo Director en Mayo del 2000, y a los cambios decididos relativos a su
financiamiento.
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El costo del primer sistema de transmisión regional SIEPAC se ha estimado recientemente en
$315 millones, de los que $240 millones han sido aprobados por el BID como préstamos a
suscribir con la EPR, con el aval compartido de los seis gobiernos de la región. La suma
restante será cubierta por los aportes de capital de los socios y préstamos complementarios. Se
están revisando las condiciones en que los préstamos serán otorgados por el BID, a fin de
ajustarse a las condiciones legales y financieras de los gobiernos de los países
centroamericanos.
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2.2
MERCADO ELECTRICO REGIONAL 2
2.2.1 Introducción
El conjunto de países del istmo centroamericano se distingue por compartir características
geográficas y climáticas similares. Cada país, en cuanto a la demanda eléctrica atendida y
vinculada al sistema nacional de transmisión, es relativamente pequeño, lo que limita la escala
de los proyectos de generación para el cubrimiento de la demanda local. Existen proyectos de
mayor escala que sólo son viables económicamente si se realizan para el abastecimiento de dos
o más países de la región.
Los países han tratado, en distinta medida, de compartir reserva rodante y excedentes de
generación, y ofrecerse mutuamente respaldo ante emergencias. Para ello, han construido
interconexiones internacionales y realizado convenios de interconexión en que se acuerdan las
modalidades (técnicas, operativas y comerciales) de estos intercambios.
En 1976 entró en servicio la primera línea de interconexión eléctrica entre Honduras y
Nicaragua. En 1986 se constituyeron dos sistemas regionales, denominados Bloque Norte
(compuesto por Guatemala y El Salvador) y Bloque Sur (compuesto por Honduras, Nicaragua,
Costa Rica y Panamá).
E1 Salvador y Honduras dispusieron iniciar la construcción de una línea de Interconexión entre
ambos países, con lo que a mediados del 2002, cuando se estima entre en servicio esta obra, se
interconectarán ambos subsistemas en un solo sistema centroamericano.
Esta nueva condición representa indudablemente una variante importante en las condiciones
sobre las cuales se desarrollará el mercado regional, presentándose condiciones y oportunidades
que hasta la fecha eran materialmente inexistentes.
Con el fin de incrementar los beneficios de la integración eléctrica regional, los seis gobiernos
centroamericanos suscribieron el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, el
cual cobró vigencia legal en diciembre 1998, después de la ratificación parlamentaria por parte
de los países. Este Tratado norma el futuro Mercado Eléctrico Regional (el MER) mediante los
principios y disposiciones correspondientes. A ese efecto se crea un órgano regulador
centroamericano, denominado CRIE (Comisión Regional de Interconexión Eléctrica) y un ente
operador del sistema y administrador del mercado regional, denominado EOR (Ente Operador
Regional).
El mismo tratado dispone construir y poner en funcionamiento una línea adicional de
interconexión eléctrica, que recorrerá todo el istmo y operará conjuntamente con las líneas
nacionales y las interconexiones existentes. Por medio del Tratado Marco, los gobiernos darán
en concesión la línea a una empresa de capital mixto denominada Empresa Propietaria de la
Línea S.A., la cual se constituyó con la participación accionaria inicial de las empresas
eléctricas de la región a cargo de las actividades de transmisión nacionales y su sede se ubicó
en Panamá debido a que era el país que presentaba el mercado financiero más desarrollado de
la Región.
2
FUENTE: Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central; Diseño General del Mercado Eléctrico
Regional, Versión 2.1 de abril del 2000
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En este documento se presentan los aspectos relevantes del Diseño General del Mercado
Eléctrico Regional.
2.2.2 Requerimientos del Tratado Marco.
Como elemento fundamental en la creación del Mercado Eléctrico Regional (MER) el Tratado
Marco prevé el cumplimiento de los siguientes principios mediante un proceso de crecimiento
gradual:
Competencia: Libertad en el desarrollo de las actividades de prestación del servicio con base en
reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias.
Gradualidad: Previsión para la evolución progresiva del mercado, mediante la incorporación de
nuevos participantes, el aumento progresivo de la operación coordinada, el desarrollo de las
redes e interconexión y el fortalecimiento de los órganos regionales.
Reciprocidad: Derecho de cada Estado para aplicar a otro Estado las mismas reglas y normas
que ese Estado aplica temporalmente de conformidad con el principio de gradualidad.
El Tratado establece las siguientes bases para el funcionamiento del Mercado Regional:
•
Organización comercial basada en operaciones de corto plazo (Mercado de Oportunidad
Regional) mediante despacho económico, y de mediano y largo plazo por acuerdos
entre las partes (contratos)
•
Creación de una Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) encargada de
regular el funcionamiento del Mercado y de un Ente Operador Regional (EOR) para
actuar como coordinador de la operación del sistema y administrar las transacciones
regionales.
•
Concepto de generación regional y transmisión regional.
•
Acceso abierto de las redes de transmisión, nacionales y regionales.
•
Empresa Propietaria de la Red cuyo fin es desarrollar, diseñar, financiar, construir y
mantener un sistema de transmisión que interconecte los seis países.
•
Mecanismos para resolver controversias referidas a interpretación e implantación del
Tratado.
Para lograr los objetivos del Tratado y que se desarrolle el MER es necesario contar con una
red de interconexiones que permita transportar entregas firmes y de mayor volumen que las
actuales. Sin embargo, para que esto no sólo sea posible sino que además produzca los
beneficios a los que se refiere el Tratado, se deben dar una sucesión de condiciones que se
pueden sintetizar de la siguiente forma:
•
La red a construir debe ser comercialmente viable.
•
Los intercambios que habilita la red regional y las decisiones de las empresas ubicadas
en cada país lleven a economías de escala en los costos de generación, por medio del
desarrollo de proyectos competitivos de escala regional.
•
Los beneficios que surjan de los intercambios (firmes y de oportunidad) y del refuerzo
de la red lleguen a los consumidores como mejores tarifas y mejor calidad del
suministro.
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2.2.3 Diseño conceptual y estructural del MER.
La instalación de un mercado eléctrico regional en el Istmo Centroamericano es el medio que
permitirá obtener mayor eficiencia operativa y dinámica en el abastecimiento de la demanda
regional. Ello se logrará creando las condiciones para el desarrollo de proyectos de mayor
escala en un ambiente competitivo y de diversificación tecnológica, dirigidos al abastecimiento
de la demanda agregada de la Región, con una mejor asignación de riesgos y protegiendo a los
consumidores de la región en las actividades reguladas.
En este contexto, la Región enfrentará grandes cambios en los mercados de demanda y oferta
de energía, así como en las tecnologías aplicadas a la generación y a la transmisión.
La creación del MER consiste en definir un nuevo espacio multinacional para transacciones de
energía eléctrica, dotado de la institucionalidad necesaria.
Institucionalizar el MER, a partir del marco que establece el Tratado, requiere del desarrollo de
la Regulación Regional, del establecimiento de las instituciones regionales responsables de
aprobar y hacer observar las normas, de administrar comercial y técnicamente el mercado
regional, y de la correcta y armoniosa articulación entre las normas e instituciones regionales
con las regulaciones nacionales preexistentes.
El diseño del MER debe encuadrarse en los propósitos que establece el Tratado, buscando que
los consumidores de la región logren mejoras en los objetivos prioritarios, en términos de:
•
Economía en el abastecimiento eléctrico;
•
Incremento en la garantía de suministro;
•
Calidad y seguridad del servicio.
Los avances producidos en la Región en cuanto a reestructuración y transformación del sector
eléctrico, no solo permiten las transacciones internacionales de energía eléctrica sino que
también las incentivan a través de:
•
•
•
•
•
Convertirlas en un negocio abierto a empresas públicas y privadas;
Permitir contratos de exportación e importación de energía eléctrica, dentro de un
marco transparente y no discriminatorio de reglas para el uso y pago de la red y para la
administración de los contratos.
Crear Mercados de Oportunidad de corto plazo basados en un despacho por orden de
mérito de precios o costos crecientes, según corresponda, incluyendo las ofertas de
oportunidad en las interconexiones internacionales de los Mercados de Oportunidad de
los otros países.
Asimilar la exportación a una demanda conectada en la interconexión internacional, y
la importación a una generación conectada en la interconexión internacional, creando de
este modo un Mercado nacional de fronteras abiertas.
No obstante la semejanza de principios básicos en los mercados mayoristas creados,
existe en la Región una heterogeneidad regulatoria, caracterizada por diferentes
enfoques, grados de avance, detalles de implementación, etc. No se ven dificultades
para lograr el desarrollo de un mercado regional, en la medida que a lo nacional las
transacciones internacionales que se lleven a cabo se atengan a reglas de despacho
económico dando prioridad al cumplimiento de los criterios de calidad y seguridad
regional.
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-9
2001/12/17
El modelo conceptual propuesto, que reúne los elementos indicados, responde a las premisas
para el diseño y se encuadra en los objetivos y modalidades previstas en el Tratado. Consiste
en la conformación de un “séptimo mercado”, en convivencia con los seis mercados o sistemas
nacionales existentes, con reglas independientes de las de éstos, y puestos en contacto
exclusivamente en los puntos de la Red de Transmisión Regional (RTR) definidos como
fronteras entre mercados nacionales y el mercado regional.
La RTR es una red compuesta inicialmente por equipos pertenecientes a las empresas de
transmisión existentes en el Istmo Centroamericano. El equipamiento que la integra se
determinará periódicamente de acuerdo a los criterios que se establecen en el diseño del MER.
Esta estructura impone la necesidad de coordinar una serie de aspectos entre ambos ámbitos, el
regional y el de los mercados nacionales.
•
La coordinación regulatoria: a cargo de CRIE, con la participación necesaria de los seis
reguladores nacionales, destinada a promover la convergencia normativa, la extensión de
las reglas “regionales”, y el consenso sobre los ajustes regulatorios que se hagan necesarios.
•
La coordinación de la operación técnica y comercial: resuelta por medio de un sistema
jerárquico descentralizado de operación, dirigido por el EOR e integrado por los seis
OS&M nacionales.
•
La coordinación técnica y operativa de la Red de Transmisión Regional: también dirigida
por el EOR, con participación de las empresas nacionales de transmisión y otras que
pudieran existir, como la EPL, que sean propietarias de activos que componen la RTR.
El concepto de descentralización que propone este modelo de organización de MER se
fundamenta en razones estrictamente pragmáticas. Sería muy dificil llevar a la práctica una
organización centralizada, en la cual la regulación regional avanzara o incluso reemplazara las
regulaciones nacionales. En efecto, esto requeriría la sustitución o modificación de leyes,
decretos, reglamentos, normativas, normas, procedimientos técnicos, etc., los cuales son el
resultado de un esfuerzo importante en cada país, entre gobiernos y agentes en general, para
lograr consenso y llegar al estado en que hoy se encuentran. Un eventual proceso de nuevas
reformas nacionales para su ajuste a un ordenamiento regional, demandaría la solución de
difíciles problemas de unificación de criterios y con ellos la demanda de plazos incompatibles
con los objetivos que plantea el Tratado.
El Mercado organizado generará rápidamente el instrumento idóneo para viabilizar la
construcción de la línea SIEPAC, ya que estarán dadas las condiciones para garantizar la
recolección de los cargos necesarios para el pago de las inversiones.
Esta organización propuesta para el MER bajo un esquema de descentralización, presenta en
consecuencia las ventajas de lograr con eficiencia y rapidez el desarrollo de un Mercado, y
cumplir con los objetivos del Tratado.
2.2.4 Organización Comercial del MER.
Dadas las diferencias regulatorias de los mercados nacionales, es necesario establecer
mecanismos que permitan tratar en el MER productos homogéneos. En el proceso de
implantación de la Regulación Regional, será necesario asimismo establecer los ajustes
necesarios que garanticen que los productos y servicios de cada mercado que se comercializan
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-10
2001/12/17
en el MER, cuenten a su vez los correspondientes en las regulaciones nacionales, en principio
en lo que se refiere a su forma de interactuar en el MER..
Los productos y servicios que se comercializan en el MER son:
Energía: Se diferencian de acuerdo al tipo de transacción, ya sea por contratos o de
oportunidad.
Servicios Auxiliares: Servicios relacionados a los requisitos de operación y calidad de servicio,
garantías de suministro. Sus precios resultan de competencia, donde ello es posible, o de tarifas
máximas reguladas dónde ello no sea posible.
Adicionalmente se brindarán los siguiente servicios, cuya remuneración será regulada:
Servicio de Transmisión Regional: Es el servicio de transmisión mediante el cual se realizan las
transacciones en el MER a través del uso de las instalaciones de la Red de Transmisión
Regional (RTR). Las condiciones de acceso y uso, calidad de servicio y tarifas serán
establecidos por la Regulación Regional.
Servicio de Operación del Sistema y Administración del MER: La operación del sistema
regional y la administración del mercado es una actividad regulada, sometida a un conjunto de
obligaciones y procedimientos, a cambio de una remuneración también regulada, por la que
cada agente es responsable según criterios de asignación preestablecidos (cargo por el servicio
del EOR).
2.2.5 La Red de Transmisión Regional (RTR).
La Red de Transmisión Regional (RTR) es la red mediante la cual se desarrollan las
transacciones del Mercado Eléctrico Regional (MER) y estará formada por todas aquellas
líneas que sirven a los intercambios internacionales. Forman el núcleo del sistema de
transmisión regional al que se incorporarán las líneas del proyecto SIEPAC.
La instalaciones no se limitan a aquellas que en un momento dado están involucradas en una
transacción del MER, por cuanto basta con que potencialmente puedan estarlo, hayan o no sido
construidas con este propósito. Por otra parte, las instalaciones de la RTR así definidas, sirven
en cada país a las necesidades de transmisión nacional del respectivo país, aún cuando algunas
de ellas hayan sido construidas para participar en la transmisión regional.
La Red de Transmisión Regional (RTR) incluirá entonces las instalaciones principales de
transmisión directamente involucradas en las transacciones del MER, quedando dichas
instalaciones, en cuanto al servicio que prestan para dichas transacciones, en el ámbito de la
regulación regional, mientras que las restante instalaciones quedan en la esfera de la regulación
nacional de la transmisión. Lo anterior no significa que estas últimas no contribuyen a la
transmisión regional, pero lo hacen dentro de los regímenes tarifarios y características de la
regulación específica de cada país.
El grado de injerencia que tendrá la regulación regional en las redes de transmisión nacional,
será el mínimo necesario para garantizar que el servicio de transmisión regional se realice
conforme los objetivos que establece el Tratado Marco.
Se considerará Transmisión Regional, y en consecuencia parte de la RTR, al conjunto de todas
las líneas de tensión 115 kV o superior que crucen fronteras entre los países de la región o
aquellas líneas nacionales que puedan influir significativamente en los flujos internacionales,
con independencia de la propiedad de las mismas.
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-11
2001/12/17
Para dar predictibilidad y objetividad a esta participación, se establecerá en el Reglamento los
criterios y procedimientos con que se definirá qué líneas que pertenecen a empresas de
transmisión nacional forman parte también de la RTR.
Una de las actividades que se desarrolle en el ámbito del Sistema de Planeación de la
Transmisión Regional (SPTR), ubicado en el ámbito del EOR, será la de identificar anualmente
los componentes de la Red de Transmisión Regional (RTR) pudiendo sumarse o restarse
elementos nacionales a lo que funcionalmente se define como RTR.
2.2.6 Sistema Tarifario de la RTR.
La metodología para definir los cargos por uso de la RTR relacionado con transacciones en el
MER, tanto antes como después de la puesta en servicio de la línea SIEPAC, debe originar
señales económicas lo más eficientes posibles, que no distorsionen el funcionamiento de dicho
mercado, ni el desarrollo de la red, ni el uso de los recursos energéticos disponibles.
En este sentido, el sistema de precios nodales, genera señales eficientes para el despacho
económico a nivel regional. Este sistema genera automáticamente un monto de dinero, surgido
de los precios diferentes en cada nodo de la RTR, el cual se asigna a la remuneración de la
transmisión, constituyendo el denominado Ingreso Tarifario.
Teniendo en cuenta la diversidad de las regulaciones nacionales vigentes para las tarifas de
transmisión, se propone la creación de precios nodales para tarificar del uso de la RTR en las
transacciones del MER. Esto no impide que las regulaciones nacionales se basen en otros
principios o que en el futuro se pueda tender a una unificación de criterios en esta materia.
Sin embargo, este Ingreso Tarifario resulta insuficiente para remunerar adecuadamente los
costos medios de transmisión, ya que, debido a las economías de escala en transmisión de
electricidad, los costos marginales resultan inferiores a los costos medios. Si bien los precios
nodales son variables en el tiempo, su monto no es en general muy importante, permitiendo
cubrir del orden de 15% a 20% del costo de capital y de operación y mantenimiento de las
líneas. Sólo en caso de congestión importantes y sostenidas pueden tomar valores más
elevados. Se requiere entonces complementar el Ingreso Tarifario por medio de peajes y cargos
fijos, de modo que se pueda remunerar adecuadamente las inversiones en este segmento del
mercado, para asegurar que las ampliaciones que sean requeridas, aparezcan y lo hagan en el
momento óptimo.
Los montos que se reconocerán a los propietarios de las instalaciones que forman parte de la
RTR y la forma en que estos montos serán recaudados mediante cargos de transmisión,
dependerá del tipo de instalaciones de que se trate. Se distinguen en consecuencia los siguientes
tipos de instalaciones:
•
Instalaciones que provengan de Ampliaciones Planificadas.
•
Instalaciones que provengan de Ampliaciones de Riesgo.
•
Instalaciones existentes a la hora de puesta en marcha de la Regulación Regional.
Para cada caso en necesario establecer:
la metodología para determinar la Remuneración Reconocida Anual (RRA) para cada
instalación perteneciente a la RTR (cuánto se debe pagar a cada propietario de dichas
instalaciones).
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2-12
2001/12/17
la metodología de asignación (fijación de Peajes y Cargos Complementarios, quiénes cuánto
paga cada uno)
Como se indicó anteriormente, cada instalación produce el denominado Ingreso Tarifario. En
consecuencia se podrá considerar que cada usuario de la RTR estará pagando:
a)
Cargo Variable de Transmisión.
Cargo que surge del Sistema de Precios Nodales, que el refleja el costo de las pérdidas
marginales (montos horarios función de la energía transmitida y la diferencia de precios en el
Mercado de Oportunidad del MER entre los extremos) y el costo de las congestiones (similar al
anterior pero cuando se llega a la saturación del vínculo, con lo cual los precios en sus extremos
representan los precios de dos mercados diferentes desacoplados comercialmente por la
saturación).
Sin embargo, el Ingreso Tarifario no alcanza a cubrir la RRA, de modo que es necesario
complementar dicha remuneración mediante la aplicación de cargos de transmisión.
Los criterios usualmente utilizados para asignar estos complementos requeridos, pueden
dividirse en dos categorías básicas:
Teniendo en cuenta las características multipropietarios de la RTR y a su vez que las mismas
instalaciones podrán estar siendo usadas simultáneamente para llevar a cabo transacciones tanto
en cada mercado nacional y como en el MER, la recomendación es asignar dos cargos que
combinan dos diferentes métodos:
b)
Peaje.
Cargo asociado al uso de las instalaciones, del tipo de los que combinan ocupación de la
capacidad y distancia, (por ejemplo los llamados de MW – km). Lo pagan todos aquellos que
utilizan instalaciones de la RTR, en la proporción que ocupen dichas instalaciones. Cuando las
mismas instalaciones estén siendo utilizadas para realizar transacciones en el mercado nacional,
dichos agentes pagarán ese uso conforme lo establecido en la regulación nacional. Mediante
este cargo, no se llega a recaudar la totalidad de lo ingresos necesarios, para completar la
remuneración de los propietarios de instalaciones incluidas en la RTR, en la medida que tales
instalaciones no se encuentren ocupadas al 100%.
c)
Cargo Complementario
Cargo que busca cubrir la remuneración no obtenida por efecto de la desadaptación. En tales
casos, con el Ingreso Tarifario y con el pagos de los Peajes no se logra completar el 100 % de
la RRA a los propietarios de la RTR. El Cargo Complementario es en consecuencia la
diferencia entre la RRA correspondiente y lo ya recaudado (Ingreso Tarifario + Peaje).
Cuando se trata de instalaciones nacionales afectadas a la RTR, la demanda del país se hace
cargo del Cargo Complementario, el cual se irá reduciendo en la medida que se ocupe la
capacidad de las instalaciones, siendo cero cuando esta está ocupada eficientemente.
Cuando se trate de obras de alcance regional, el Cargo Complementario se podrá establecer en
función de criterios que tengan en cuenta características de los diferentes mercados, beneficios
que genera la inversión para las transacciones locales, etc.
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2-13
2001/12/17
De esta forma se logra desacoplar los sistemas tarifarios de la transmisión aplicados a nivel
nacional del aplicado a nivel regional, ya que los usuarios de la RTR pagan conforme la
Regulación Regional, aportando una cantidad de dinero que se destina para cubrir la RRA que
debe recibir el propietario de las instalaciones, en tanto que los usuarios de las instalaciones
para transacciones locales, pagan conforme el sistema de precios establecido en la regulación
nacional.
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2001/12/17
2.3
ESTUDIOS ELECTRICOS AVANZADOS DE LA LINEA SIEPAC 3
2.3.1 Antecedentes
Tal como fue analizado en las secciones 2.1 y 2.2 de este informe, el objetivo del proyecto
SIEPAC es establecer un Mercado Eléctrico Regional y desarrollar una red de transmisión
regional que interconecte de manera firme y confiable los seis países del Istmo
Centroamericano.
El estudio de factibilidad concluyó que el nivel apropiado de voltaje de la red SIEPAC debería
ser 230 kV. En tal sentido, y con el fin de lograr una mayor solidez del proyecto, los países de
América Central y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) decidieron que era necesario
realizar estudios eléctricos detallados. Estos estudios fueron contratados en octubre del año
1998 con la empresa “Danish Power Consult A/S”. En esta sección se presenta una síntesis de
los resultados principales de dichos estudios.
El estudio se dividió en dos partes, tal como se indica a continuación:
1. Estudios Eléctricos Avanzados
Basados en los estudios previos realizados por la Power Technologies INC. Con una
modelación detallada del sistema interconectado de América Central, incluida la red
SIEPAC.
2. Diseño Preliminar
Diseño preliminar del sistema de transmisión de menor costo, incluyendo subestaciones,
comunicaciones, medición y control. Asimismo, el estudio incluye un detalle de costos y las
recomendaciones respectivas para las etapas siguientes del proyecto.
Los Estudios Eléctricos Avanzados cubren un período de corto plazo (1998-2001) y un período
de mediano plazo (2004-2008). Los objetivos del estudio de corto plazo fueron:
• Crear una base de datos detallada de los sistemas eléctricos interconectados de América
Central
• Definir criterios comunes para el planeamiento y la operación del sistema.
• Recomendar los refuerzos nacionales y otras modificaciones necesarios para la operación
coordinada de los seis países
• Establecer los límites de transferencia entre países para el 2001.
2.3.2 Recomendaciones
A continuación se resumen las principales recomendaciones del estudio:
a)
Corrientes de Cortocircuitos
Se analizaron cuatro casos bases cubren el rango de operación normal para corrientes de
cortocircuitos monofásicos y trifásicos. En todos los países, algunas de las fallas monofásicas
producen corrientes mayores que las fallas trifásicas. En estos casos se recomienda ajustar el
3
Tomado del estudio realizado por la empresa Danish Power Consult del 31 de enero del 2000
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
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2001/12/17
aterrizamiento del transformador para reducir las fallas monofásicas y dimensionar el nivel de
cortocircuitos para las fallas trifásicas.
b)
Voltajes Operacionales
Los países deben acordar prácticas comunes de operación en relación con los voltajes de las
líneas de alta tensión. Los datos del 2001 revelan algunas diferencias las cuales llevan a
grandes flujos de reactivos entre los países. Como los sistemas se interconectarán mediante
líneas de un solo circuito, se producirán grandes perturbaciones de voltaje si se produce una
falla en el sistema. Los grandes flujos de reactivos deberían ser evitados debido a las pérdidas
que estos producen, además de utilizar una cantidad considerable de la capacidad de
transferencia.
c)
Compensación de reactivos
El estudio de compensación de reactivos está dividido en tres partes: incremento en la
capacidad de transferencia, incremento en el margen de reactivos en barras seleccionadas y las
compensaciones que es necesario agregar como resultado de los cálculos del flujo óptimo, cuya
capacidad y localización en cada país de indica a continuación:
1. Guatemala: 145 Mvar
2. El Salvador: 10 Mvar
3. Honduras: 174 Mvar
4. Nicaragua: 20 Mvar
En el caso de Guatemala se informó que antes de la realización del estudio se había decidido la
instalación de 108 Mvars de capacitaros principalmente en el área de la ciudad de capital. Esta
información fue incluida en los casos bases para los estudios subsiguientes.
El estudio de la curvas Q-V muestra que el margen de reactivos es relativamente pequeño en
algunas barras en Honduras. Este hecho implica que el centro de carga en Honduras está cerca
del colapso de voltaje estático y que la adición de mayor compensación reactiva podría
incrementar ese margen.
El análisis de los flujos óptimos de potencia muestra claramente la necesidad de una apropiada
coordinación de los voltajes en los seis países de la Región, con lo cual podrían ser evitados
grandes flujos de potencia reactiva entre los países logrando ahorros importantes en pérdidas.
Los análisis de flujos óptimos identificaron barras de carga en Honduras como las candidatas
óptimas para instalar compensaciones reactivas, lo cual fue ratificado con los resultados
obtenidos en los análisis de las curves Q-V.
d)
Límites de transferencia estática
A continuación se mencionan algunos aspectos que limitan el cumplimiento de los criterios de
seguridad definidos para el proyecto SIEPAC y despacho de algunos generadores:
•
En Guatemala varias centrales eléctricas importantes están conectadas al sistema
mediante líneas de un solo circuito de 230 kV. La salida de una de estas líneas puede
conducir a la pérdida de más de 100 MW de generación.
•
En El Salvador son necesarios refuerzos entre Acajutla y Nejapa
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2-16
2001/12/17
e)
•
En Honduras una línea de un solo circuito a 230 kV conecta la subestación Pavana con
la subestación Suyapa. La pérdida de esta línea divide el sistema de transmisión en dos
partes y desconecta la mayor parte del sistema interconectado de Honduras.
•
En Nicaragua, la red de 138 kV es el elemento restrictivo al estar en paralelo con la
línea de un circuito de 230 kV, ya que cuando falla la línea a 230 kV entre la planta
Nicaragua y los Brasiles, la generación de esa planta más la planta de Amfels debe ser
transportada por el sistema de 138 kV.
•
En Costa Rica una línea de un solo circuito a 230 kV, que conecta Río Claro con Río
Macho, limita la capacidad y confiabilidad de la interconexión.
•
En Panamá es necesario reforzar la línea entre Fortuna y Panamá.
Oscilaciones de Potencia
La conexión de los seis países en un solo sistema crea un nuevo patrón para las oscilaciones
entre generadores. Esto conduce a la necesidad de reajustar los excitadores de control existentes
y los estabilizadores del sistema de potencia, y la necesidad de instalar estabilizadores de
potencia adicionales.
f)
Conexión de líneas simples
El sistema en el año 2001 integrará los seis países mediante líneas de un solo circuito. La
estabilidad y seguridad del sistema será vulnerable ante la salida de una de estas líneas, dejando
partes aisladas del resto del sistema. La solución a este problema sería construir líneas paralelas
o tener una reserva rodante mayor para tomar carga cuando entre a funcionar el sistema de
control de frecuencia primaria
g)
Criterio de seguridad
Como resultado del análisis del sistema, se recomiendan las siguientes medidas para que el
SIEPAC satisfaga los criterios de seguridad ante fallas internas, especialmente durante las
condiciones de demanda alta.
Escuintla - Guate Sur: El flujo de potencia debe restringirse a 320 MW.
Alborada - Escuintla: El flujo de potencia debe restringirse a 340 MW.
Configuración de las barras de Acajutla: Las barras con dos de las líneas de 230 kV deberían
conectarse en mismas barras de algunos de los generadores
Fallas en la barra de Sonsonate: Desconexión de carga o redespacho de generadores después de
la falla.
Fallas en las barras de Nejapa: Desconexión de carga o redespacho de generadores después de
la falla.
Línea Pavana - Suyapa: El flujo de potencia debe restringirse a 15 MW durante demanda baja y
a 30 MW durante demanda alta, dependiendo de los generadores en servicio.
Salida del doble circuito Mata de Nance – Ciudad de Panama: Debe desconectarse la
Interconexión con Costa Rica en la época húmeda
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h)
Límites de transferencia de potencia
Los límites de transferencia de potencia, especialmente para los casos de demanda baja, son
determinados por los controles de baja frecuencia. Es importante definir los tiempos de
respuesta de los generadores para poder definir los límites posibles de intercambio,
especialmente para las situaciones de demanda baja donde pocos generadores están en servicio.
Las unidades hidráulicas tienen una respuesta lenta (típicamente 5-10 segundos) comparado
con el tiempo de respuesta de las unidades térmicas (típicamente 1-2 segundos). Por lo tanto, se
recomienda mejorar el tiempo de respuesta de los gobernadores de las hidráulicas donde sea
posible. También es recomendable que participen las unidades térmicas en la regulación de
frecuencia.
En las figuras siguientes se presenta las capacidades de transferencia para los cuatro casos
extremos analizados:
Caso:
Estación húmeda demanda máxima
Causa
Causa
Guatemala
Estabilidad, salida ESC-GSU 230 kV
65
40
Sobrecarga, salida un enlace
El Salvador
Sobrecarga, salida PVN-SYP
70
0
Sobrecarga, salida un enlace
Honduras
Límite Térmico
Límite Térmico
0
50
Nicaragua
30
Sobrecarga, salida PVN-SYP
0
65
Sobrecarga, salida PVN-SYP
Límite Térmico
Costa Rica
Límite térmico
125
60
Sobrecarga, salida un enlace
Panama
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
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Caso:
Estación seca, demanda mínima
Causa
Causa
Guatemala
Límite térmico
120
20
Sobrecarga, salida un enlace
45
Sobrecarga, salida un enlace
El Salvador
Sobrecarga, salida PVN-SYP
Sobrecarga, salida un enlace
0
110
Límite térmico
Honduras
80
70
Sobrecarga, salida un enlace
0
Sobrecarga, salida PVN-SYP
75
Sobrecarga, salida un enlace
Nicaragua
Sobrecarga, salida un enlace
75
Costa Rica
Sobrecarga, salida un enlace
85
55
Sobrecarga, salida un enlace
Panama
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Caso:
Estación húmeda, demanda mínima
Causa
Causa
Guatemala
Sobrecarga, salida un enlace
115
20
Sobrecarga, salida un enlace
35
Sobrecarga, salida un enlace
El Salvador
Sobrecarga, salida PVN-SYP
Sobrecarga, salida un enlace
0
90
Sobrecarga, salida un enlace
Honduras
80
50
Sobrecarga, salida un enlace
0
Sobrecarga, salida PVN-SYP
65
Sobrecarga, salida un enlace
Nicaragua
Sobrecarga, salida un enlace
70
Costa Rica
Sobrecarga, salida un enlace
75
60
Límite térmico
Panama
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2-20
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Caso:
Estación seca, demanda máxima
Causa
Causa
Guatemala
Estabilidad, salida ESC-GSU 230 kV
0
0
Límite térmico
El Salvador
Límite térmico
0
0
Límite térmico
Honduras
Límite Térmico
Límite térmico
30
Sobrecarga, salida PVN-SYP
Nicaragua
30
0
30
Límite térmico
Costa Rica
Límite térmico
85
50
Límite Térmico
Panama
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2-21
2001/12/17
2.4
PROYECTO PREEICA/ GTPIR-CEAC 4
2.4.1 Introducción
Debido a la necesidad de contar con mecanismos que permitan establecer de manera
homogénea los criterios, bases de datos y metodologías para definir planes indicativos
regionales de expansión de generación, con apoyo del Programa Regional de Energía Eléctrica
del Istmo Centroamericano (PREEICA), financiado con fondos de cooperación del Gobierno de
Canadá, el Consejo de Electrificación de América Central (CEAC) decidió emprender, en
conjunto con las empresas eléctricas de la Región, el Programa de Asistencia Regional en
Planificación Eléctrica, más conocido como PARPE. Para dicho propósito, en septiembre de
1998 el CEAC creó el Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR) en
reunión celebrada en la ciudad de Cuernavaca, México.
El primer informe preparado como parte del PARPE, de enero del 2000, cubrió las actividades
desarrolladas en las reuniones del GTPIR celebradas en San José-Costa Rica, ManaguaNicaragua, y Tegucigalpa-Honduras, celebradas en marzo, junio y septiembre de 1999,
respectivamente.
Posteriormente, se celebró la cuarta reunión del GTPIR, en la ciudad de Panamá, en el mes de
abril del 2000. En esta actividad se hizo una presentación del estado del Proyecto SIEPAC y
del avance en el diseño del Mercado Eléctrico Regional. Asimismo, se definieron los criterios y
escenarios para la actualización del Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación y
se actualizaron las bases de datos.
La quinta reunión del GTPIR se realizó en Montreal-Canadá, en octubre del 2000. En esa
ocasión, los representantes de las empresas eléctricas realizaron una presentación de los
resultados preliminares sobre los planes indicativos, se actualizaron las bases de datos, y se
revisó el cronograma de trabajo con el objetivo de contar con un Informe Final a inicios del
2001, el cual fue presentado en la sexta reunión celebrada en San Salvador-El Salvador en junio
del 2001.
En esta sección se presenta un resumen de los resultados obtenidos sobre los planes indicativos
de expansión de la generación de los países del Istmo Centroamericano, considerando la
capacidad de las interconexiones existentes y futuras. Tanto en países en donde existe un
sistema de planificación centralizada o en países en donde prevalecen mercados mayoristas de
electricidad, la estimación de planes de expansión de la generación de mínimo costo brinda
información valiosa que puede orientar las inversiones que realizan los agentes en los países,
no solo con miras al desarrollo de proyectos locales, sino al desarrollo de proyectos generación
para cubrir la demanda de la región en su conjunto. Asimismo, este tipo de ejercicio permite
valorar el beneficio de las interconexiones actuales y futuras.
Para obtener los planes de expansión regionales se utilizaron dos herramientas
computacionales:
4
Plan indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2001-2014. Junio 2001. GTPIR/CEAC
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-22
2001/12/17
•
El modelo SUPER, desarrollado por la Organización Latinoamericana de Energía con el
apoyo financiero del Banco Interamericano de Desarrollo, el cual permite obtener
estrategias de expansión de generación para sistemas hidrotérmicos interconectados.
• El modelo SDDP, desarrollado por la empresa brasileña Power System Research Inc., que
realiza el despacho óptimo de sistemas hidrotérmicos interconectados.
En los estudios realizados, ambas herramientas se utilizan de manera complementaria:
mediante el SUPER se generaron planes de expansión, y con el SDDP se obtuvieron despachos
más detallados que permitieran ajustar esos planes, verificando que cumplieran con los criterios
de confiabilidad establecidos.
Los planes cubren el período 2001-2014, habiéndose dividido en dos fases. Una primera fase
que cubre el período 2001-2005 cuya característica principal es que la mayoría de las plantas ya
están en construcción, o en una fase avanzada de estudios para su ejecución.
La segunda fase cubre el período 2006 al 2014, y en este caso se obtuvieron planes de
expansión de mínimo costo a partir de un catálogo de proyectos de generación, un pronóstico
de la demanda a cubrir, las capacidades de las interconexiones, y la definición de parámetros
económicos tales como la tasa de descuento, el pronóstico de costos de combustible, y el costo
de la energía no servida. Estos planes se estimaron considerando escenarios asociados a
aspectos claves tales como el crecimiento de la demanda, la posibilidad de contar con gas
natural en Centro América, y la fecha de entrada de las nuevas líneas de interconexión del
proyecto SIEPAC. Esto supone una integración completa del sistema regional, en el cual se
instalan las plantas requeridas para la región en su conjunto, en los países en donde resulta más
económico, considerando las restricciones en cuanto capacidad de transmisión.
2.4.2 Base de datos
Uno de los aspectos más importantes del estudio fue la elaboración de una base de datos
conjunta de los sistemas de generación de los países de la Región. Esta base de datos incluye la
siguiente información:
•
Características del parque existente.
•
Características de las demandas, actuales y futuras.
•
Base de datos hidrológicos de las plantas hidroeléctricas, existentes y futuras.
•
Datos económicos de los contratos de generación existentes.
•
Pronóstico de costos de combustibles.
•
Catálogo de proyectos de generación.
A continuación se presenta un resumen de esta base de datos.
a)
Plantas Existentes
En la Tabla 2.4.1 se muestra la capacidad instalada en los países de Centro América, a enero
del 2001. Las potencias totales no coinciden exactamente con los valores de placa, como los
que se reportan en otras estadísticas, sino que corresponden a potencias efectivas, que toman en
cuenta la degradación permanente de ciertas máquinas térmicas, así como de algunas plantas
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-23
2001/12/17
geotérmicas. En la región se cuenta con una capacidad cercana a los 6500 MW, de los cuales
3200 son hidroeléctricas, 2900 térmicos, 300 geotérmicas y 46 eólicos.
Tabla 2.4.1 - Capacidad instalada a enero del 2001
CAPACIDAD INSTALADA (MW)
TIPO
GUATEMALA SALVADOR
HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA
PANAMA
TOTAL
HIDRO
488
389
432
94
1223
552
3178
TERMICO
876
424
450
420
240
513
2923
GEOTÉRMICO
29
104
0
30
143
0
306
EOLICAS
0
0
0
46
0
46
1393
917
1652
1065
6453
TOTAL
882
544
% CAPACIDAD INSTALADA
%HIDRO
35%
42%
49%
17%
74%
52%
49%
%TERM
63%
46%
51%
77%
15%
48%
45%
%GEOT
2%
11%
0%
6%
9%
0%
5%
%EOL.
0%
0%
0%
0%
3%
0%
1%
TOTAL
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
En la Figura 2.4.1 se muestra la generación por tecnología de acuerdo a estadísticas recopiladas
por la CEPAL para el período 1980-1999, y según los resultados del estudio para el período
2000-2005. El porcentaje de generación térmica pasó de un mínimo histórico del 10% en 1990,
hasta alcanzar valores entre el 30 y el 40% en los últimos años. De acuerdo a los planes de
expansión previstos, en el corto plazo la generación térmica alcanzará un 45% hacia el año
2005.
% de generación
Figura 2.4.1 - Porcentaje de generación por fuente
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1980
Hidro.
Geot.
Térmico
1985
1990
1995
2000
2005
2010
Cap_Gen_MEAC_2000.xls
(Datos históricos 1900-1999, fuente: CEPAL 1999, pronóstico 2001-2005, fuente: GTPIR 2001)
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-24
2001/12/17
b)
Planes de corto plazo
En la Tabla 2.4.2 se muestra la instalación en cada uno de los países para el escenario de
demanda base y para el período 2001-2005, según los planes de expansión de cada país. La
instalación total en el istmo será de 2189 MW, lo que representa un incremento del 34% sobre
la capacidad instalada actual, y una tasa de crecimiento anual del 6%. En ese mismo período se
retirarán 468 MW de generación existente, básicamente plantas térmicas antiguas. La Fig. 2.4.2
ilustra la instalación de cada uno de los países. Guatemala y Costa Rica muestran la mayor
instalación, con 600 y 547 MW respectivamente, seguidos por Honduras (454 MW), Panamá
(269 MW), Nicaragua (196 MW), y el Salvador (122 MW). En cuanto a la composición de las
expansiones en generación, de los 2189 MW, 1348 MW (62%) corresponden a generación
térmica, 643 MW hidro (29%), y 198 MW geotérmicas (9%).
Tabla 2.4.2 - Instalación prevista durante el período 2001-2005
ADICION TOTAL
RETIRO
ADICION NETA
TERMICO
GEOTERMICO
HIDRO
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
MW
601.2
-80.0
521.2
450.0
0.0
151.2
MW
122.0
0.0
122.0
96.0
26.0
0.0
MW
453.7
-244.0
209.7
402.5
0.0
51.2
MW
196.0
-44.0
152.0
72.0
124.0
0.0
MW
547.4
-100.0
447.4
178.0
48.0
321.4
MW
268.8
0.0
268.8
150.0
0.0
118.8
TOTAL
MW
2189.1
-468.0
1721.1
1348.5
198.0
642.6
Figura 2.4.2 - Instalación por tipo de generación, 2000-2005, demanda base
700
Capacidad (MW)
600
500
400
Geot.
300
Térmico
Hidro
200
100
PANAMÁ
COSTA RICA
NICARAGUA
HONDURAS
EL
SALVADOR
GUATEMALA
0
Planes_2000-2005.xls
c)
Demanda
Se realizaron proyecciones de demanda para cada uno de los subsistemas (países) utilizando
métodos econométricos y estadísticos para el pronóstico. En el último estudio se consideraron
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-25
2001/12/17
tres escenarios denominados bajo, medio y alto. Las tasas de crecimiento conjunto para toda la
Región son del 4.5% para el escenario bajo, 5.7% para el medio y 7.1% para el alto.
Con excepción de Panamá, los países muestran un patrón horario de consumo similar, en el que
la punta del día ocurre entre las 6 y 7 pm. En el caso de Panamá, la punta se da hacia las horas
del mediodía. Costa Rica y Honduras, y en menor medida Nicaragua, presentan una punta
secundaria hacia el mediodía, característica casi imperceptible en Guatemala y El Salvador. La
demanda agregada de los cinco países presenta una punta hacia las 7 pm, como se ilustra en la
Figura 2.4.3
1.0
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
GUA
ES
HO
NI
CR
PA
23
21
19
17
15
13
11
9
7
5
3
PROM
1
D/Dmax
Figura 2.4.3 - Curvas de demanda adimensionales para primer lunes de diciembre
Demanda_horaria_MEAC.xls
Notas:
d)
La curva “prom” es una suma pesada con relación a la demanda máxima de cada país.
Las curvas corresponden al año 1999 para todos los países, excepto Honduras para el que se usa el año 1997.
Combustibles
El pronóstico de los precios de los derivados del petróleo utilizados en el estudio se basaron en
estimaciones de la Energy Information Administration5 (EIA) en su informe “Annual Energy
Outlook 2000” para el escenario de precios “altos”. En este escenario, los precios del petróleo
oscilan entre $24 y $28 por barril. Se supuso que tanto los precios internacionales como el
costo del transporte para América Central sean similares a los previstos en las proyecciones del
EIA. En cuanto al carbón, se utilizó información sobre precios de carbón colombiano que
incluyen el costo del transporte en barco hasta un puerto en Centroamérica y los costos de
manejo portuario.
Dos de los escenarios analizados consideraron la posible construcción de gasoductos desde
México y Colombia. En ese caso, los países que con más seguridad contarían con ese
combustible serían Guatemala y Panamá. Para México se utilizó información de un estudio de
la CEPAL6 sobre costos de transporte desde Ciudad Pemex hacia Guatemala, mediante un
5
Annual Energy Outlook 2000, Energy Information Administration, DOE, Dec. 1999.
6
CEPAL, “Costos de Transporte en el Gasoducto México-Istmo Centroamericano”, Proyecto
CEPAL/OLADE/GTZ, enero 1998.
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-26
2001/12/17
gasoducto de casi 700 km. Para Panamá el gas se transportaría en un gasoducto de 620 km
desde la zona atlántica de Colombia. En la Figura 2.4.4 se comparan los precios de los
combustibles expresados todos en términos de US$/MMBtu.
Figura 2.4.4 Comparación de precios de combustibles
7
$/MMBtu
6
5
Diesel
4
Bunker
GN PA
3
GN GU
2
Carbón
1
0
2000
2005
2010
2015
Combust_Term_GTPIR.xls
Nota: Precios relativos al valor calorífico alto de los combustibles (HHV).
e)
Proyectos Candidatos
Como proyectos térmicos regionales, candidatos para los planes de expansión, se consideraron
turbinas de gas, ciclos combinados, motores de media velocidad y plantas de carbón. Estos
proyectos podrían ubicarse en cualquier país e irse instalando sucesivamente a lo largo de los
años del período de análisis. Para efectos de comparación se hizo una estimación de “costos
nivelados”, en los que se combinan los costos fijos y variables según el grado de utilización del
equipo, o sea el factor de planta. La Figura 2.4.5 muestra el cálculo de los costos nivelados
utilizando una tasa de descuento económica del 12%, y considerando los costos de
combustibles para el año 2001.
Con los precios supuestos del gas natural, los ciclos combinados usando este combustible
representan la tecnología térmica más barata, con costos nivelados inferiores a los
US$50/MWh. Si no hay disponibilidad de gas natural, las plantas de carbón representan la
opción más económica para factores de planta mayores a 55%; para factores de planta menores
a 55%, los ciclos combinados tienen un costo nivelado más bajo. Los costos de generación de
máquinas de base (fp>70%) con diesel están entre 60 y 70 US$/MWh, mientras que con plantas
de carbón se encuentran entre 50 y 60 US$/MWh.
En cuanto a los proyectos hidráulicos regionales, se consideraron todos aquellos para los cuales
existen estudios de factibilidad. Los costos unitarios de instalación varían entre 1500 y 3500
US$/kW, dependiendo en muchos casos de sí el proyecto cuenta o no con embalse de
regulación (ver Figura 2.4.6).
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-27
2001/12/17
Figura 2.4.5 - Costos Nivelados de Plantas Térmicas
140
120
TG-100 MW-D
80
MMV-20 MW-B
CC-150 MW-D
$/MWh
100
60
CB-250 MW
CC-150 MW-GN
40
20
0.0 0.1
0.2 0.3 0.4
0.5 0.6 0.7 0.8
factor de planta
0.9 1.0
Comb_term_GTPIR_2000.xls
Nota: TG-D: turbina de gas a diesel, MMV-B: motores de media velocidad a bunker, CC-D: ciclo
combinado a diesel, CC-GN: ciclo combinado a gas natural, CB: planta de vapor a carbón
Figura 2.4.6 - Costos unitarios de instalación de proyectos hidroeléctricos
4000
3500
$/kW
3000
2500
Gran Regulación
2000
Mediana Regulación
1500
Filo Agua
1000
500
0
0
200
400
600
800
Potencia (MW)
e)
Interconexiones
Con relación a la capacidad de las interconexiones eléctricas regionales, para el período 20002005 se utilizaron los resultados de los Estudios Eléctricos Avanzados del SIEPAC, realizados
por DPC7, que indican capacidades de intercambio entre 50 y 125 MW. En el corto plazo se
supuso que la interconexión Honduras-El Salvador entraría a operar en enero del 2002. A más
7
DPC, “Estudios Eléctricos Avanzados del SIEPAC, Reporte del Análisis de Corto Plazo”, 1 de agosto de 2000.
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-28
2001/12/17
largo plazo, se supuso que la línea SIEPAC entrará en operación en enero del 2006, para el cual
se ha considerado un límite de transferencia entre los países de 300 MW.
2.4.3 Escenarios
De acuerdo con los criterios acordados para el estudio, en el período 2001-2005 el plan de
expansión para cada país es fijo y corresponde a los planes nacionales en los que se incluyen
plantas en construcción o ya decididas por las empresas eléctricas nacionales o inversionistas
privados.
Para el período 2006-2014, con el fin de evaluar las diferentes opciones que podrían
presentarse en el desarrollo futuro del Sector Eléctrico de América Central, se obtuvieron un
conjunto de planes de expansión de generación para distintos escenarios asociados con aspectos
claves, tales como el crecimiento de la demanda, la opción de contar con gas natural en Centro
América y la entrada de las nuevas líneas de interconexión y refuerzos al sistema existente
asociados al SIEPAC. La Tabla 2.3.3 muestra los escenarios analizados.
Tabla 2.4.3 - Escenarios Analizados, 2006-2014
Código
MSGN-Ais
Demanda
Media
Descripción
Sin gas natural y sin proyecto SIEPAC
MSGN
Media
Sin gas natural con SIEPAC 2006
MCGN
Media
Con gas natural mediante gasoductos con SIEPAC 2006
MSGN2
Media
Sin gas natural, y primer circuito de SIEPAC comenzando a operar en el año 2010
BSGN
Baja
Sin gas natural con SIEPAC 2006
ACGN
Alta
Con gas natural mediante gasoductos con SIEPAC 2006
MTSGN
Media
Caso semi-térmico sin gas natural, en el que se consideran únicamente como
candidatos proyectos hidroeléctricos pequeños, de un costo menor a los $150 mill.,
y potencias menores a los 150 MW; SIEPAC 2006
BTSGN
Baja
Caso semi-térmico sin gas natural, en el que se consideran únicamente como
candidatos proyectos hidroeléctricos pequeños, de un costo menor a los US$150
mill., y potencias menores a los 150 MW; SIEPAC 2006
2.4.4
Planes Indicativos
En todos los escenarios, en el período 2006-2014 se incluye el retiro de 629 MW de plantas
térmicas antiguas. También en los escenarios con gas natural se supuso la reconversión de
algunos equipos que actualmente utilizan diesel, como el CC Bahía Las Minas en Panamá.
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-29
2001/12/17
a)
Escenario MSGN
En el escenario medio sin gas natural se observa el desarrollo de una cantidad importante de
proyectos hidroeléctricos en la mayoría de los países, que resultan definitivamente más
favorables que las opciones térmicas. De los 5487 MW instalados en el período 2006-2014, un
72% corresponde a plantas hidroeléctricas, un 26% a plantas térmicas y un 2% a plantas
geotérmicas. Costa Rica resulta el país con mayor instalación de plantas hidroeléctricas,
seguido de Honduras y Panamá. En este escenario, las plantas geotérmicas también resultan
relativamente favorecidas, aunque debido a la escasez de candidatas no representan un aporte
considerable. Finalmente, las plantas térmicas más convenientes en este escenario son las
turbinas de gas a ciclo simple y algunos ciclos combinados que se instalan en Honduras y
Panamá, así como una planta de carbón en Nicaragua.
En este escenario, el hidro contribuye con 55% de la generación, mientras que el térmico con
un 41%, y la geotermia con un 8%. Los costos marginales de corto plazo para el período 20062014 muestran un promedio para la región de US$48.5/MWh, con pequeñas variaciones entre
los países. En la Figura 2.4.7 se muestra la variación mensual de estos costos, en donde se
observa un efecto estacional muy claro, con un máximo en la época seca y un mínimo en la
época húmeda.
Figura 2.4.7 Costos marginales de corto plazo, escenario MSGN
CMCP-CASO MSGN_OPT
PERIODO 2006-2014
$/MWh
180
150
GU
120
ES
HO
90
60
NI
CR
30
PA
b)
Jul-14
Jul-13
Ene-14
Ene-13
Jul-12
Jul-11
Ene-12
Jul-10
Ene-11
Jul-09
Ene-10
Ene-09
Jul-08
Jul-07
Ene-08
Jul-06
Ene-07
Ene-06
0
Escenario MTSGN
En el escenario semi-térmico sin gas natural se observa una situación diametralmente opuesta
al caso anterior. De los 3857 MW instalados en el período 2006-2014, un 76% corresponde a
plantas térmicas, un 17% a plantas hidroeléctricas y un 7% a plantas geotérmicas. Es
interesante observar que la mayoría de las hidroeléctricas disponibles entran al plan en las
fechas más tempranas. En este plan, los países con mayor instalación térmica en el período son
Honduras y Guatemala, seguidos de Costa Rica, Panamá y El Salvador. Las plantas
geotérmicas también resultan relativamente favorecidas, y prácticamente todas las candidatas
disponibles entran. En el plan se instalan todo tipo de plantas térmicas: ciclos combinados (900
MW), motores de media velocidad a bunker (700 MW), turbinas de gas a ciclo simple (700
MW), y plantas de carbón (500 MW).
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-30
2001/12/17
En este escenario el aporte de la generación hidro pasa de un 55% a un 35% al final del
período, mientras que la generación térmica varía de forma contraria, pasando de un 35% a un
55%; el aporte de la geotermia de un 10% se mantiene constante en el período. Los costos
marginales de corto plazo para el período 2006-2014 resultan con un valor promedio para la
región de US$53/MWh, valor que es un 10% mayor que el del caso MSGN.
c)
Escenario MCGN
Considerando que el gas natural puede ser una fuente importante para abastecer el mercado
eléctrico de América Central, se analizaron escenarios con el fin de evaluar el impacto de esta
nueva fuente energética. Esto supone una interconexión mediante gasoductos entre Guatemala
y México por el Norte y entre Panamá y Colombia por el Sur; también se asumió que el
gasoducto no se extendería más allá de los países extremos de la región.
En relación con el caso medio sin gas natural, se presenta una instalación total similar al
escenario sin gas natural. Sin embargo, como era de esperarse, se presenta un poco más de
instalación térmica. De los 5724 MW instalados en el período 2006-2014, un 60% corresponde
a plantas hidroeléctricas, un 38% a las plantas térmicas y un 2% a plantas geotérmicas. De
nuevo, las plantas hidroeléctricas resultan muy atractivas, aunque en este caso sus fechas de
entrada se atrasan un poco debido al ingreso de 650 MW de generación a partir de gas natural
en el año 2006. En este plan, los países con mayor instalación térmica en el período son
lógicamente Guatemala y Panamá, en donde se instalan un total de 1400 MW a base de gas
natural.
La generación hidro aporta alrededor del 52% de la generación anual, contra un 40% de
generación térmica y 8% la geotermia. Los costos marginales de corto plazo para el período
2006-2014 resultan en promedio de US$44/MWh, valor que es un 9% menos que el caso
MSGN.
d)
Comparación de Escenarios
En la Tabla 2.4.4 se muestra la capacidad instalada por país en todos los escenarios.
a)
Los escenarios semi-térmicos requieren menos instalación total en comparación con los
casos libres8, un 70% en el caso de demanda base y un 60% en el caso de demanda baja.
Esto se debe a la característica particular de los sistemas hidrotérmicos, que resultan con
mayor reserva que los sistemas puramente térmicos, dada una misma confiabilidad.
b)
En cuanto a la instalación hidroeléctrica, en los escenarios libres estas plantas
representan entre un 50% y un 90% de la instalación total. En general, en todos los
escenarios se instala un alto porcentaje de todas las candidatas hidro disponibles,
resultando entre 3500 y 4000 MW instalados. Esto muestra claramente que desde un
punto de vista teórico-económico, estas plantas resultan sumamente favorables.
c)
En términos generales los proyectos geotérmicos son favorables en todos los escenarios,
especialmente en aquellos semi-térmicos.
8
Casos “libres” se refiere a los que no presentan restricciones en cuanto al tipo y tamaño de los proyectos
candidatos.
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-31
2001/12/17
Tabla 2.4.4 Capacidad instalada en MW y % de instalación, 2006-2014
CASO
TERMICO
GEOTER
HIDRO
TOTAL
MSGN-Ais
1,950
104
3,950
6,004
BSGN
300
0
3,441
3,741
CASO
TERMICO
GEOTER
HIDRO
MSGN-Ais
32%
2%
66%
BSGN
8%
0%
92%
CAPACIDAD INSTALADA (MW)
BTSGN
MSGN
MSGN2
1,450
1,400
1,300
156
137
104
683
3,950
4,084
2,289
5,487
5,488
PORCENTAJE DE INSTALACION
BTSGN
MSGN
MSGN2
63%
26%
24%
7%
2%
2%
30%
72%
74%
MTSGN
2,933
255
669
3,857
MCGN
2,200
104
3,420
5,724
ACGN
3,250
0
3,684
6,934
MTSGN
76%
7%
17%
MCGN
38%
2%
60%
ACGN
47%
0%
53%
Para el período 2001-2005, la generación hidroeléctrica contribuye aproximadamente con un
50%, contra un 40% de la generación térmica. Para el período 2006-2014 la contribución de la
generación hidroeléctrica varía desde un máximo del 60% para el escenario de demanda baja
(BSGN), hasta un mínimo de un 39% para el caso semi-térmico (MTSGN). En todos los
escenarios la generación geotérmica es ligeramente menor al 10%.
En cuanto a los intercambios de energía entre los países, en la Tabla 2.4.5 y la Figura 2.4.8 se
ilustran los resultados obtenidos para los escenarios analizados. En el período 2001-2005 estos
intercambios promedio son de unos 2000 GWh anuales para todos los escenarios, cifra que se
mantendría si no se construye la línea SIEPAC (caso MSGN-Ais). Con la entrada de dicha
interconexión, los intercambios aumentan considerablemente dependiendo del escenario: desde
3660 GWh/año para el caso semi-térmico MTSGN, hasta 6500 GWh/año para el caso MCGN.
En términos gruesos podría afirmarse que la línea SIEPAC tiene la potencialidad de
incrementar el volumen de intercambio promedio entre 2000 a 5000 GWh por año, según el
escenario considerado. Porcentualmente con respecto a la generación total, los intercambios se
incrementarán desde un 4% hasta una cifra entre un 8 y un 16% de la generación total del
Istmo.
Tabla 2.4.5 - Cantidad total de intercambios de energía en la Región (GWh por año)
Año
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2001-2005
2006-2014
% de demanda
MSGN-Ais
1,539
2,383
2,224
2,289
1,841
1,680
1,731
2,175
1,929
2,391
2,229
1,976
1,865
2,274
2,055
2,028
4%
MSGN
1,588
2,546
2,357
2,320
2,075
5,796
5,774
4,073
5,531
6,022
6,397
5,818
4,270
6,777
2,177
5,607
12%
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
MSGN-2
1,590
2,759
2,465
2,413
1,860
2,041
1,680
1,975
2,163
6,006
5,121
5,515
4,815
6,472
2,217
3,976
8%
MTSGN
1,592
2,692
2,476
2,197
2,069
3,895
3,779
3,329
3,541
4,131
3,833
3,972
3,713
2,718
2,205
3,657
8%
2-32
MCGN
1,504
2,711
2,149
2,131
1,796
5,909
5,103
6,228
5,344
7,356
7,613
6,844
7,028
7,040
2,058
6,496
14%
BSGN
1,567
2,227
2,167
2,045
1,611
8,546
7,421
5,508
4,491
7,447
6,623
6,770
5,751
6,281
1,924
6,537
16%
BTSGN
1,528
2,558
2,093
2,217
1,897
9,285
7,447
5,644
4,895
4,819
5,844
6,390
5,243
4,133
2,058
5,967
14%
ACGN
1,608
2,639
2,123
2,165
1,909
5,565
4,739
4,626
4,789
7,429
7,393
7,661
6,650
6,438
2,089
6,143
11%
2001/12/17
Figura 2.4.8 - Intercambios de energía entre los países del MEAC
10,000
9,000
MSGN-Ais
GWh/año
8,000
7,000
MSGN
MSGN-2
6,000
MTSGN
5,000
MCGN
4,000
BSGN
3,000
BTSGN
2,000
ACGN
1,000
0
2000
2005
2010
2015
2.4.5 Costos de los Planes
En la tabla 2.4.6 se muestran los costos de inversión y operación de los escenarios, así como los
costos incrementales de generación de largo de plazo. En esta tabla los costos se refieren al
valor presente, a enero del 2000, de todos los flujos en el período analizado, 2001-2014.
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-33
2001/12/17
Tabla 2.4.6
COSTOS DE LOS PLANES DE EXPANSION DE
DE AMERICA
CASOS
INVERSION
O&M
OPERACION
DEFICIT
SUB-TOTAL
MILLONES US$
SIN GAS NATURAL
55.44
12.99
33.91
23.84
12.71
1.42
TOTAL
CILP
US$/MWh
MSGN-Ais
MSGN
MSGN2
BSGN
MTSGN
BTSGN
2926.95
2858.59
2887.78
2362.07
2159.74
1704.94
5721.25
5461.93
5523.17
4572.12
6601.23
5363.95
5776.69
5474.92
5557.08
4595.96
6613.94
5365.37
8703.64
8333.51
8444.86
6958.03
8773.68
7070.31
62.10
55.19
55.95
56.17
59.42
58.75
MCGN
ACGN
2736.19
3386.94
CON GAS NATURAL
5287.00
39.18
5326.18
6374.88
29.24
6404.12
8062.37
9791.06
51.74
50.15
Gas Natural
122.4
174.93
148.74
271.14
3.45
68.36
259.32
42.45
301.77
370.13
6.91
39.17
198.08
21.53
219.61
258.78
6.15
BENEFICIOS
-26.19
(MCGN-MSGN)
Siepac
(MSGNAis-MSGN)
Siepac 2
(MSGNAis-MSGN2)
2.4.6 Conclusiones del estudio
Entre los aspectos más relevantes cabe señalar los siguientes:
a)
Beneficios del gas natural
Si se compara el escenario medio para las opciones con y sin gas natural, se observa que la
disponibilidad de esta fuente energética, a partir del 2006, produciría un beneficio, en un
período de 9 años, de US$271 millones (a valor presente de enero del 2000), medido en
términos de ahorros en inversión y gastos de operación y mantenimiento. Para los usuarios
podría significar una reducción de costos de 3.5 US$/MWh equivalente a un 6.3% del costo
incremental de largo plazo en relación con la opción sin gas natural.
b)
Beneficios del SIEPAC
Para determinar los beneficios del SIEPAC, se analizó un escenario adicional denominado
MSGN_Ais, similar al MSGN pero sin SIEPAC, es decir considerando únicamente las
interconexiones existentes (incluyendo la nueva El Salvador-Honduras). El beneficio del
SIEPAC, estimado como la diferencia en los costos de los casos MSGN_Ais y MSGN, resulta
de US$370 millones para el período 2006-2014. Un 18% de esa cifra corresponde a economías
de inversión y un 82% a economías de operación. El beneficio anterior es equivalente a un
beneficio anual de aproximadamente US$137 millones durante dicho período.
El beneficio para los usuarios, medido en términos de la reducción en el CILP, es de
US$6.9/MWh, equivalente a una disminución del 12.5% con relación al caso base (MSGN).
El estudio reafirma resultados obtenidos en años anteriores, en cuanto a los beneficios que para
el futuro Mercado Eléctrico de América Central significa contar con mejores interconexiones y
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-34
2001/12/17
mayores intercambios de energía eléctrica. En términos generales, un desarrollo integrado del
MER por medio del proyecto SIEPAC significará ahorros a los consumidores de más de un
10% en costos de generación, medidos en términos de la disminución del costo incremental de
largo plazo. Asimismo, el estudio confirma la importancia de la línea SIEPAC.
c)
Escenarios semi-termicos
Para la situación de demanda media, el escenario en el que se limita la entrada de proyectos
hidroeléctricos grandes incrementa el costo del plan. La diferencia entre el caso MTSGN y el
MSGN es de $440 millones, y el incremento en el CILP es de US$4.2/MWh (7.7%). Aunque
las inversiones en el caso semi-térmico disminuyen en casi $700 millones, los costos de
operación se aumentan en más de $1100 millones.
Esta diferencia no es tan marcada en el caso de una demanda baja, en donde el incremento en el
costo del plan semi-térmicos en relación con el caso base es de $112 millones, con un aumento
correspondiente en el CILP de US$2.6/MWh (4.6%).
Dentro de las limitaciones y postulados del estudio, estos resultados muestran que los proyectos
hidroeléctricos resultan atractivos para la región y en teoría podrían representar entre el 60% y
el 70% de la nueva capacidad a instalar en el período 2006-2014. A pesar de lo anterior, la
experiencia de la década pasada, así como los planes de corto plazo de los países muestran otra
cosa, toda vez que se estima que más de un 60% de la nueva instalación en el período 20012005 será de plantas térmicas.
La explicación más importante de esta contradicción radica en el mayor riesgo que las
empresas generadoras ven en la generación hidroeléctrica. En efecto, actualmente más de un
50% del parque de generación del MER es manejado por empresas privadas, que desarrollan
sus proyectos bajo esquemas regulatorios y financieros que hacen que los mismos tengan que
correr con gran parte de los riesgos asociados con la actividad. Dentro de estos riesgos se puede
mencionar el riesgo país (político, regulatorio, etc.), el de desarrollo, el de construcción, el
tecnológico, el hidrológico, y principalmente el riesgo de mercado. Casi todos estos riesgos
son mayores para los proyectos hidroeléctricos y geotérmicos que para los proyectos térmicos.
Esto lleva a la reflexión sobre la conveniencia de que en los países de la Región,
independientemente de su modelo de mercado eléctrico establezcan condiciones que fomenten
la explotación racional de recursos propios, como lo son principalmente la geotermia y la
hidroelectricidad, de acuerdo con las características propias de sus respectivos mercados
eléctricos.
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
2-35
2001/12/17
3.
INICIATIVAS PARA UN MAYOR INTERCAMBIO
3.1
INTRODUCCION
Las interconexiones eléctricas entre los países de América Central han superado plenamente las
expectativas para las que fueron planeadas, logrando mitigar en muchos casos las crisis de
faltantes de electricidad, colocando con beneficio para los participantes (exportadores e
importadores) excedentes de energía, reduciendo costos por sustitución de energía de origen
térmica por energía hidráulica y en general aumentando la confiabilidad y calidad del suministro
de energía eléctrica.
En la actualidad, la participación de empresas eléctricas internacionales que forman parte del
nuevo sector eléctrico centroamericano y el funcionamiento de los primeros mercados
mayoristas, le está dando un mayor dinamismo a los intercambios en la región, iniciándose los
primeros pasos de lo que será un gran Mercado Eléctrico Regional, tal como fue descrito en el
capítulo 2 de este informe.
La creación de este Mercado Eléctrico, su reglamentación, el funcionamiento pleno de sus
órganos regionales, previstos para el primer semestre del año 2003, y el posterior desarrollo de
nueva infraestructura dentro del proyecto SIEPAC, programado para iniciar operaciones hacia el
año 2006, vendrá a consolidar un crecimiento continuo de las transacciones de electricidad entre
los agentes ubicados en los diferentes países.
Dentro de este contexto regional, ETESA por parte de Panamá y el ICE por parte de Costa Rica,
han iniciado estudios conjuntos para analizar la conveniencia de una interconexión entre Panamá
y Costa Rica por la costa Atlántica, proyecto que se ha denominado Anillo Eléctrico
Internacional La Amistad, por formar una circunvalación alrededor del parque del mismo
nombre localizado en ambos países.
Dicho anillo eléctrico permitiría solucionar la debilidad actual del sistema de transmisión entre
Costa Rica y Panamá, además de resolver el compromiso de reforzar los sistemas nacionales
para que, en conjunto con el proyecto SIEPAC, se habilite la posibilidad de trasiegos firmes y
confiables de energía eléctrica con volúmenes del orden de los 300 MW y de esta manera
anticipar muchos de los beneficios identificados dentro del proyecto SIEPAC. En este capítulo se
presentan las primeras ideas esbozadas por el equipo de trabajo que fue creado para analizar este
proyecto.
3.2
DESCRIPCION GENERAL DEL
INTERNACIONAL LA AMISTAD
PROYECTO
ANILLO
ELECTRICO
El Proyecto de Interconexión Atlántica Costa Rica- Panamá, denominado Anillo Eléctrico
Internacional La Amistad, es un proyecto conjunto entre ambos países con el fin primordial de
consolidar, a partir de su entrada en operación en el año 2004, un mayor mercado eléctrico entre
los dos sistemas y los demás países de la región, de manera compatible con la infraestructura
prevista en la red SIEPAC.
El proyecto ha sido sometido a estudios detallados, bajo el entendido de que en Panamá ya existe
una clara decisión de disponer de un sistema de transmisión hacia la zona de Changuinola que se
unirá al Sistema Nacional Interconectado hacia el año 2004, pudiendo prolongarse dicha
transmisión hasta la frontera con Costa Rica en una distancia de apenas 20 kms.
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
3-1
2001/12/17
En el caso de Costa Rica, con una línea de transmisión de 50 Km a 230 KV, desde Cahuita hasta
Sixaola se logra elevar de 30 a 120 MW las barreras para las transferencias de energía eléctrica
entre ambos países, lo cual permitiría obtener beneficios importantes para ambos países.
La interconexión propuesta reduce las preocupaciones vinculadas a la transmisión Río Macho –
San Isidro – Río Claro – Paso Canoas – Veladero, que posee riesgos difíciles de atenuar debido a
que esa línea atraviesa zonas montañosas que superan los 3,000 mts de altitud.
Esta línea de transmisión podría conllevar a su vez la posibilidad de alimentar la región de Bocas
del Toro en Panamá (Guabito-Changuinola) la cual es alimentada con baja calidad de servicio
por pequeñas plantas térmicas en su mayoría de la Compañía Bananera. Su carga actual se estima
en los 15 MW, pero posee una importante proyección de crecimiento por las políticas de
desarrollo que se impulsan en Panamá para la región de Bocas del Toro.
El disponer de una alta capacidad de transporte de energía hacia Sixaola, de alta confiabilidad,
respaldada por el anillo eléctrico internacional, produce un fuerte impulso al desarrollo de la
zona, que posee un inmenso potencial turístico en ambos países, restringido en la actualidad por
la baja calidad del suministro eléctrico.
Los aspectos ambientales han sido adecuadamente ponderados, no anticipándose ninguna
dificultad importante.
En el territorio panameño el proyecto consistirá en una línea de transmisión de 20 km entre
Changuinola y Sixaola y el cambio de voltaje de 115 KV a 230 KV. de la línea de transmisión de
120 km planeada desde Guasquitas hasta Changuinola.
Una vez que entre en operación la línea de SIEPAC, se podrán realizar trasiegos firmes entre
Costa Rica y Panamá superiores a 300 MW.
3.3
SITUACION ACTUAL DEL MERCADO ELECTRICO REGIONAL
Como elemento importante para el logro de un mayor intercambio, en este punto se analiza la
situación actual del Mercado Eléctrico Regional de América Central.
a)
Organización Comercial
En los cuatro países de la Región que se ha adoptado esquemas de mercados competitivos
(Guatemala, El Salvador, Nicaragua y Panamá) se definen la generación, distribución y
transmisión como actividades independientes. El Mercado Mayorista se organiza como un
Mercado de Contratos, de acuerdos entre partes, y un mercado de oportunidad de corto plazo.
La administración del mercado de corto plazo se basa en la minimización del costo diario de
compra, mediante un despacho de mínimo costo de las cantidades ofertadas y precios de la
energía basados en distintos conceptos (costo variable, precios de oportunidad, costo del
racionamiento, valor del agua, etc.). Los precios de la energía se definen con pasos horarios.
Los países diferencian dos productos: energía y potencia, cada uno con su precio y modalidad de
transacciones con excepción de El Salvador en donde solo se transa energía. Todos los mercados
establecen en mayor o menor medida transacciones asociadas a determinados servicios auxiliares
y en todos los casos los agentes están habilitados a realizar transacciones internacionales.
En Costa Rica y Honduras las empresas estatales ICE y ENEE respectivamente mantienen la
posición de compradores únicos.
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
3-2
2001/12/17
b)
Generación y Distribución
En los países con mercados competitivos se separaron las actividades de generación y
distribución. También se realizó la separación horizontal de la propiedad para diversificar la
cantidad de vendedores y compradores, y promover la competencia.
En esos países se introducen limitaciones a las empresas de distribución para ser propietarias de
generación, con excepción de El Salvador en donde no hay restricciones legales.
Tanto Honduras como Costa Rica han manejado una apertura en la nueva generación y en la
distribución aunque un tanto limitada esta última en el caso costarricense.
c)
Empresas de Transmisión y Operadores del Sistema y del Mercado
En los cuatro países con mercados competitivos la actividad de transmisión se ha separado de la
generación y de la distribución, y se ha asignado a una empresa de transmisión que se mantiene
estatal.
En Nicaragua y Panamá, a dicha empresa de transmisión se le ha asignado también las funciones
de Operador del Sistema y Administrador del Mercado (OS&M) y los agentes de dicho Mercado
participan en el OS&M por medio de un Comité Operativo de consulta y supervisión. En
Guatemala y El Salvador se ha creado un organismo independiente para cumplir este rol de
OS&M y los agentes del Mercado participan en el OS&M como accionistas y directores de la
nueva empresa creada al efecto.
La regulación y metodologías referentes al ingreso tarifario de la empresa de transmisión y las
tarifas por uso de la red de transmisión difieren en cada país, pero en todos los casos se establece
una metodología para determinar el costo económico a reconocer como ingreso regulado a la
empresa de transmisión. Los agentes pagan los costos del OS&M de acuerdo a criterios de
participación regulada.
Tanto en Costa Rica como en Honduras, la transmisión sigue integrada con el resto de las
actividades de la empresa eléctrica estatal.
d)
Organización Institucional
Complementariamente, los países han creado instituciones específicas (Entes Reguladores,
Organismos responsables de la operación y del despacho del sistema y administración del
mercado) y se han iniciado procesos de privatización, diversificando la propiedad e incorporando
nuevos actores al sector. Estos nuevos agentes incorporan nuevos conocimientos e ideas que,
sumados a las nuevas reglas, han producido cambios significativos en el sector.
e)
Estadísticas recientes del sector eléctrico de América Central (1)
Tal como se muestra en la tabla 3.1, al 31 de diciembre del año 2000 la capacidad instalada en el
istmo centroamericano alcanzó los 7,103 MW, superando por primera vez en muchos años, el
componente térmico al hidráulico, confirmándose una nueva tendencia en este campo en todos
los países menos en Costa Rica.
(1)
Fuente CEPAL, sobre la base de Cifras Oficiales
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
3-3
2001/12/17
De igual forma, la capacidad instalada de propiedad privada equilibró la generación pública,
reflejando también la nueva pauta mundial en el sector eléctrico. La participación privado en la
generación pasó del 12% en 1995 al 50% en el 2000.
Durante el año 2000, la generación neta total alcanzó 26503 GWh, cuyas ventas asociadas
generaron ingresos del orden de los 2 000 millones de US dólares, lo cual representa un mercado
muy atractivo para la inversión privada, dada la necesidad de atender un gran espacio disponible
asociado al bajo índice de electrificación regional estimado en alrededor de un 68%.
Los intercambios internacionales pasaron de un volumen ligeramente superior a los 290 GWh en
1995 a más de 1478 GWh en el 2000, es decir, 5 veces mayor, mostrando una nueva dinámica en
el comercio intrarregional.
La unión de los dos bloques, mediante la interconexión Honduras-El Salvador prevista para el
primer semestre del año 2002, representará nuevos retos y atractivos en este mercado y conforme
se consoliden las inversiones en plantas de generación regional, de la cuales varias se encuentran
en estudios de preinversión, estas transacciones también crecerán rápidamente.
El proyecto SIEPAC, descrito en mayor detalle en el capítulo 2, marcará la consolidación del
Mercado Eléctrico Regional, a lo cual debe agregarse el interés de inversionistas privados en el
desarrollo de proyectos regionales de generación que llevan acompañados incrementos
sustanciales en las capacidades de transmisión.
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3-4
2001/12/17
Tabla 3.1
Principales Indicadores del Sector Eléctrico del Istmo Centroamericano
Guatemala
El Salvador
Nicaragua
Costa Rica
1995
2000
1995
2000
1995
2000
1995
2000
1995
2000
1995
2000
1995
2000
Capacidad Total Instalada (MW)
1,082
1,668
909
1,114
756
918
391
633
1,171
1,699
910
1,071
5,218
7,104
Capacidad Hidro Instalada (MW)
502
531
388
406
434
434
103
103
819
1,226
551
553
2,797
3,253
Porcentaje Hidro
46.4
31.8
42.7
36.5
57.4
47.2
26.5
16.3
69.9
72.1
60.5
51.7
53.6
45.8
Demanda Máxima no Coincidente
(MW)
Capacidad Total/Demanda Máxima
717
1,017
592
758
504
702
327
397
872
1,121
619
777
3,631
4,772
1.51
1.64
1.54
1.47
1.50
1.31
1.19
1.60
1.34
1.52
1.47
1.38
1.44
1.49
Generación Pública Neta (GWh)
2,357
2,496
3,071
1,909
1,915
2,262
1,608
942
4,748
5,761
3,463
0
17,161
13,370
Generación Privada Neta (GWh)
1,056
3,452
200
1,481
883
1,477
10
1,153
78
1,125
136
4,628
2,364
13,316
Porcentaje Generación Privada
31.0
58.0
6.1
43.7
31.6
39.5
0.6
55.0
1.6
16.3
3.8
100.0
12.1
49.9
Generación Total Neta (GWh)
3,413
5,948
3,271
3,390
2,798
3,739
1,618
2,096
4,826
6,886
3,599
4,628
19,524
26,686
Generación Hidro (GWh)
1,904
2,674
1,465
1,213
1,676
2,262
398
204
3,615
5,684
2,410
3,083
11,469
15,121
55.8
45.0
44.8
35.8
59.9
60.5
24.6
9.7
74.9
82.5
67.0
66.6
58.7
56.7
Importaciones (GWh)
65
123
30
808
12
288
63
116
36
0
85
133
290
1,467
Exportaciones (GWh)
30
841
65
112
30
13
77
1
11
497
78
15
290
1,479
Oferta Interna Neta
3,448
5,230
3,236
4,086
2,779
4,014
1,604
2,210
4,851
6,389
3,606
4,746
19,524
26,675
Ventas Internas (GWh)
2,961
4,621
2,833
3,638
1,963
3,289
1,130
1,505
4,343
5,750
2,865
3,797
16,094
22,599
Pérdidas totales (%)
14.1
11.6
12.4
11.0
29.4
18.1
29.6
31.9
10.5
10.0
20.5
20.0
17.6
15.3
Indice de cobertura eléctrica (%)
47.1
71.5
64.3
75.9
47.9
58.0
47.8
46.2
93.0
94.9
57.3
67.7
NA
NA
Concepto
Porcentaje Hidro
Honduras
Panamá
Región
Fuente: CEPAL - Istmo Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico. Datos actualizados al 2000
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
3-5
2001/12/17
3.4
LAS INTERCONEXIONES EN LA REGION
Las interconexiones de los países de América Central se han logrado mediante la extensión de
líneas de transmisión, desde los puntos más cercanos que existían en cada momento, hasta las
fronteras respectivas, lo cual se resume a continuación:
a)
Interconexión Honduras -Nicaragua
En el año 1976 inicío operaciones la primera línea de interconexión entre dos países
centroamericanos, Honduras y Nicaragua, con una longitud aproximada de 136 km, aislada a
230 kV y operando durante los primeros años a 138 kV.
b)
Interconexión Costa Rica - Nicaragua
Desde julio de 1982 el sistema de Costa Rica se interconectó con el de Nicaragua, iniciando
con esto un proceso de intercambios de energía, que ya para 1983 permitió exportaciones hasta
Honduras.
Las obras increméntales para esta interconexión en el territorio costarricense consistieron en la
línea Canas - Peñas Blancas de 113 km, en un solo circuito a 230 kV. También incluyó la
ampliación de las subestaciones de Canas y Liberia.
c)
Interconexión Costa Rica - Panamá:
El trayecto de 144 km. a 230 kV se inicia en la subestación de San Isidro hasta la frontera con
Panamá, incluyendo la subestación de Rió Claro y la ampliación de las subestaciones de Rió
Macho y San Isidro.
Desde sus inicios y hasta la fecha, la instalación de un solo circuito ha sido la principal
restricción de dicha interconexión.
d)
Interconexión Honduras - El Salvador:
En la actualidad se encuentra en proceso de ejecución la línea de interconexión denominada
Honduras - El Salvador, operando a 230 kV con lo cual se completaría la interconexión de los
seis países de América Central. Esta obra se estima entrara en funcionamiento en el primer
semestre del año 2002, lo cual representara un hito muy importante dentro del sector eléctrico
centroamericano.
e)
Resultados de las interconexiones a la fecha
En el cuadro No. 3.2 se puede apreciar los intercambios realizados durante el año 2000 en el
Istmo Centroamericano, los cuales ascendieron 1478 GWh, que representa un crecimiento del
60% con respecto al año anterior. En el bloque norte las exportaciones se originaron
principalmente en Guatemala, en el tanto que en el bloque sur provinieron de Costa Rica.
Las limitaciones del sistema de transmisión existente se hicieron sentir mas fuertemente en el
bloque sur, dadas las dificultades reconocidas de seguridad en la operación, que inclusive han
puesto en los últimos años un tope al de 30 MW al trasiego desde Costa Rica hacia Panamá. De
no haber existido estas restricciones del sistema de transmisión las exportaciones recientes
hubiesen sido mas del doble de los resultados reales.
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3-6
2001/12/17
La existencia de un solo circuito de interconexión, de una longitud excesivamente larga,
es uno de los principales retos que esperan superar estos dos países con el proyecto
SIEPAC, o con otras opciones como el Anillo Eléctrico Internacional La Amistad.
Tabla 3.2 Exportaciones entre países año 2000
* Exportaciones hacia:
País Exportador
Panamá
Costa Rica
Nicaragua
Honduras
0.4
4.3
10.1
14.8
94.6
270.2
497.3
1.2
1.2
Panamá
Costa Rica
132.5
Nicaragua
Honduras
El Salvador
12.6
111.7
Guatemala
840.9
132.5
0.4
111.5
Total
12.6
El Salvador
Importaciones
Guatemala
281.5
840.9
111.7
840.9
111.7
1478.5
* Fuente: Istmo Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico. Datos actualizados al 2000. Las
diferencias con el detalle de importaciones corresponden a pérdidas.
3.5
JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto propuesto posee cinco grandes áreas de beneficios que se mencionan a continuación:
a) Fortalecimiento y consolidación del mercado eléctrico de Panamá y Costa Rica, al
disponerse de una nueva vía de interconexión entre ambos sistemas que permitirá
incrementar las transacciones internacionales de electricidad.
b) Ahorro de las inversiones requeridas para mejorar la capacidad de la interconexión actual
desde Río Macho en Costa Rica hasta Veladero en Panamá, para que junto con el Proyecto
SIEPAC se puedan afirmar transacciones de hasta 300 MW en ambos sentidos, según se ha
definido en los estudios realizados para la formación del Mercado Eléctrico Regional.
c) Aumento de la seguridad y calidad del suministro en ambos países al existir una vía alterna
de mayor capacidad que permita un mayor respaldo de los sistemas eléctricos de ambos
países.
d) Aumento de la seguridad y calidad del suministro en el litoral Atlántico de Panamá y Costa
Rica, al obtenerse, gracias al cierre a 230 KV del Anillo Internacional La Amistad.
e) Negocios internacionales de electricidad en voltajes de distribución en las áreas cercanas a la
frontera, en Sixaola y Bocas del Toro, que podrían ser ventas en bloque, en determinadas
horas del día o del año a las compañías bananeras que generan con plantas térmicas
El enlace del Anillo Eléctrico Internacional La Amistad, además de mejorar la robustez y la
seguridad de la interconexión Costa Rica – Panamá, permitirá incrementar en gran medida la
actividad del Mercado Eléctrico Regional en los años previos a la puesta en servicio de la línea
SIEPAC, y será un excelente complemento al SIEPAC, una vez que entre en operación en el año
2006.
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3-7
2001/12/17
Para evaluar el desempeño de este enlace antes de la entrada de SIEPAC, se simularon
escenarios de intercambios con el modelo SDDP, utilizando las bases de datos del Plan
Indicativo Regional de Expansión de la Generación, Período 2001 – 2014, Junio 2001, preparado
por Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa (GTPIR), del CEAC, cuya síntesis se presenta
en el capítulo 2 de este informe.
El estudio económico consistió en comparar dos escenarios de intercambios. El caso base
corresponde a la situación actual hasta que entre en servicio SIEPAC. El Caso con el Proyecto
contempla la instalación del interconector en el 2004.
Los escenarios de demanda y expansión utilizados corresponden al caso Medio Sin Gas Natural
(MSGN) del estudio del GTPIR.
La modelación con el SDDP permite obtener, para cada uno de los cinco bloques de demanda de
cada mes y para cada una de las series hidrológicas simuladas, los valores de generación, costos
de operación, energía trasegada y costos marginales.
Para determinar el beneficio de cada país o sistema, se evaluará la suma de los costos de
operación, más los costos de importación menos los beneficios por exportación. El análisis
supone que todas las transacciones, cantidad de energía, precio de compra, precio de venta, etc.
se hacen con fundamento en los costos marginales. Dichos estudios están en proceso de
ejecución; sin embargo los análisis preliminares indican que el proyecto es altamente beneficioso
para ambos países.
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3-8
2001/12/17
4
INCENTIVOS PARA UNA MAYOR INTEGRACIÓN ELÉCTRICA
4.1
INTRODUCCIÓN
Este capítulo investiga los incentivos que una mayor integración eléctrica a nivel regional
pudiera tener en la construcción de los proyectos regionales de generación hidroeléctricos,
carboeléctricos y a gas natural.
En la sección 4.2 se analizan los antecedentes, requisitos y beneficios de la creación de un
mercado eléctrico regional integrado y la sección 4.3 trata sobre los posibles escenarios de
integración regional
Recientemente se ha conocido la intención de la compañía AES de construir un proyecto de
generación de 700MW, utilizando tecnología de Ciclo Combinado con Gas Natural Licuado.
Este proyecto se describe en la sección 4.4
Finalmente en la sección 4.5 se emiten las conclusiones más importantes.
4.2
ANTECEDENTES, REQUISITOS
INTEGRACIÓN ELÉCTRICA
Y
BENEFICIOS
DE
UNA
MAYOR
4.2.1 Antecedentes
El conjunto de países del istmo centroamericano se caracterizan por compartir características
geográficas y climáticas similares. La región tiene un importante potencial hidroeléctrico y
geotérmico pero no cuenta con reservas propias de combustibles o gas natural conocidas o
explotadas. Existen estudios para traer gas natural de otros países tales como Méjico, Colombia o
Venezuela, pero ello es hasta la fecha un proyecto que no se ha podido concretar. La realidad
vigente es que la generación térmica se basa en el consumo de combustibles líquidos, que se
deben importar y son caros y volátiles.
Cada país es, en cuanto a demanda eléctrica atendida y vinculada al sistema nacional de
transmisión, relativamente pequeño, lo que limita la escala de los proyectos de generación para el
cubrimiento de la demanda local. Existen proyectos de mayor escala que sólo son viables
económicamente si se realizan dirigidos al abastecimiento de dos o más países de la región. Los
países comparten, salvo Panamá, una curva de consumo con un relativamente bajo factor de
carga, o sea tienen un alto requerimiento de capacidad de generación con un menor factor de
utilización, lo que incrementa el costo del suministro eléctrico.
Históricamente, los países han tratado, en distinta medida, compartir reserva rodante y
excedentes de generación, y ofrecerse mutuamente respaldo ante emergencias. Para ello, han
construido interconexiones internacionales y realizado convenios de interconexión en que se
acuerdan las modalidades (técnicas, operativas y comerciales) de estos intercambios. Esto ha
permitido reducir vertimientos ante excedentes hidroeléctricos y restricciones, así como ha
permitido evitar o reducir racionamientos al consumo ante contingencias o déficit de generación.
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4-1
2001/12/17
Estos acuerdos, interconexiones internacionales e intercambios constituyeron el primer paso
hacia un mercado regional, y han aportado beneficios a los países involucrados en cuanto a
complementariedades en los recursos de generación o requerimientos de demanda, e incremento
de la garantía de suministro. Sin embargo, es de hacer notar que en algunos casos el país que
retiraba energía de otro país podía “pagar” dicho intercambio en primer lugar entregando a su
vez energía en compensación.
La capacidad de estas interconexiones internacionales es relativamente pequeña y constituyen en
general vínculos débiles (línea única) con importantes restricciones a la capacidad de transmisión
debido a los requisitos de calidad y seguridad en el país receptor. Esto limita las posibilidades de
intercambios y, en consecuencia, las posibilidades de viabilizar expansiones en generación y
transmisión regional. Asimismo, como los intercambios se han acordado de oportunidad, no
estaba implementado (hasta la creación de Mercados Mayoristas de electricidad en algunos de
estos países) ni existe experiencia de intercambios firmes (con permanencia) que posibiliten la
instalación de generación en un país para servir, parcial o totalmente, a la demanda de otro país.
En este sentido, y dado que las empresas eran de propiedad Estatal, es comprensible la existencia
de temor a este tipo de intercambios:
-
-
Por el lado del factible país comprador, temor a la dependencia de energía eléctrica
proveniente de otro país, desplazando la instalación de capacidad de generación en su propio
país, y a que no se cumplan las entregas comprometidas.
Por el lado del factible país vendedor, temor a que no se respeten los compromisos que
surgen de sus contratos, ya sea que no se permita entregar al otro país la energía
comprometida independientemente de las necesidades de la demanda eléctrica del país en
que se encuentra localizado, y/o que no se cumplan con los pagos comprometidos.
Esto ha llevado a que, hasta la fecha, no existan antecedentes de plantas de generación de
propiedad compartida por empresas de más de un país ni plantas que tengan comprometida su
generación al abastecimiento firme de dos o más países. Los países continúan teniendo una
dependencia energética de combustibles líquidos importados y, en general, altos costos con
unidades generadoras de módulo pequeño.
Estas estructuras y condición no aportan una solución satisfactoria de escala ni mejoras en la
calidad y costo del abastecimiento. Existen potencialmente importantes proyectos hidroeléctricos
que son de imposible concreción salvo que estén dirigidos a producir y vender a más de un país.
Esto es también cierto en lo que hace a introducir nueva tecnología térmica de mayor módulo
(por ejemplo ciclos combinados) que podría reducir significativamente los costos de generación.
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
4-2
2001/12/17
4.2.2
Requisitos del Tratado Marco
El proyecto SIEPAC tiene como objetivo aportar soluciones a las necesidades de abastecimiento,
calidad y economía del servicio eléctrico del conjunto de países miembros y compartir beneficios
a través de crear un ámbito organizado con su juego de reglas para los intercambios
internacionales. Ello requiere una red capaz de permitir estos intercambios, pero también
requiere una estructura y organización comercial y normativa que encuadre y defina el Mercado
Regional.
Para ello el Tratado Marco del Mercado Eléctrico prevé, mediante un proceso de crecimiento
gradual, la creación de un Mercado Eléctrico Regional (MER) basado en los principios de:
-
Competencia con reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias.
-
Gradualidad, tanto en el desarrollo y requerimientos del Mercado como de las redes de
interconexión y regionales y en las estructuras y fortalecimiento de los Organismos
regionales requeridos por el Mercado.
-
Reciprocidad entre los Estados, en particular avanzar hacia la armonización de las reglas
para el sector eléctrico de cada país buscando compatibilizar las condiciones y criterios
básicos.
El Tratado establece las bases del Mercado Regional:
-
-
-
-
La organización comercial como operaciones de corto plazo (Mercado de Oportunidad
Regional) por despacho económico, y de mediano y largo plazo por acuerdos entre partes
(contratos).
Los Organismos Regionales: El ente regulador (Comisión Regional de Interconexión
Eléctrica) y el Ente Operador Regional (EOR) para actuar como coordinador con los
respectivos entes operadores nacionales de la operación coordinada del sistema y administrar
las transacciones regionales que de ello surjan. Transitoriamente, en tanto se constituya el
EOR, crea un Comité de Interconexión Eléctrica (CIE) con representantes de los despachos
nacionales para coordinar la operación de las interconexiones internacionales.
El concepto de generación regional y transmisión regional.
El acceso abierto de redes de transmisión, nacional y regional.
Una Empresa Propietaria de la Red cuyo fin es desarrollar, diseñar, financiar, construir y
mantener un sistema de transmisión que interconecte los seis países.
El modo de resolver controversias referidas a interpretación e implementación del Tratado.
Para lograr los objetivos del Tratado y que se desarrolle el MER es necesario contar con una red
de interconexiones que permita transportar entregas firmes y de mayor volumen que la actual.
Sin embargo, para que esto no sólo sea posible sino que además produzca los beneficios a los
que se refiere el Tratado, se deben dar una sucesión de condiciones, las que se pueden sintetizar
en que:
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4-3
2001/12/17
-
La red a construir debe ser comercialmente viable.
-
Los intercambios que habilita la red regional y las decisiones de las empresas ubicadas
en cada país lleven a economías de escala en los costos de generación, a través del
desarrollo de proyectos competitivos de escala regional.
-
Los beneficios que surjan de los intercambios (firmes y de oportunidad) y del refuerzo
de la red lleguen a los consumidores como mejores tarifas y mejor calidad del
suministro.
4.2.3 Beneficios del mercado eléctrico regional
Los principales beneficios directos que se deben esperar de la creación de un mercado eléctrico
regional son aquellos derivados de:
•
Sustancial aumento de la seguridad jurídica para inversionistas, con la consecuente reducción
del riesgo y con ello mayor facilidad de acceso a fuentes de financiamiento y disminución de
las tasas de retorno pretendidas, lo cual se traduce en menores precios en general.
•
Mejoras tecnológicas en la oferta por el cambio de escala, lo cual acarrea baja de precios.
•
Mayor competencia al crearse un mercado de mayores dimensiones, con posibilidad de
actuación de más oferentes.
•
Mayor calidad de servicio, producto de una infraestructura de transmisión más robusta
(caminos paralelos) y aplicación sistemática de criterios de calidad y seguridad uniforme
(gradualmente)
•
Mejorar los modos de compartir Servicios Auxiliares, reservas y respaldos, llevando a
mejoras en la calidad del servicio y tarifas de los consumidores finales.
Estos beneficios serán compartidos tanto por aquellos que pertenezcan a la “industria eléctrica”,
a partir de que podrán desarrollar negocios más atractivos, como por todos los consumidores,
sean clientes cautivos de las empresas distribuidoras (sin capacidad de negociar su
abastecimiento) o grandes consumidores, para los que las regulaciones nacionales establecen en
general derechos de acceder a comprar a nivel mayorista.
La incorporación activa al mercado de los grandes consumidores, en gran medida consumidores
industriales, trae a su vez múltiples beneficios. Pueden mejorar las condiciones en las cuales
adquieren el insumo eléctrico, aportando ello al mejoramiento de la competitividad de la región.
Asimismo, también forzados por ello, su actitud en el mercado siempre será buscando la baja de
los precios y el cuidado de la calidad de servicio, lo cual, si la regulación impone con decisión
criterios de no discriminación, genera automáticamente el mismo tipo de efectos para los
consumidores cautivos.
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4-4
2001/12/17
El Tratado establece los fines que se describen en la siguiente tabla:
Fines
Requisitos para cumplirlos
Establecer derechos y obligaciones de las
partes (de los Gobiernos).
Establecer un ámbito para el desarrollo de un
Mercado Eléctrico regional organizado, para
contar en forma oportuna y sostenible con la
energía requerida para el desarrollo
económico y social de los países.
Diseñar actividades eléctricas a nivel regional
incentivando costos y precios razonables,
tanto para la demanda como para los
inversores, y promoviendo intercambios
regionales económicos y eficientes.
Incentivar
privada.
participación
Requiere
reglas
que
incentiven
la
competencia, para que el privado tome riesgos
de inversión a cambio de participar en
negocios eléctricos de competencia no
discriminatorios.
Impulsar la infraestructura de interconexión
necesaria.
Diseñar reglas que viabilicen la interconexión
oportuna y sostenible, permitiendo la
participación privada.
Crear condiciones e incentivos para propiciar
calidad, confiabilidad y seguridad en la
región.
Diseñar un ámbito y reglas para compartir
experiencias y consensuar soluciones,
logrando criterios comunes en la región de
calidad y seguridad.
Establecer reglas objetivas, transparentes y no
discriminatorias para el mercado eléctrico
regional, y la creación de los Entes regionales
necesarios para el logro de los objetivos.
Diseñar
e
implementar
un
marco
reglamentario que dé previsibilidad y
transparencia
al
Mercado
Regional.
Organizar adecuadamente los entes regionales
para que puedan cumplir sus funciones en
tiempo y forma.
Propiciar que los beneficios del Mercado
Eléctrico Regional lleguen a los habitantes de
los países de la región.
Traslado a las tarifas de los consumidores los
beneficios que surjan del Mercado Regional.
una
competitiva
Siendo estos los fines, el Mercado y sus reglas deben ser diseñados de forma tal de buscar
cumplirlos.
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4-5
2001/12/17
4.3
ESCENARIOS DE INTEGRACIÓN REGIONAL
En la sección 2.4 "Proyecto PREEICA/GTPIR-CEAC" de este informe, se describe el estudio
que elaboró el Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional del CEAC en Junio del
2001, en el cual se analiza el impacto de diversos escenarios de integración regional en los
planes indicativos de generación.
Para cada uno de estos escenarios se determinaron los planes de expansión de generación de
mínimo costo para el período 2006-2014 utilizando el modelo SUPER/OLADE-BID. En este
estudio se concluye que el costo incremental de largo plazo varia de acuerdo al escenario de
integración según se muestra en la tabla 4.1
Tabla 4.1 CILP9 según el escenario (Estudio GTPIR/CEAC)
Escenario
Costo Incremental de Largo Plazo
(US$/MWh)
MSGN-AIS: Aislado. Sin gas natural ni SIEPAC
62
MTSGN: Con SIEPAC, sin gas natural y proyectos
hidráulicos pequeños
59
MSGN: Con SIEPAC, sin gas natural. Proyectos
hidráulicos regionales
55
MCGN: Con SIEPAC, con gas natural y proyectos
hidráulicos regionales
52
Se concluye entonces que el precio de largo plazo puede oscilar entre 62$/MWH para una
integración débil (mantener el estado actual) y 52$/MWh con un grado de integración más fuerte
(línea SIEPAC) y la llegada del gas natural.
Otro estudio más reciente elaborado por el PREEICA para el CEAC concluye sobre los tipos de
plantas de generación que son atractivas para el desarrollo por parte de inversionistas privados.
Estas varían de acuerdo al escenario planteado según se muestra en la tabla 4.2.
Tabla 4.2 Precios de la energía10 y tipos de plantas de expansión (Estudio Mercados Energéticos)
Precio de la energía a
largo plazo (US$/MWh)
9
Tipos de plantas
Escenario
42~50
Ciclos combinados a gas natural
Llegada de gas por gasducto o
GNL
55~60
Carbón
Proyectos a escala regional
con suministro de carbón de
Colombia o USA
A nivel de generación. No incluye costos de transmisión ni distribución
10
A nivel de generación. No incluye costos de transmisión ni distribución
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4-6
2001/12/17
62~69
Ciclos combinados a Diesel-oil
Proyectos a escala regional
basados en plantas a diesel-oil
70~77
Motores de Baja Velocidad
Bajo nivel de integración,
países autosuficientes
4.4
PROYECTO EL FARO
4.4.1
Concepto del Proyecto
AES Corporation, a través de su subsidiaria AES Honduras tiene la intención de desarrollar un
proyecto que consiste en una planta generadora de energía de gran escala, con una configuración
de ciclo combinado alimentada por gas natural. El Proyecto comprenderá una planta de 780 MW,
una terminal de gas natural licuado (“GNL”) y una línea de transmisión de 397 km. La planta
generadora y la terminal de GNL estarán ubicadas en las proximidades de Puerto Cortés, en el
Golfo de Honduras. La línea de transmisión de 230 kV conectará la planta generadora al sistema
de 115 kV de El Salvador, con interconexiones en Santa Ana y Nejapa, y una extensión hasta
Ahuachapán. Para multiplicar la eficiencia de la plataforma tecnológica y la economía de escala
de la planta, el Proyecto entregará electricidad al por mayor a un costo de aproximadamente
US$ 0,050 kWh, lo que representa una reducción de 50% con respecto a los precios de mercado
vigentes en la región.
AES Honduras entregará su electricidad a Honduras y El Salvador, la cual será vendida a
Guatemala a través de la interconexión existente en Ahuachapán. Se anticipa que el Proyecto
permitirá vender energía a Nicaragua y, una vez que SIEPAC inicie sus operaciones, a todo el
istmo centroamericano. Además, se ha planificado que el Proyecto venda aproximadamente 50%
de su capacidad generadora bajo contratos de compra de energía (“CCE”) con distribuidores
salvadoreños y hondureños, usuarios industriales y la ENEE (Empresa Nacional de Energía
Eléctrica de Honduras). AES es actualmente propietaria de CLESA, la segunda compañía de
distribución eléctrica más grande de El Salvador, y recientemente ha adquirido un importante
porcentaje de CAESS, la mayor empresa de electricidad del país. Conjuntamente, ambas
compañías atienden 79% del mercado salvadoreño. Una vez que se establezca el mercado de
venta al por mayor, el excedente de energía será vendido en mercados de entrega inmediata de El
Salvador y Guatemala y, eventualmente, de Honduras.
Se estima que el costo total del Proyecto será US$ 650 millones. AES propone financiar
aproximadamente 70% del costo con préstamos principales a largo plazo otorgados por IFC,
OPIC, IDB y/o otros prestamistas bilaterales, multilaterales y organismos de créditos a la
exportación (ECA).
AES Honduras argumenta que el proyecto proporcionará múltiples beneficios para el desarrollo
y el medio ambiente de Honduras, así como para toda la región. Estos beneficios incluyen un
crecimiento económico como consecuencia de la disponibilidad de energía de una fuente más
económica y confiable, la menor contaminación generada por la moderna tecnología de
combustión de gas natural, la creación de puestos de trabajo y generación de renta de la mayor
inversión directa de origen externo en Honduras, la disponibilidad de gas natural y la
diversificación de combustibles disponibles, y un apoyo tangible a la creciente integración de los
mercados de energía regionales.
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4-7
2001/12/17
Actualmente, AES promueve la consecución del Proyecto a través de numerosas vías en las
esferas de medio ambiente, autorizaciones, acuerdos de compra de energía, ingeniería y
financiación. El inicio de la construcción está previsto para el tercer trimestre del año 2001 y
requerirá 24 meses. El cierre financiero de la deuda a largo plazo también se ha programado para
el tercer trimestre del 2001.
4.4.2 Descripción del Proyecto
Emplazamiento
La planta estará situada en la zona de El Faro de Puerto Cortés, en Honduras, y ocupará una
superficie total de aproximadamente 20 hectáreas. Puerto Cortés es el mayor puerto de América
Central en la costa Atlántica.
Plan financiero
Se anticipa que el costo total del Proyecto será de aproximadamente US$ 650 millones, y se
financiará con una combinación de capital con denominación en dólares estadounidenses y una
deuda principal irrevocable con una relación de 30:70.
Tecnología de la planta generadora
El diseño de la planta utilizará tres turbinas de gas y una turbina de vapor en una configuración
de ciclo combinado. Esta configuración fue seleccionada para garantizar la estabilidad y la
confiabilidad del sistema regional en caso de salidas de servicio no programadas. La planta
estará diseñada para quemar gas natural y destilado de petróleo (Nº 2). Además, incluirá una
serie de unidades de ósmosis inversa, que proveerán agua de enfriamiento a la instalación y
producirá agua cruda a partir del agua de mar.
Sistema de transmisión
Una parte integral del Proyecto será la nueva línea de transmisión de 397 km que entregará
electricidad a Honduras y El Salvador. La ruta planificada se muestra en la Figura 4.1. Del tramo
total de la línea, 290 km se extenderán en territorio de Honduras y los restantes 107 km en
territorio de El Salvador, terminando en Santa Ana, con líneas a Ahuachapán hacia el noroeste en
la costa del Pacífico y a Nejapa en la región central. La instalación de la nueva línea de
transmisión se requiere para poder transmitir el gran volumen de energía desde la planta del
Proyecto a través de El Salvador, particularmente hasta las regiones de Santa Ana y Nejapa, las
cuales ya necesitan capacidad de transmisión adicional. La nueva instalación se conectará a los
sistemas de transmisión local mediante cuatro subestaciones de 230 kV; dos de éstas, en San
Pedro y Santa Ana, se construirán conjuntamente con el Proyecto, lo que representa una
inversión sustancial en la red de transmisión nacional de Honduras y El Salvador. El Proyecto
utilizará la interconexión existente entre Honduras y Guatemala, la cual, de ser necesario, se
mejorará en el futuro.
Abastecimiento de combustible
La planta será diseñada para quemar GNL como combustible primario y destilado de petróleo
como combustible secundario. Para obtener precios ventajosos y condiciones óptimas en los
contratos de combustible, posiblemente AES permitiría que el GNL sea suplementado por
destilado de petróleo durante períodos muy limitados. El combustible será transportado a la
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4-8
2001/12/17
planta en buques, descargado mediante una tubería recién construida en el muelle y alojado en un
nuevo tanque de almacenamiento. Actualmente, AES se encuentra negociando contratos de
abastecimiento de GNL con proveedores del mercado del Atlántico.
El Proyecto tendrá la capacidad de importar gas en exceso del necesario para sus propias
operaciones. Esto permitirá al proveedor de combustible importar y distribuir gas a Honduras y
las regiones adyacentes utilizando la terminal de GNL. Por estos servicios, AES Honduras
cobrará un peaje nominal de tránsito l.
Empresas iniciales claves
Honduras: El Proyecto espera vender aproximadamente el 25% de su producción en Honduras,
su país de origen, con una de las tasas de crecimiento de la demanda de energía más altas en
América Latina. Lamentablemente la capacidad insuficiente, los daños ocasionados por el
huracán Mitch y el incendio producido en febrero de 1999 en El Cajón (en la actualidad, cerca
del 40% de la capacidad total del país) han dado como resultado escasez y la necesidad de
importaciones onerosas. ENEE, una empresa estatal de servicios públicos, es propietaria y
operadora de, virtualmente, toda la distribución y transmisión y de la mayoría de la generación.
De acuerdo con el plan de privatizaciones que se encuentra en estudio en el Congreso Nacional,
después de despojarse de sus responsabilidades de distribución, ENEE continuará representando
una significativa porción de la capacidad de generación del país y de toda la transmisión. Según
las indicaciones, independientemente del resultado de las negociaciones de privatización, ENEE
continuará buscando firmar arreglos ventajosos de proveedores preferidos con productores
independientes de energía (“IPP”) para satisfacer la demanda de electricidad del país.
El Salvador: El Proyecto espera vender aproximadamente el 40% de su producción a empresas
de distribución en El Salvador. AES ya es dueña de una de ellas, CLESA y, a través de la
adquisición de EDC, ejerce el control conjunto de CAESS, EEO y DEUSEM; como resultado de
lo cual, AES servirá a más del 79% de los clientes actuales de electricidad del país. Además de
las empresas de distribución propiedad de AES, Del Sur, cuya dueña es EMEL, y PPL, también
serán un cliente importante objetivo en El Salvador. Consultar la Figura 4.2 para observar un
mapa de las áreas de servicios de distribución en ese país.
Guatemala: El Proyecto espera vender aproximadamente el 25% de su producción en Guatemala.
La liberalización de la industria energética de Guatemala ofrece una de las anécdotas de éxito
económico del país. El negocio de la distribución fue vendido en 1998 a dos importantes
inversores, las empresas españolas Iberdrola y Unión Fenosa, que aportaron más de US$ 600
millones a las arcas del gobierno. Mientras tanto, se ha introducido un mercado masivo
consistente en un mercado actual y un contrato para la generación de electricidad; con lo cual, las
empresas privadas tienen un incentivo para producir energía a precios competitivos e invertir en
plantas de generación de energía. Como resultado de ello, en los últimos dos años se han
invertido más de dos mil millones de dólares en la industria energética de Guatemala. En la
actualidad, el país posee 18 generadores, donde antes había sólo unos pocos. Aproximadamente
el 67% de la población tiene ahora acceso a la electricidad, en comparación con menos de la
mitad hace unos pocos años. Sin embargo, los precios siguen estando altos porque el país debe
depender continuamente de unidades térmicas relativamente pequeñas. Así, el Proyecto
constituye una excelente oportunidad de celebrar contrato con dos empresas de distribución —
quienes deben contratar su demanda anticipada para el año siguiente— y venderla al mercado
actual.
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Figura 4.1: Rutas regionales de transmisión, existentes y planificadas
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4-10
2001/12/17
Figura 4.2: Área de servicio de las empresas de distribución en El Salvador
GUATEMALA
HONDURAS
CLESA
CLESA
(AES)
(AES)
CAESS
CAESS
(EDC/REII)
(EDC/REII)
San Salvador
DEL
DEL SUR
SUR
(EMEL/PPL)
(EMEL/PPL)
DEUSEM
DEUSEM
(EDC/REII)
(EDC/REII)
Océano Pacífico
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
EEO
EEO
(EDC/REII)
(EDC/REII)
4-11
2001/12/17
4.5
CONCLUSIONES
A) Los requisitos fundamentales que deben cumplirse para que sea realidad un mercado
eléctrico regional son múltiples:
-
La construcción de una red de interconexión con capacidad suficiente y
financieramente viable
-
Los intercambios que permite la red regional y las decisiones de las empresas ubicadas
en cada país lleven a economías de escala en los costos de generación, a través del
desarrollo de proyectos competitivos de escala regional.
-
Los beneficios que surjan de los intercambios y del refuerzo de la red lleguen a los
consumidores como mejores tarifas y mejor calidad del suministro.
-
La creación de un marco regulatorio, marco institucional, reglas comerciales, reglas de
operación y el desarrollo de criterios homogéneos de desempeño mínimo de los
sistemas interconectados
B) Los principales beneficios que se esperan de la creación de un mercado eléctrico regional
son:
-
El aumento de la seguridad jurídica para inversionistas, con la consecuente reducción
del riesgo y con ello mayor facilidad de acceso a fuentes de financiamiento y
disminución de las tasas de retorno pretendidas, lo cual se traduce en menores precios.
-
Mejoras tecnológicas en la oferta por el cambio de escala, lo cual implica una
disminución de precios.
-
Aumento de la competencia al crearse un mercado de mayores dimensiones, con
posibilidad de actuación de más oferentes.
-
Mejor calidad de servicio, producto de una infraestructura de transmisión más robusta
y aplicación sistemática de criterios de calidad y seguridad uniformes
-
Los beneficios serían compartidos no solo por los agentes del sector eléctrico sino
también por los consumidores, sean clientes cautivos de las empresas distribuidoras o
grandes consumidores, para los que las regulaciones nacionales establecen en general
derechos de acceder a compras a nivel mayorista.
C) El desarrollo de un mercado regional incentivaría la construcción de grandes proyectos de
generación tanto hidráulicos11, como de carbón y ciclos combinados de gas natural, esperándose
11
El desarrollo de proyectos hidráulicos grandes (mayores a 50~75MW) por el sector privado es en la actualidad
actualmente poco común debido a los múltiples riesgos asociados a estos proyectos. Para hacerlos más atractivos al
inversionista privado, el gobierno podría dar incentivos especiales de tipo fiscal o durante la fase de construcción,
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
4-12
2001/12/17
como consecuencia una disminución de los precios finales al consumidor . Por el contrario, de no
concretarse una mayor integración eléctrica y de no llegar el gas natural a la región, el desarrollo
de la generación se basará fundamentalmente en motores de mediana velocidad, utilizando como
combustible diesel, lo cual tendría como consecuencia que los precios de la electricidad actuales
se mantendrían o subirían.
compartir los riesgos con el inversionista.
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
4-13
2001/12/17
5.
ASPECTOS TARIFARIOS
5.1
INTRODUCCIÓN
Una mayor integración eléctrica entre los países del Istmo Centroamérica requiere que se
refuercen las interconexiones existentes. El costo de estas nuevas inversiones, de acuerdo al
documento de Diseño General del Mercado Eléctrico Regional (MER) elaborado por el SIEPAC,
sería recuperado por medio de tres cargos separados: cargo variable de Transporte (CVT); cargo
por uso (peaje) de la Red de Transmisión Regional (RTR) y; un cargo complementario (CC).
Este último cargo sería aplicable únicamente a aquellas obras que sean consideradas como de
beneficio regional.
En este capítulo primeramente se describe la metodología tarifaria contenida en el Diseño
General del MER, luego se discuten los planteamientos metodológicos preliminares que ha
desarrollado el CEAC para el cálculo del cargo variable de transmisión (CVT) y por uso de la
RTR (peaje) y luego se comentan los impactos que, sobre la tarifa de transmisión en Panamá,
tendría la aplicación de las tarifas por uso de la RTR del MER. Finalmente se analizan los
impactos que el MER tendría en los precios de la energía eléctrica en Panamá.
5.2
TARIFAS DE TRANSMISIÓN REGIONALES SEGÚN EL DISEÑO GENERAL
DEL MER
A continuación se presenta un resumen de las bases para el desarrollo de la Regulación de la
Transmisión Regional, según el documento “Diseño General del Mercado Eléctrico Regional
(MER). Informe Final (revisión II, versión 2), Unidad Ejecutora del Proyecto SIEPAC, Abril
2000” y el resumen correspondiente elaborado por la Unidad Ejecutora.
Una comparación con la propuesta hecha en la Unión Europea para las tarifas a transacciones
entre fronteras “Cross-border transactions” se presenta en el Anexo 1.
5.2.1
Premisas para el desarrollo de la transmisión regional
Partiendo del reconocimiento de la diversidad de regulaciones existentes en los distintos países,
se buscará diseñar un sistema de expansión, de uso y de tarificación de la transmisión regional
que cumpla con las premisas siguientes:
-
-
-
-
-
-
Respetar la diversidad de regulaciones establecidas en los marcos nacionales en lo que se
refiere a la transmisión nacional, para evitar pasar por cambios legales o normativos.
Hacer un uso intenso y eficiente de las instalaciones de transmisión existentes y de las que se
agreguen en el futuro, tanto locales como de interconexión, que contribuyan a conformar la
capacidad de transmisión requerida para materializar las transacciones en el MER.
Incorporar señales que contribuyan a la eficiencia económica de las transacciones en el MER
y a un uso eficiente de los recursos de generación e infraestructura de transmisión, tanto para
la operación actual como para la 1ocalización de nueva generación.
Construir dichas señales sobre la base de reglas simples, cuyos resultados sean predecibles,
reproducibles y lo más estables posible.
Permitir que las expansiones de la RTR, incluido el proyecto SIEPAC, sean viables
financieramente y rentables, en la medida que se desarrollen oportuna y eficientemente.
No discriminar al proyecto SIEPAC en el tratamiento tarifario respecto a las instalaciones de
la RTR, existentes o las que puedan desarrollar agentes privados en el futuro.
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-1
2001/12/17
Todo esto lleva a la necesidad de definir una regulación regional para la transmisión distinta a las
regulaciones de cada país, que será de aplicación a las transacciones del MER y sobre las
instalaciones que participan en la transmisión regional.
5.2.2
Regulación regional y reglamento de transmisión
La administración técnica y comercial del MER estará normada por los reglamentos siguientes:
a) Reglamento de Operación Técnica.
b) Reglamento de Operación Comercial.
c) Reglamento de Transmisión.
El Reglamento de Transmisión contendrá las reglas para la coordinación técnica y operativa del
Servicio de Transmisión Regional.
5.2.3
La RTR y la dualidad regulatoria
La RTR es una red mediante la cual se desarrollan las transacciones del MER y estará formada
por:
a) líneas y equipos asociados de tensión 115kV o superior que crucen las fronteras entre los
países de la región, y
b) líneas y equipos asociados pertenecientes a los sistemas nacionales, que puedan influenciar
significativamente en los flujos internacionales con independencia de la propiedad de las
mismas.
Un Sistema de Planeación de la Transmisión Regional (SPTR), funcionando dentro del EOR
identificará anualmente (con base a criterios y reglas definidas en el Reglamento de
Transmisión) las componentes de la RTR y elaborará un plan indicativo de las ampliaciones de
la RTR.
Existirá entonces una “dualidad regulatoria” para las líneas y equipos de la RTR, es decir, las
líneas y equipos pertenecientes tanto a los sistemas nacionales como a la RTR se regirán al
mismo tiempo por la regulación regional y la nacional, y también recibirán ingresos por su uso
de acuerdo a ambas regulaciones.
Por consiguiente, la armonización del Reglamento de Transmisión regional con los reglamentos
nacionales correspondientes será uno de los retos más importantes en su diseño e implantación.
5.2.4
El servicio de transmisión regional
Se define como Servicio de Transmisión Regional al servicio de transmisión mediante el cual se
posibilitan los intercambios en el ámbito del MER.
Participan en brindar este servicio todas las empresas propietarias de componentes de la RTR:
a) Empresas regionales de transmisión (ej.: EPL).
b) Empresas nacionales de transmisión.
c) Empresas privadas.
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-2
2001/12/17
5.2.5
Coordinación del EOR con las empresas que brindan el servicio de transmisión
regional
La coordinación técnica y operativa del Servicio de Transmisión Regional será realizada por el
Ente Operador Regional (EOR), con las empresas que brindan el Servicio de Transmisión
Regional. Para realizar esta coordinación el EOR deberá:
•
Programar y supervisar la capacidad disponible de transmisión puesta a disposición por esas
empresas.
•
Determinar restricciones de acuerdo a los criterios de calidad y seguridad adoptados para el
servicio de transmisión regional.
•
Supervisar el cumplimiento de los criterios de calidad y seguridad.
•
Convocar los servicios auxiliares necesarios.
5.2.6
Las expansiones en la RTR
Las expansiones de la RTR podrán provenir de:
las decisiones que se tomen en el ámbito del SPTR. Las decisiones tomadas mediante este
sistema se denominarán “Ampliación Planificada”; y
ampliaciones que decidan los inversionistas privados, denominadas “Ampliaciones a Riesgo”
del inversionista.
5.2.7 Sistema de precios nodales
-
Se establecerá un sistema de precios nodales para el MER (precios por nodo de acceso a la
RTR). Dichos precios reflejarán los costos de corto plazo que una inyección o demanda marginal
hacen incurrir al sistema, incluyendo los costos asociados a las restricciones de capacidad de
transmisión (congestión). El Sistema de Precios Nodales es de aplicación solamente a las
transacciones del MER.
El sistema de precios nodales aplica a todas las transacciones que se desarrollan en el MER,
cualquiera sea su naturaleza.
El Cargo Variable de Transmisión horario (CVT) para una transacción en el MER se define
como la energía horaria intercambiada valorizada por la diferencia entre el precio del nodo de
inyección y el precio en el nodo de retiro. Este cargo incluye los costos de las pérdidas
marginales y los costos de las congestiones. Un CVT positivos significa que el costo de las
pérdidas y/o congestión aumentan al aumentar la transacción, y un CVT negativo significa que
estos costos disminuyen.
Las transacciones derivadas de un contrato en el MER pagarán el CVT asociado a la energía
intercambiada en dicho contrato.
Las transacciones de oportunidad en el MER se realizan al precio nodal correspondiente donde
ocurre la inyección y retiro, por lo que ellas implícitamente también pagan el CVT.
El monto que se obtiene sumando los CVT de todas las líneas de la RTR para todas las horas del
año, se destinará al pago del Servicio de Transmisión Regional, conformando su Ingreso
Tarifario (IT).
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-3
2001/12/17
5.2.8 Sistema tarifario
La metodología para definir los cargos por uso de la RTR debe originar señales económicas lo
más eficientes posibles. El Sistema de Precios Nodales, genera señales eficientes para el
despacho económico en el ámbito regional. Este sistema genera automáticamente un monto de
dinero, el IT, que surge de los precios nodales diferentes en cada nodo de la RTR, el cual se
asigna a la remuneración de la transmisión.
Sin embargo, el IT resulta insuficiente para rentar adecuadamente los costos medios de
transmisión, ya que, debido a las economías de escala en transmisión, los costos marginales son
inferiores a los costos medios. Normalmente el IT cubre entre el 15% y 20% del costo de capital,
operación y mantenimiento de los equipos de transmisión. Sólo en caso de congestión
importantes y sostenidas el IT pueden tomar valores más elevados.
Se requiere entonces complementar el IT a través de peajes y/o cargos fijos, de modo de lograr la
remuneración adecuada de las inversiones en transmisión.
Los montos que se reconocerán a los propietarios de las instalaciones de la RTR y la forma en
que estos montos serán recaudados, dependerán del tipo de instalaciones de que se trate. En
consecuencia se distinguen los tipos de instalaciones siguientes:
•
Instalaciones que provengan de Ampliaciones Planificadas.
•
Instalaciones que provengan de Ampliaciones a Riesgo.
•
Instalaciones existentes a la hora de puesta en marcha de la Regulación Regional.
5.2.8.1 Sistema Tarifario de las Ampliaciones Planificadas
Este tipo de instalaciones pasan por diversas instancias de aprobación y se considera que
responden al interés común de la región y son decididas y dimensionadas eficientemente. Se les
garantizará la recuperación de todos los costos de capital, de operación y mantenimiento,
independientemente del nivel de uso real que tengan.
La Remuneración Reconocida Anual (RRA) de este tipo de instalaciones será garantizada y será
igual a la anualidad del costo de inversión, más los costos anuales de operación y mantenimiento
de una empresa eficiente12.
El RRA se recupera por medio de (ver diagramas 5.1 y 5.3):
•
Cargo Variable de Transmisión: Cubre los costos de pérdidas marginales y de congestión.
•
Peaje: Cargo asociado al uso de las instalaciones. Será igual al RRA multiplicado por un
factor de proporcionalidad de uso. Este factor de uso pudiera ser determinado mediante
metodologías del tipo capacidad – distancia (ej: MW-milla y sus diferentes variantes).
•
Cargo Complementario: Normalmente el peaje más el CVT no es suficientes para cubrir el
RRA, a menos que la instalación se use a plena capacidad (perfectamente adaptada). Como la
recuperación del RRA es garantizada, el Cargo Complementario se calcula como:
12
Para capturar los beneficios de la competencia por la construcción y operación de este tipo de instalaciones, se
plantea usar como RRA el canon proveniente de una oferta pública que incluya todos estos costos (financiamiento,
construcción, operación y mantenimiento)
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5-4
2001/12/17
CC = RRA – (CVT + Peaje).
Observaciones adicionales
Peaje
Cuando una instalación de la RTR es utilizada para realizar transacciones tanto en el mercado
nacional como en el MER, se pagará su uso de acuerdo a los dos sistemas tarifarios: nacional y
regional.
Cargo Complementario
Cuando se trate de obras de alcance regional, el CC se podrá establecer en función de criterios
que tengan en cuenta las características de los diferentes mercados, beneficios que genera la
inversión para las transacciones locales, etc. Se propone asignarlo dentro de toda la región,
proporcionalmente a la demanda de cada país a los consumidores finales.
RRA
Para este tipo de instalaciones no se recuperará más que el RRA. Por lo tanto el peaje máximo
estará dado por: RRA-CVT
Diagrama 5.1 Sistema Tarifario de las Ampliaciones Planificadas
Costos
Remuneración
Cargos
Operación y
Mantenimiento
Costos de Capital
RRA
Cargo Complementario
TN
TI
TN
TI
Peaje = RRA * factor de
uso
CVT (15 – 20%) del RRA
TN: Transacciones Nacionales TI: Transacciones Internacionales
5.2.8.2 Sistema Tarifario de las Ampliaciones a Riesgo y Existentes
Para instalaciones de este tipo, el propietario cobra exclusivamente en función de su uso. No
existe garantía de recuperación de los costos de capital y de operación y mantenimiento como en
el caso de las Ampliaciones Planificadas. Las ampliaciones a riesgo están asociadas
generalmente a proyectos de generación y a nuevas demandas asociadas a grandes consumos.
La Remuneración Reconocida Anual (RRA) de este tipo de instalaciones no será garantizada y se
define igual que para las ampliaciones planificadas: anualidad del costo de inversión, más los
costos anuales de operación y mantenimiento de una empresa eficiente.
Los agentes que realicen transacciones en el MER, pagarán por el uso de este tipo de
instalaciones a los cargos siguientes:
•
Cargo Variable de Transmisión: Cubre los costos de pérdidas marginales y de congestión.
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5-5
2001/12/17
•
Peaje: Cargo asociado al uso de las instalaciones. Será igual al RRA multiplicado por un
factor de proporcionalidad de uso. Este factor de uso pudiera ser determinado mediante
metodologías del tipo capacidad – distancia (ej: MW-milla y sus diferentes variantes).
Inicialmente se propone considerar el nivel de uso eficiente de una línea como el
correspondiente a un uso medio del 70% de su capacidad de transporte.
La remuneración total anual recaudada será entonces igual a los ingresos por Cargos Variables
de Transmisión más el Peaje. Ver Diagramas 5.2 y 5.3
Observaciones adicionales
Peaje
Cuando una instalación de la RTR esté siendo utilizada tanto para realizar transacciones en el
mercado nacional como en el MER, se pagará su uso de acuerdo a los dos sistemas tarifarios:
nacional y regional.
CC
Para elementos existentes de la RTR, los agentes del mercado del respectivo país se hacen cargo
del CC, el cual se irá reduciendo en la medida que se ocupe la capacidad de las instalaciones. El
CC que pagan los usuarios de la RTR, reduce el valor del CC que pagan los agentes nacionales.
Para inversiones a riesgo no existe un cargo complementario explícito a pagar por los usuarios
del servicio de transmisión regional. La diferencia entre el RRA y el ingreso por CVT más Peaje
es “absorbido” por los inversionistas a riesgo (en caso de ampliaciones a riesgo)
Si el uso de la línea es alto, el CVT hará que pueda recuperarse más que el RRA
Diagrama 5.2 Sistema Tarifario de las Ampliaciones a Riesgo y Sistema Existente
Costos
Cargos
Operación y
Mantenimiento
Parte del costo
absorbido por el
inversionista a riesgo o
los usuarios existentes
Remuneración
TN
TI
TN
TI
Costos de Capital
CVT (15 – 20%) del RRA
Peaje = RRA * Factor de
uso
TN: Transacciones Nacionales TI: Transacciones Internacionales
Caso particular de la línea SIEPAC
La línea del Proyecto SIEPAC, será considerada una línea de Ampliación Planificada. El Cargo
Complementario (al inicio) será asignado a cada país en proporción a su demanda y dentro de
cada país se asignará a los consumidores. En la etapa de perfeccionamiento del diseño del MER
se establecerán los criterios detallados a aplicar en la distribución del Cargo Complementario por
país.
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5-6
2001/12/17
DIAGRAMA 5.3 RESPONSABLES DE LOS PAGOS SEGÚN EL TIPO DE LÍNEA
¿CÓMO SE PAGA?
LINEA
TIPO
USUARIO
TRANSACCIÓN
NACIONAL
USUARIO
TRANSACCIÓN
MER
TNC
TNC
15 SEPT –
AMPLIACIÓN
AHUACHAPAN
PLANIFICADA
230
TNUN
CVT + PEAJE
EXISTENTE
MATA DE
NANCE –
LLANO
SÁNCHEZ 230
TNUN
CVT + PEAJE
AMPLIACIÓN
A RIESGO
?
TNUN
CVT + PEAJE
PLTA. STA.
BARBARA –
MANAGUA
138
NACIONAL
PURA
NACIONAL
EN RTR
EJ.
DEMANDA
NACIONAL
DEMANDA
REGIONAL
INVERSIONISTA
A RIESGO
CC
CC
CC
Notas:
CVT: Cargo Variable de Transmisión; CC: Cargo Complementario; TNC: Tarifa Nacional de transmisión Completa
TNUN: Tarifa Nacional de transmisión según Uso Nacional (a ser desarrollada por CEAC/SIPEAC)
1
TNUN : Tarifa Nacional de transmisión según Uso Nacional. Si se cierran anillos y hay flujos nacionales que cruzan fronteras (ej. ES-GU-HO)
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5-7
2001/12/17
5.2.9 Aspectos comerciales y derechos de congestión
Los Derechos de Congestión (DC) tienen dos objetivos:
a) Proteger a los poseedores de contratos firmes regionales contra alzas del CVT
causadas por congestiones en la transmisión, y
b) Contribuir a la recuperación de los costos de inversión y operación de las líneas,
permitiendo crear un clima más atractivo para las inversiones de riesgo.
Los titulares de los DC de una instalación recibirán los CVT (incluyendo solo el
componente de congestión y no el de pérdidas) y los peajes asociados a esta en la
proporción que les corresponda.
Los DC estarán asociados únicamente a las ampliaciones de la RTR y serán otorgados a:
a) En las ampliaciones a riesgo, a sus propietarios, en proporción a su participación en
su propiedad. Para estas ampliaciones, se establecerá un régimen de licitaciones
periódicas de los DC.
b) En las ampliaciones planificadas, a aquellos que tomen obligaciones de pago del
Cargo Complementario en proporción a su compromiso de pago respecto al costo fijo
total de la ampliación.
Diagrama 5.4 Origen y Destino de los Cargos de Transmisión
USUARIOS
CARGOS
DEMANDA
AGENTES
DEL MER Y
NACIONALE
CVT
PEAJES
CARGOS
COMPLEME
NTARIOS
Componente
de congestión
RECEPTORES
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PROPIETARIOS
DC
5-8
EMPRESAS
TRANSMISIÓN
2001/12/17
5.3
PLANTEAMIENTOS METODOLÓGICOS INICIALES
El CEAC ha venido trabajando con la colaboración del PREEICA en la elaboración de
metodologías para los cargos por uso del sistema de transmisión regional. A parir de
1998 se desarrolló e implementó una metodología que se utiliza para calcular el cargo
variable a aplicar a las transacciones de trasiego por Costa Rica y Nicaragua. Este cargo
busca recuperar los costos de las pérdidas marginales y las congestiones causados por el
tránsito, pero no el uso de los activos de transmisión.
Más recientemente, a raíz del documento de diseño del MER, el CEAC ha desarrollado
una metodología para el cobro de un segundo componente (peaje) que busca recuperar el
uso de los activos de la RTR.
A continuación se describen estas dos metodologías.
5.3.1
Cargo Variable de Transmisión CVT
Actualmente está vigente un cargo por trasegar energía por Costa Rica y Nicaragua, el
cual ha sido calculado por el grupo de planificación operativa del CEAC. Este cargo
busca remunerar al país (o empresa de transmisión) que presta el servicio de porteo
internacional las pérdidas marginales y congestiones causadas por una transacción
internacional que cruza sus fronteras. Las inversiones de los equipos de transmisión no
son remuneradas con este cargo
Este cargo ha sido conocido hasta ahora como “peaje”; sin embargo, es importante
aclarar que según el Diseño General del MER mencionado anteriormente los cargos por
uso de la transmisión regional se dividirán en 3 componentes: cargo variable de
transmisión13, peaje14 y cargo complementario.
El cálculo de este cargo se realiza de forma independiente para cada país para el cual se
analizan varios escenarios de transferencia. Para cada dirección del tránsito (norte-sur y
sur-norte) y para intervalos de 20MW. Para simular las transferencias se colocan
generadores ficticios en los nodos frontera que actúan como fuentes (planta normal) y
sumideros (planta beneficio)
Para cada bloque horario y cada mes del período de simulación y para cada escenario se
calculan la diferencia de precios entre los nodos frontera de cada país. De aquí resulta el
CVT para el mes, bloque y escenario. Los CVT se pueden agregar estacionalmente
(invierno-verano) si se desea menor volatilidad. Se pueden agregar también los bloques
fuera de punta para obtener un CVT fuera de punta y uno en punta.
En las figuras siguientes (5.1 a 5.8) se presentan los cargos de transmisión (peajes)
vigentes a la fecha de elaboración de este informe.
13
Este cargo, denominado CVT es equivalente al peaje que se cobra actualmente por los trasiegos
internacionales.
14
No debe confundirse con el “peaje” actual. El nuevo peaje del MER si pretendería recuperar una parte de
los costos de inversión de los equipos de transmisión utilizados por las transacciones internacionales.
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5-9
2001/12/17
Los peajes se diferencian tanto para la estación de verano (Enero a Junio) e invierno
(Julio Diciembre), como para la dirección de la transferencia (sur-norte y norte-sur) y su
magnitud. Los cargos negativos se hacen igual a cero debido a un acuerdo al nivel del
CEAC.
En el caso de Nicaragua se evidencian diferencias significativas entre los peajes de
Nicaragua sean Norte-sur o Sur-norte con relaciones de 5 a 10 veces. Por causa de
congestiones en el sistema de transmisión de este país, el tránsito de flujos en dirección
norte-sur es imposible a partir de ciertas cantidades. Se observa que en la época de verano
solamente se puede transmitir hasta 40 MW ya sea en punta o fuera de punta, para
cantidades mayores se presentan congestiones importantes en el sistema de transmisión.
En el invierno se mantiene el límite de 40 MW fuera de punta pero la situación es peor en
punta ya que el límite de tránsito es de solamente 20 MW.
Este factor se convierte en una barrera para exportaciones eventuales desde el norte hacia
el sur por su impacto en los costos de la energía a ser transmitida. Esto haría que las
opciones de mover electricidad hacia Costa Rica y Panamá desde Guatemala, El Salvador
y Honduras no sean atractivas en términos económicos.
En el caso de Costa Rica existen congestiones en la dirección norte-sur que limitan el
tránsito a un máximo de 60 MW.
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5-10
2001/12/17
Figura 5.1 CVT Costa Rica. Verano Sur-Norte
COSTA RICA
Verano Sur-Norte
0.40
Peaje $/MWh
0.30
0.20
0.10
0.00
-0.10
-0.20
-0.30
-0.40
0
20
40
60
80
Punta
-0.32
-0.15
0.00
0.14
0.28
FP
-0.28
-0.13
0.03
0.17
0.31
MW Transferencia
Punta
FP
Figura 5.2 CVT Costa Rica. Invierno Sur-Norte
COSTA RICA
Invierno Sur-Norte
0.00
-0.50
Peaje $/MWh
-1.00
-1.50
-2.00
-2.50
-3.00
-3.50
-4.00
0
20
40
60
80
Punt a
-3.38
-2.55
-1.81
-1.05
-0.33
FP
-1.54
-1.12
-0.72
-0.35
-0.03
MW Transferencia
Punt a
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-11
FP
2001/12/17
Figura 5.3 CVT Costa Rica. Verano Norte-Sur
COSTA RICA
Verano Norte-Sur
120.00
Peaje $/MWh
100.00
80.00
60.00
40.00
20.00
0.00
0
20
40
60
80
Punt a
3.38
4.18
6.57
16.58
107.21
FP
1.54
1.93
3.98
7.12
69.36
MW Transferencia
Punta
FP
Figura 5.4 CVT Costa Rica. Invierno Norte-Sur
COSTA RICA
Invierno Norte-Sur
100.00
90.00
Peaje $/MWh
80.00
70.00
60.00
50.00
40.00
30.00
20.00
10.00
0.00
0
20
40
60
80
Punt a
0.32
0.48
0.65
0.82
60.59
FP
0.28
0.44
0.61
0.77
36.75
MW Transferencia
Punt a
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5-12
FP
2001/12/17
Figura 5.5 CVT Nicaragua. Verano Sur-Norte
NICARAGUA
Verano Sur-Norte
8.00
Peaje $/MWh
6.00
4.00
2.00
0.00
-2.00
0
20
40
60
80
Punta
-1.20
0.90
3.00
5.05
7.09
FP
-0.98
0.66
2.28
3.89
5.50
MW Transferencia
Punta
FP
Figura 5.6 CVT Nicaragua. Invierno Sur-Norte
NICARAGUA
Invierno Sur-Norte
Peaje $/MWh
6.00
4.00
2.00
0.00
-2.00
0
20
40
60
80
Punta
-1.18
0.50
2.18
3.88
5.55
FP
-0.59
0.45
1.48
2.51
3.56
MW Transferencia
Punta
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-13
FP
2001/12/17
Figura 5.7 CVT Nicaragua. Verano Norte-Sur
NICARAGUA
Verano Norte-Sur
Peaje $/MWh
40.00
30.00
20.00
10.00
0.00
0
20
40
60
80
Punta
1.20
3.93
5.49
28.00
37.91
FP
0.98
2.87
4.69
22.22
34.20
MW Transferencia
Punta
FP
Figura 5.8 CVT Nicaragua. Invierno Norte-Sur
NICARAGUA
Invierno Norte-Sur
60.00
Peaje $/MWh
50.00
40.00
30.00
20.00
10.00
0.00
0
20
40
60
80
Punta
1.18
2.89
26.32
46.26
54.70
FP
0.59
1.85
4.33
10.95
43.65
MW Transferencia
Punta
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-14
FP
2001/12/17
5.3.2 Peajes
El peaje es el cargo a las transacciones internacionales que realizan agentes del MER y
refleja el uso que hacen dichas transacciones de la RTR. A continuación se presenta la
metodología de cálculo y luego los resultados de las simulaciones realizadas por el
CEAC.
5.3.2.1 Metodología
Para las simulaciones de los pasos A y B se utiliza el SDDP.
A) Simulación nacional: Se simula cada país en forma aislada. Se obtiene entonces el
vector FA con los “flujos nacionales” por los componentes de la RTR
FA: vector con N elementos, N= número total de circuitos de la RTR
B) Simulación coordinada: Se simulan los países interconectados bajo un despacho
coordinado. Se obtiene entonces el vector FC con los “flujos coordinados” por los
componentes de la RTR15
FC: vector con N elementos
C) Asignación del uso de la RTR a los nodos: Se asigna a cada nodo de generación y de
consumo su responsabilidad en los flujos FA y en los flujos FC.
El algoritmo utilizado para la asignación de responsabilidad de los flujos en las líneas
a los nodos “algoritmo de asignación” que se propone, tiene las ventajas de la
robustez y simplicidad, aunque utiliza una representación muy simplificada de la red
(solamente la primera ley de Kirchhoff). Su utilización en este contexto de la
tarificación del transporte puede justificarse a la vista de lo crudo de los argumentos
que, por ejemplo, soportan la división de una parte de la tarifa en peaje y cargo
complementario, así como de los argumentos de carácter eminentemente cualitativo
que justifican su asignación a unos u otros usuarios finales. La robustez, esto es, la
escasa volatilidad (respecto a los datos de entrada o a supuestos explícitos, tales como
la adopción de un nodo “slack”), en los porcentajes de asignación a los usuarios, debe
reconocerse como una característica muy deseable en un método de asignación del
que dependen montos económicos de importancia a cargar a los usuarios de la red. El
“método de participaciones medias” aquí propuesto no está exento de supuestos -por
ejemplo el reparto proporcional de los flujos en los nodos- pero se trata de un criterio
intuitivo y precisamente asociado a la robustez del método
El procedimiento es prácticamente autoexplicativo a partir del Diagrama 5.5 y de las
Tablas 5.1 y 5.2. Se procede por separado con las inyecciones y con los retiros, esto
es, primero se asignan los flujos en su totalidad a las inyecciones y luego se asignan
los flujos en su totalidad a los retiros. De esta forma los coeficientes finales de
asignación pueden ser obtenidos pesando inyecciones y retiros a voluntad. En el
ejemplo adjunto se ha asignado el mismo peso a unos y a otros.
15
Para contabilizar correctamente el uso de los interconectores entre países, estos serán divididos en dos
tramos cada uno dentro de la frontera del país respectivo. De esta manera se crea una subestación ficticia en
la frontera entre cada pareja de países vecinos.
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-15
2001/12/17
Así por ejemplo, la inyección de 60 en el nodo 1 al llegar al nodo 3 se reparte
proporcionalmente entre el retiro neto de este nodo (40) y el flujo saliente hacia el
nodo 2 (80). El reparto no llega más allá del nodo 3 pues no hay ninguna otra línea
con flujo saliente desde el nodo 3.
Algo más complejo es el caso de la inyección de 180 desde el nodo 5. Toda ella
circula por la línea 45 y al llegar al nodo 4 se reparte entre el retiro en dicho nodo
(70), el flujo saliente hacia el nodo 2 (50) donde muere y el flujo saliente hacia el
nodo 3 (60). Este flujo de 60 se reparte entre el retiro neto en el nodo 3 (40) y el flujo
saliente hacia el nodo 2 (80), donde también muere.
El procedimiento usa exclusivamente datos de flujos reales o calculados y la
topología de la red. Este procedimiento ha sido utilizado, con ligeras variantes, en
sistemas reales (Nueva Zelanda, Polonia, África del Sur) y en estudios comparativos
en los sistemas de Chile y España. Es fácilmente programable y se encuentra bien
documentado (con sofisticaciones que pueden no ser necesarias) en la literatura
técnica. Se plantea aquí como un procedimiento razonable y probablemente bien
adaptado al tipo de problema que se trata de resolver.
De este proceso se obtienen cuatro matrices:
AAI = Asignación de flujos aislados a los nodos de inyección (MWh)
ACI = Asignación de flujos coordinados a los nodos de inyección (MWh)
AAR = Asignación de flujos aislados a los nodos de retiro (MWh)
ACR = Asignación de flujos coordinados a los nodos de retiro (MWh)
Las filas son los nodos y las columnas las líneas de la RTR. Estas matrices son de
dimensión (N x L), donde:
N = número de nodos
L = número de líneas de la RTR
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-16
2001/12/17
Ejemplo de cálculo (Alternativa 1)
NUDO 1
G = 100
D = 40
60
NUDO 5
G = 200
D = 20
L13
NUDO 3
G = 40
D = 80
80
L34
L23
NUDO 2
G = 20
D = 150
60
L45
180
NUDO 4
G = 50
D = 120
50
L24
DIAGRAMA 5.5. SISTEMA CON 5 NODOS
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
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LINEA 13
LINEA 23
LNEA 24
LINEA 34
LINEA 45
0
0
0
1
1
1
1
1
INYECCIONES
NODO 1
(60)
NODO 5
(180)
Total
0
60
120
60
120
1
1
1
1
1
0
0
80
120
40
120
0
0
0
0
 80
 1
. 60 + 50  .

 120
 180
40
60
.
120 180
70
180
1
1
1
1
1
1
RETIROS
NODO 2
(130)
NODO 3
(40)
NODO 4
(70)
Total
80
120
40
120
Tabla 5.1: Asignación de flujos en las líneas de interconexión a las inyecciones y retiros en los nodos en unitarias y por separado para inyecciones y retiros
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
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LINEA 13
LINEA 23
LINEA 24
LINEA 34
LINEA 45
NODO 1
0.5
0.25
0
0
0
NODO 2
1/3
0.5
0.5
1/3
0.25
NODO 3
1/6
0
0
1/6
1/18
NODO 4
0
0
0
0
7/36
NODO 5
0
0.25
0.5
0.5
0.5
TOTAL
1
1
1
1
1
Tabla 5.2. Asignación final (en p.u.) de flujos en las líneas a nodos suponiendo un peso idéntico a inyecciones y retiros.
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-19
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D) Asignación a los nodos del uso de la RTR por transacciones internacionales: La
responsabilidad de cada nodo sobre el uso de la RTR para transacciones
internacionales se calcula como la diferencia entre las asignaciones respectivas para
los flujos coordinados y aislados para los nodos de inyección y de retiro, es decir:
RI = ACI - AAI
RR = ACR - AAR
RI :matriz de responsabilidad en los flujos de la RTR para transacciones
internacionales de los nodos de inyección en (MWh).
RR :matriz de responsabilidad en los flujos de la RTR para transacciones
internacionales de los nodos de retiro en (MWh).
Si la magnitud de la asignación a un nodo dado es menor en el caso coordinado que
en el aislado, entonces no se asigna ninguna responsabilidad a ese nodo por los flujos
internacionales. Es decir, los cargos a los nodos que causen una reducción en los
flujos nacionales son cero.
E) Peaje a pagar por los nodos (inyección y retiro): El peaje a pagar por cada nodo de
inyección y retiro por el uso de las líneas de la RTR se calcula entonces como la
responsabilidad calculada en el paso anterior (RI ó RR) expresada en por unidad, es
decir dividiendo por la energía máxima que puede transportarse en la línea respectiva,
multiplicada por el costo anualizado de la línea. Es decir:
PaI = RaI / CAPMAX * CL , donde :
PaI = Peaje a pagar por el nodo de inyección “a” por uso de las líneas de la RTR para
transacciones internacionales (en US$/año). Es un escalar.
RaI = Responsabilidad en los flujos de la RTR para transacciones internacionales del
nodo de inyección “a” en (MWh). Vector de dimensión L (número de líneas de la
RTR)
CAPMAX = Capacidad máxima de los circuitos de la RTR en (GWh). Vector de
dimensión L.
CL = Costo anualizado de las líneas de la RTR. Vector de dimensión L.
Para el cálculo del peaje a pagar por los nodos de retiro PaR, se procede de la misma
manera sustituyendo RaI por RaR
F) Asignación del peaje a Inyección y Retiro: Para asignar el peaje en una proporción
determinada (por ejemplo 50%, 50%) entre los nodos de inyección y retiro se
multiplica el peaje de retiro y el peaje de inyección de cada uno por su peso
respectivo y se suman. Es decir:
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-20
2001/12/17
PaM = Factor Retiro*PaR + Factor Inyección *PaI
PaM = Peaje mixto a pagar por el nodo “a” (inyección o retiro) por uso de las líneas de
la RTR para transacciones internacionales (en US$/año). Base de datos
5.3.2.2 Resultados
A continuación se presentan algunos resultados que el CEAC ha obtenido en las más
recientes simulaciones (ver “CEAC/PREEICA. INFORME FINAL: METODOLOGÍA
PROPUESTA Y RESULTADOS. Junio 2001” Disponible en el sitio www.preeica.com)
Asignación al consumo
Por su condición de importador neto la demanda de Honduras debe pagar un monto
apreciable de 1,358,390 $/año a Nicaragua por el uso de sus redes de la RTR, le sigue
Panamá el cual es importador durante la segunda mitad del año y debe pagar a Costa Rica
732,140 $/año por el uso de sus redes.
Las redes de RTR de Nicaragua y Costa Rica son las que reciben los pagos mayores
(1,439,560 y 1,115,690 $/año respectivamente)
Los saldos netos, es decir egresos menos ingresos, colocan a Honduras con un saldo neto
positivo "egreso" de 1,357,130 $/año. En el otro extremo Nicaragua tiene un saldo neto
Peaje por uso de la RTR
Año 2001
Asignación al consumo (000$/año)
Costos RTR según VNR
RESUMEN
PA
LINEAS
NI
HO
EGRESO(1) EGRESO(3) NETO(4)
732.14
0.00
0.00
732.14
1538.57
257.44
556.05
2578.53
-559.64
2022.48
81.17
0.18
384.63
1383.48 -1054.93
383.55
998.85
1.08
1358.39
4804.57 1357.13
0.00 1358.39 3446.18
1115.69 1439.56
1.26
3031.22
10305.15
0.00
CR
806.43
PA
CR
474.70
NODOS
NI
0.00
HO
0.00
INGRESO(2)
474.70
Notas:
(1)
Egreso del País, sin incluir pagos internos
(2)
Ingreso, sin incluir pagos internos
(3)
Pagos totales, incluyendo pagos internos
(4)
Egreso - Ingreso: EGRESO(1) - INGRESO(2)
negativo "ingreso" de 1,054,930 $/año.
Asignación a la generación
Por su condición de exportador neto la generación de Nicaragua debe pagar un monto
apreciable de 1,698,870 $/año principalmente a Honduras por el uso de las redes de la
RTR de estos países. En segundo lugar Costa Rica, también exportador neto debe pagar
1,275,150 $/año a Panamá y Nicaragua por el uso de sus redes de la RTR.
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2001/12/17
Las redes de RTR de Honduras y Panamá son las que reciben los pagos mayores
(1,659,110 y 750,930 $/año respectivamente)
Los saldos netos, colocan a Nicaragua y a Costa Rica con "egresos" de 1,169,720 $/año y
654,980 $/año respectivamente. En el otro extremo, Honduras tiene un saldo neto
Peaje por uso de la RTR
Año 2001
Asignación a la generación (000$/año)
Costos RTR según VNR
RESUMEN
PA
LINEAS
NI
HO
EGRESO(1) EGRESO(3) NETO(4)
580.12
0.00
0.00
580.12
1469.97
-170.80
1275.15
3810.59
654.98
2535.45
524.22
0.00
1698.87
3628.71 1169.72
39.77 1929.84 1659.11
5.21
1707.59 -1653.90
0.28
4.93 1702.38
620.16
529.15 1659.11
3559.35
10616.86
0.00
CR
889.84
PA
CR
750.93
NODOS
NI
0.00
HO
0.00
INGRESO(2)
750.93
Notas:
(1)
Egreso del País, sin incluir pagos internos
(2)
Ingreso, sin incluir pagos internos
(3)
Pagos totales, incluyendo pagos internos
(4)
Egreso - Ingreso: EGRESO(1) - INGRESO(2)
negativo "ingreso" de 1,653,900 $/año por su condición de importador neto.
Asignación 50/50
Al realizar las asignaciones en proporción de 50% al consumo y 50% a la demanda se
observa que la magnitud de los saldos netos se reduce significativamente respecto a los
casos anteriores (asignación únicamente al consumo y asignación únicamente a la
generación).
Panamá, Costa Rica y Nicaragua quedan con saldos netos positivos "egreso" pequeños
(43,320; 47,670 y 57,400 $/año respectivamente), mientras que Honduras queda con un
saldo negativo "ingreso" de 148,380 $/año.
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-22
2001/12/17
Peaje por uso de la RTR
Año 2001
Asignación 50% al consumo, 50% a la generación (000$/año)
Costos RTR según VNR
RESUMEN
PA
LINEAS
NI
HO
EGRESO(1) EGRESO(3) NETO(4)
656.13
0.00
0.00
656.13
1504.27
43.32
915.60
3194.56
47.67
2278.96
302.69
0.09
1041.75
2506.10
57.40
211.66 1464.34
830.09
681.80
3256.08
-148.38
0.14
681.66 2574.28
867.93
984.36
830.19
3295.28
10461.01
0.00
CR
848.14
PA
CR
612.81
NODOS
NI
0.00
HO
0.00
INGRESO(2)
612.81
Notas:
(1)
Egreso del País, sin incluir pagos internos
(2)
Ingreso, sin incluir pagos internos
(3)
Pagos totales, incluyendo pagos internos
(4)
Egreso - Ingreso: EGRESO(1) - INGRESO(2)
Peajes Operativos
Con el fin de implementar el cobro de los peajes calculados en la sección anterior, se
hicieron los cálculos correspondientes a los peajes operativos. El peaje operativo se
entiende como el cargo en $/MWh que haría la empresa de transmisión de un país
determinado por cualquier transacción internacional, bien sea exportación (cargo a los
generadores que exportan), a la importación (cargo a las demandas que importan), o a los
trasiegos internacionales que cruzan las fronteras del país.
El cálculo se lleva a cabo de la manera siguiente:
A. Cálculo de los trasiegos, exportaciones e importaciones anuales (GWh/año)
a. Utilizando las simulaciones del SDDP se calcula para cada bloque de
carga y cada mes del año de análisis período (2001 para el bloque sur y
2002 para los seis países interconectados) el monto que cada país importa,
exporta o trasiega (energía que cruza sus fronteras). Pueden ocurrir 3 casos
en un bloque/mes dado:
i. El país exporta sin trasegar (todos los flujos salen)
ii. El país importa sin trasegar (todos los flujos entran)
iii. El país trasiega y también exporta o importa (los flujos entran y
salen). En el caso que los flujos que entran son iguales a los que
salen el país solo trasiega.
b. Los montos calculados en cada bloque/mes en el paso anterior son
sumados para obtener el total anual en GWh/año
B. Se toma el peaje anual calculado en las secciones anteriores (miles $/año)
a. Para el año 2001 bloque sur se utilizan los valores de la fila INGRESO(2),
de la tabla de asignación 50/50. Estos son los montos en miles de US$/año
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-23
2001/12/17
que debe recibir la empresa de transmisión de cada país por concepto de
peaje
C. Se calcula el peaje operativo.
a. Se obtiene el peaje operativo dividiendo el monto de trasiego,
exportaciones e importaciones entre el peaje anual para obtener así un
peaje operativo ($/MWh)
Las tablas siguientes muestran para el año 2001 en los países del bloque sur:
-
Trasiegos, exportaciones e importaciones
Peajes
Peaje Operativo
Tabla 5.3 TRASIEGOS, EXPORTACIONES E IMPORTACIONES (GWh/año)
AÑO 2001
TRASIEGOS, EXPORTACIONES E IMPORTACIONES (GWh/año)
PA
CR
NI
HO
Bloque 1
37.00
80.95
73.77
49.15
Bloque 2
181.33
237.79
263.29
261.02
Bloque 3
103.46
115.86
130.39
121.17
Bloque 4
134.83
151.52
216.94
211.24
TOTAL
456.61
586.11
684.40
642.59
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5-24
2001/12/17
Tabla 5.4 PEAJE TOTAL (milesUS$/año)
AÑO 2001
PEAJE TOTAL (miles US$/año)
ASIGNACIÓN 50% DEMANDA / 50% GENERACIÓN
PA
CR
NI
HO
Bloque 1
31.26
99.87
147.51
51.17
Bloque 2
210.01
353.24
429.71
296.04
Bloque 3
158.54
165.11
153.41
152.91
Bloque 4
213.00
249.71
253.72
330.07
TOTAL
612.81
867.93
984.36
830.19
Tabla 5.5 PEAJE OPERATIVO (US$/MWh)
AÑO 2001
PEAJE OPERATIVO (US$/MWh)
ASIGNACIÓN 50% DEMANDA / 50% GENERACIÓN
PA
CR
NI
HO
Bloque 1
0.84
1.23
2.00
1.04
Bloque 2
1.16
1.49
1.63
1.13
Bloque 3
1.53
1.43
1.18
1.26
Bloque 4
1.58
1.65
1.17
1.56
TOTAL
1.34
1.48
1.44
1.29
Por razones de simplicidad se recomendó el uso del peaje operativo medio, que es el total
que aparece en la última fila, y no el peaje por bloque
Se observa que los peajes operativos resultantes (entre 1.29 y 1.48$/MWh) son bastante
razonables y no causarían barreras significativas a las transacciones internacionales en el
bloque sur.
Los cargos de CVT actuales se pueden "añadir" a estos peajes en el caso de trasiegos (no
a importaciones/exportaciones) con su signo respectivo, es decir sin hacer cero los
negativos.
5.4
EFECTOS DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL SOBRE LAS
TARIFAS DE TRANSMISIÓN EN PANAMÁ
A)
Cargo variable de transmisión
Actualmente las transacciones entre Panamá y Costa Rica no pagan ninguna tarifa de
transmisión aparte de la tarifa de transmisión local en cada país.
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-25
2001/12/17
Sin embargo, si la transacción se origina o tiene su destino más al norte, Costa Rica y
Nicaragua, pueden hacer un cargo del CVT a dicha transacción. Este cargo se detalló en
la sección 5.3.1.
Las exportaciones de Panamá hacia Nicaragua o hacia Honduras se benefician de CVTs
bajos (en muchos casos cero) como se observa en las tablas de la sección 5.3.1 para la
dirección sur-norte. Esto se debe a que los flujos predominantes en Costa Rica son en
dirección Norte-Sur por lo que las transacciones Norte-Sur producen contraflujos que
reducen las pérdidas.
Sin embargo, las importaciones provenientes de Honduras o Nicaragua presentan cargos
más altos y en algunos casos pueden causar congestiones en los sistemas de Nicaragua y
Costa Rica, por lo que transacciones eventuales en esta dirección pueden resultar
inviables por problemas en la transmisión regional.
Se espera que con la entrada en servicio de la líneas SIEPAC y sus refuerzos asociados
estos problemas de congestiones sean resueltos y se disponga de una capacidad de
transporte de 300MW entre cada pareja de países y en cualquier dirección.
B)
Peaje
En su última reunión del 24 de julio del 2001, la reunión conjunta del CEAC dio tres
meses de plazo a los países para pronunciarse sobre la aplicación de la tarifa de peajes
por el uso que las transacciones internacionales hacen de las líneas de la RTR en los
sistemas nacionales de transmisión.
De aprobarse esta nueva tarifa, cualquier transacción, aún las transacciones entre países
vecinos, deberán pagar este cargo de peaje. El cargo que se ha propuesto es un cargo
uniforme de 1.4$/MWh para cualquier exportación, importación o trasiego. Este cargo
será recolectado por la empresa de transporte de cada país y será añadido al cargo CVT
con su signo respectivo.
Es decir una exportación que se origine en Panamá con destino en Honduras pagaría 1.4
$/MWh a ETESA, 1.4 $/MWh al ICE, 1.4 $/MWh a ENTRESA y 1.4 $/MWh a ENEE,
para un total de 5.6 $/MWh por concepto de peaje. El exportador e importador pudieran
pagar cada uno la mitad de este cargo, es decir 2.8 $/MWh. La transacción de acuerdo a
su monto, hora del día y mes, tendría que adicionalmente pagar el cargo por CVT (ver
tablas de la sección 5.3.1)
Este cargo por peaje que cobraría ETESA a las importaciones y a las exportaciones es un
ingreso adicional por concepto del uso que agentes extranjeros hacen de las redes
pertenecientes a la RTR que son propiedad de Panamá, por lo que de acuerdo al Diseño
General del MER, este cargo debería ser destinado a reducir el cargo por uso del sistema
principal de trasmisión que hacen los agentes nacionales en Panamá.
Sin embargo, hasta que no exista una regulación regional al respecto será el ERSP quién
debe decidir el destino que se le darán a estos ingresos adicionales de ETESA.
5.5
EFECTOS DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL SOBRE LOS
PRECIOS DE LA ENERGÍA EN PANAMÁ
Para analizar los efectos del MER en los precios de la energía en Panamá se analizaron
dos escenarios de desarrollo del MER, el primero sin integración regional y el segundo
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-26
2001/12/17
con una integración regional fuerte con plantas basadas en Gas Natural. En ambos
escenarios se considera la entrada de la línea SIEPAC en el 2006.
Se establecen las hipótesis de cada escenario, luego los planes de expansión
correspondientes y los precios spot e intercambios resultantes.
5.5.1
Hipótesis desarrollo aislado (Escenario 1)
Este escenario supone que no se concreta la integración de los países de Centro América.
Esta posibilidad puede surgir de los siguientes acontecimientos:
No se concreta el proyecto SIEPAC u otros alternativos, o
Se concreta el proyecto SIEPAC, pero este no estimula el desarrollo de plantas
generadoras a escala regional, o los países de la región optan por ser
prácticamente autosuficientes en generación.
En ambos casos el desarrollo de los mercados regionales tendrá las siguientes
características:
Cada país desarrollará en forma independiente su generación, hasta llegar
prácticamente a autoabastecerse.
Existirán intercambios limitados en las interconexiones internacionales existentes
o nuevas, en general basadas en transacciones “spot” o contratos de corto plazo.
Por ejemplo la interconexión El Salvador - Guatemala se seguirá usando para
permitir ahorros operativos, pero no habrá una real integración entre los mercados
de ambos países.
La tecnología más probable de desarrollo de la nueva generación serán ciclos
combinados del orden de 100 MW usando diesel oil, o motores diesel de mediana
velocidad de última tecnología, con módulos del orden de 50 MW, utilizando
bunker (fuel-oil) como combustible, similares a plantas recientemente instaladas
en El Salvador (Duke) y Honduras.
Los estudios sobre la rentabilidad de inversiones en generación muestran que con
la tecnología mencionada en el párrafo anterior, el precio de la energía a largo
plazo que produciría incentivos para la instalación de nueva generación sería del
orden de 70 US$/MWh, con factores de utilización del orden del 90%. Este valor
se modificaría dinámicamente según el precio internacional del petróleo.
Estas nuevas unidades generadoras tenderían a operar en la base de la curva de
cargas, desplazando a las centrales hidroeléctricas (cuando sea técnicamente
posible) y al parque térmico menos eficiente hacia el cubrimiento de la demanda
de punta.
Si bien este escenario no parece él más probable, plantea la situación mas pesimista
respecto a los precios futuros, e indirectamente también respecto a la calidad del servicio.
Desde el punto de vista del mercado de Panamá, el precio a largo plazo tenderá al valor
antes mencionado, el cual será relativamente uniforme al esperado en el resto de los
países de la región.
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-27
2001/12/17
5.5.2 Hipótesis integración regional fuerte con gas natural (Escenario 2)
Este escenario prevé que se concreta el proyecto SIEPAC, u otro equivalente, y que a
partir de la disponibilidad de transmisión abundante, se desarrollan centrales a escala
regional basadas en Gas Natural, es decir destinadas a abastecer los mercados de varios
países simultáneamente.
Bajo estos supuestos, el mercado regional tendrá las siguientes características:
Se desarrollarán proyectos de generación tendientes a aprovechar
fundamentalmente las economías de escala de los ciclos combinados de última
tecnología;
Si bien la rentabilidad para inversores privados es dudosa, también podrían
desarrollarse algunos de los proyectos hidroeléctricos identificados en la región;
Los países de la región deberán aceptar, como está previsto en el diseño del
mercado regional en el marco del proyecto SIEPAC, que sus sistemas eléctricos
se volverán interdependientes, y en consecuencia los criterios de autosuficiencia
en generación, y de prioridad de abastecimiento al mercado interno deberán ceder
a la mayor eficiencia resultante de la integración.
En el contexto de este escenario, se considera la entrada de la Planta a GNL El
Faro en Honduras en el 2004. La tecnología más probable para las nuevas
centrales generadoras es la de ciclos combinados utilizando como combustible gas
natural, con módulos del orden de 250 MW. Para estas capacidades más grandes
se alcanzan economías de escala y rendimientos máximos. Este tamaño
implicará ciertos riesgos en lo referente a que una salida de servicio ya que se
volverá necesario realizar cortes al servicio, cuya duración dependerá de la
disponibilidad de reserva para reemplazar la generación perdida. No obstante si la
producción del CC estuviera destinada a varios países, su efecto sobre cada uno
será menor.
La ubicación de los proyectos de Ciclos Combinados a Gas Natural sería en el
norte (Honduras o Guatemala) o en el sur (Panamá o Costa Rica)
El precio de equilibrio de largo plazo necesario para lograr una rentabilidad
adecuada en un ciclo combinado de última generación las características
mencionadas es del orden de 50 US$/MWh.
Si bien los precios regionales tenderán a acercarse al valor de equilibrio, se
establecerán diferencias debidas a los costos de uso de la red de transmisión. No
obstante, para evitar la congestión, es probable que se tienda a una distribución
relativamente uniforme de la generación.
Para este estudio se formularon las siguientes hipótesis para el cálculo del precio del
GNL en futuras centrales térmicas a localizarse en la región:
El gas proviene de Trinidad y Tobago o de Venezuela.
El costo del GNL en puerto está vinculado al precio en el mercado spot de USA.
Un buque metanero puede alternativamente a su destino en CA, vender el gas en
el Golfo de México al precio del mercado spot (Henry hub en Louisiana). Por lo
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-28
2001/12/17
tanto la diferencia de costos entre el puerto de descarga en AC o Louisiana debe
corresponder exclusivamente a la diferencia de costos de transporte entre ambas
localizaciones.
Los costos de las instalaciones de descarga, almacenamiento y gasificación son
básicamente fijos y se incorporan al costo de la central térmica.
Esto significa que el costo del GNL se adopta igual al precio del gas en Henry hub,
menos los costos de gasificación y transporte entre esta localidad y CA.
Este escenario parece de razonable probabilidad, ya que el establecimiento de
competencia producirá fuertes incentivos a la eficiencia y también a que los agentes del
mercado procuren tomar una porción relevante del mercado regional.
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-29
2001/12/17
5.5.3
Plan de expansión escenario desarrollo aislado (Escenario 1)
El plan obtenido para este escenario se presenta en la tabla 5.6, se nota el desarrollo de
una cantidad importante de plantas térmicas, lo cual era de esperarse ya que las opciones
hidráulicas están limitadas a plantas no mayores de 100 MW con costos menores a los
US$200 millones. En total se instalan 2,459 MW desglosados en 1720 MW (70%) de
plantas térmicas, 550 MW (22%) de plantas hidráulicas y 189 MW (8%) geotérmicos.
Cabe resaltar que en este escenario se excluyó la planta El Faro, pero se incluyó un Ciclo
Combinado de 210 MW en Honduras, entrando en el 2004 para poder atender la demanda
de ese país. Costa Rica es el país con mayor instalación en este escenario con 675 MW lo
cual es lógico en un desarrollo sin integración ya que tiene la demanda más alta de la
Región.
Tabla 5.6 – Planes de Expansión de Generación período 2006-2010
Escenario 1: Desarrollo Aislado
AÑO
GUATEMALA
Proyecto
MW
EL SALVADOR
Proyecto
HONDURAS
NICARAGUA
MW Proyecto MW
Proyecto
COSTA RICA
MW
Proyecto
2006 CCDS
150
Geohoyo
33 Cariblanco
CCDS
150
El Carmen
60 CC_BAR
2007
San Vicente
52
GeoPailas
Pirris
2008 Enron 1
-110 Chaparral
60 CCDS
150 P.Nicaragua
La Honda
60 CCDS
150
Chinameca
52
2009
2010
Hidro
Geo
0
CCDS
150 Santa Fe
CCDS
150
120
-100 Toro 3
PANAMÁ
MW
Proyecto
75 Gualaca
TOTAL
MW
MW
28
316
54
286
35
347
650
120
52 Chiriquí
128
50 Los Añiles
CCDS
150 TGAS
100 CCDS
150
Managua 3
-50 CCDS
150 CCDS
150
-4 Manag4-5
0
-12
60
253
B.L.M. 2
-40
TG Panamá
-43
117
201
550
0
104
0
33
52
0
189
Termo
300
300
300
150
370
300
1720
Retiro
-110
0
-4
-162
0
-83
-359
Total
190
524
296
81
675
334
2100
Este escenario es similar al anterior solo que en el caso de Panamá se asumió que
únicamente se desarrollarían plantas de gas natural de menor tamaño y la transmisión en
el bloque sur estaría limitada a los 300 MW del proyecto SIEPAC. En la tabla 3.9 se
presentan los planes obtenidos para este escenario.
5.5.4
Plan de expansión integración regional fuerte con gas natural (Escenario 2)
En este caso se instalan 1852 MW en la Región, de los cuales 1120 MW (60%) son
térmicos 567 MW (31%) hidráulicos y 165 MW (9%) geotérmicos. Además de la plata El
Faro, incorporada en Honduras en el 2004, entran dos Ciclos Combinados a Gas Natural
de 250 MW en Panamá. Se observa el atractivo económico de las pequeñas hidráulicas.
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5-30
2001/12/17
Tabla 5.7 – Planes de Expansión de Generación período 2006-2010
Escenario 2: Integración Regional Fuerte con Gas Natural
AÑO
GUATEMALA EL SALVADOR
Proyecto
HONDURAS
MW Proyecto MW Proyecto MW
NICARAGUA
COSTA RICA
Proyecto
Proyecto
MW
2006
Cariblanco
El Carmen
60 CC_BAR
2007
Pirris
2008 Enron 1
2009 CCDS
CCDS
-110 Chaparral
60
P.Nicaragua
La Honda
60
Larreynaga
-100 Toro 3
100
Managua 3
-50
150 TGAS
100
Tizate2_3
66
GeoHoyo
99
-4 Manag4-5
-12
Santa Fe
MW
Proyecto
TOTAL
MW
MW
250
505
28
156
50 Los Añiles
35
316
Chiriquí
54
CCGNL
250
75 CCGNL
120
128 Gualaca
17
150 MMV
2010
PANAMÁ
115
B.L.M. 2
-40
TG Panamá
-43
-99
Hidro
0
120
0
77
253
117
567
Geo
0
0
0
165
0
0
165
Termo
300
200
0
0
120
500
1120
Retiro
-110
0
-4
-162
0
-83
-359
Total
190
320
-4
80
373
534
1493
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-31
2001/12/17
Ja
n0
Ap 2
r-0
Ju 2
l-0
O 2
ct
-0
Ja 2
n0
Ap 3
r-0
Ju 3
l-0
O 3
ct
-0
Ja 3
n0
Ap 4
r-0
Ju 4
l-0
O 4
ct
-0
Ja 4
n0
Ap 5
r-0
Ju 5
l-0
O 5
ct
-0
Ja 5
n0
Ap 6
r-0
Ju 6
l-0
O 6
ct
-0
Ja 6
n0
Ap 7
r-0
Ju 7
l-0
O 7
ct
-0
Ja 7
n0
Ap 8
r-0
Ju 8
l-0
O 8
ct
-0
Ja 8
n0
Ap 9
r-0
Ju 9
l-0
O 9
ct
-0
Ja 9
n1
Ap 0
r-1
Ju 0
l-1
O 0
ct
-1
0
$/MWh
Ja
n0
Ap 2
r-0
Ju 2
l-0
O 2
ct
-0
Ja 2
n0
Ap 3
r-0
Ju 3
l-0
O 3
ct
-0
Ja 3
n0
Ap 4
r-0
Ju 4
l-0
O 4
ct
-0
Ja 4
n0
Ap 5
r-0
Ju 5
l-0
O 5
ct
-0
Ja 5
n0
Ap 6
r-0
Ju 6
l-0
O 6
ct
-0
Ja 6
n0
Ap 7
r-0
Ju 7
l-0
O 7
ct
-0
Ja 7
n0
Ap 8
r-0
Ju 8
l-0
O 8
ct
-0
Ja 8
n0
Ap 9
r-0
Ju 9
l-0
O 9
ct
-0
Ja 9
n1
Ap 0
r-1
Ju 0
l-1
O 0
ct
-1
0
$/MWh
5.5.5 Precios del mercado spot e intercambios (Escenario 1)
Figura 5-9 Precios spot Centroamérica (Escenario 1)
Precios Spot Escenario 1
100
90
80
70
60
50
40
30
CR
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
ES
GU
CR
HO
5-32
NI
PA
Figura 5-10 Precios spot Panamá y Costa Rica (Escenario 1)
Precios Spot Escenario 1
65
60
55
50
45
40
PA
2001/12/17
Figura 5-11 Intercambios (Escenario 1)
Ja
n0
Ap 2
r-0
Ju 2
l-0
O 2
ct
-0
Ja 2
n0
Ap 3
r-0
Ju 3
l-0
O 3
ct
-0
Ja 3
n0
Ap 4
r-0
Ju 4
l-0
O 4
ct
-0
Ja 4
n0
Ap 5
r-0
Ju 5
l-0
O 5
ct
-0
Ja 5
n0
Ap 6
r-0
Ju 6
l-0
O 6
ct
-0
Ja 6
n0
Ap 7
r-0
Ju 7
l-0
O 7
ct
-0
Ja 7
n0
Ap 8
r-0
Ju 8
l-0
O 8
ct
-0
Ja 8
n0
Ap 9
r-0
Ju 9
l-0
O 9
ct
-0
Ja 9
n1
Ap 0
r-1
Ju 0
l-1
O 0
ct
-1
0
Intercambios Escenario 1
200
150
100
GWh
50
0
-50
-100
-150
-200
CR-PA
GU-ES
GU-HO
HO-ES
HO-NI
NI-CR
De las Figuras se aprecia:
-
La fuerte estacionalidad del precio, resultante de la abundante generación de origen
hidroeléctrico en la región, con el mismo régimen hidrológico. En Panamá se
observan precios que oscilan entre 43 y 63 $/MWh.
-
El efecto de la uniformización de los precios una vez entra en operación la
interconexión SIEPAC. Los precios en todos los países (ver figura 5.9 y 5.10) se
acercan debido a la abundante transmisión
-
Costa Rica y Panamá resultan con intercambios estacionales complementarios antes
de la entrada del SIEPAC. Costa Rica exporta a Panamá en los meses húmedos y este
exporta a Costa Rica en los húmedos. Luego de la entrada del SIEPAC (2006) Costa
Rica domina todo el año como exportador, pero con una menor intensidad en el
verano.
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-33
2001/12/17
Ja
n0
Ap 2
r-0
Ju 2
l-0
O 2
ct
Ja 02
n0
Ap 3
r-0
Ju 3
l-0
O 3
ct
Ja 03
n0
Ap 4
r-0
Ju 4
l-0
O 4
ct
Ja 04
n0
Ap 5
r-0
Ju 5
l-0
O 5
ct
-0
Ja 5
n0
Ap 6
r-0
Ju 6
l-0
O 6
ct
-0
Ja 6
n0
Ap 7
r-0
Ju 7
l-0
O 7
ct
Ja 07
n0
Ap 8
r-0
Ju 8
l-0
O 8
ct
Ja 08
n0
Ap 9
r-0
Ju 9
l-0
O 9
ct
-0
Ja 9
n1
Ap 0
r-1
Ju 0
l-1
O 0
ct
-1
0
$/MWh
Ja
n0
Ap 2
r-0
Ju 2
l-0
O 2
ct
-0
Ja 2
n0
Ap 3
r-0
Ju 3
l-0
O 3
ct
-0
Ja 3
n0
Ap 4
r-0
Ju 4
l-0
O 4
ct
-0
Ja 4
n0
Ap 5
r-0
Ju 5
l-0
O 5
ct
-0
Ja 5
n0
Ap 6
r-0
Ju 6
l-0
O 6
ct
-0
Ja 6
n0
Ap 7
r-0
Ju 7
l-0
O 7
ct
-0
Ja 7
n0
Ap 8
r-0
Ju 8
l-0
O 8
ct
-0
Ja 8
n0
Ap 9
r-0
Ju 9
l-0
O 9
ct
-0
Ja 9
n1
Ap 0
r-1
Ju 0
l-1
O 0
ct
-1
0
$/MWh
5.5.6 Precios del mercado spot e intercambios (Escenario 2)
Figura 5-12 Precios spot Centroamérica (Escenario 2)
Precios Spot Escenario 2
100.0
90.0
80.0
70.0
60.0
50.0
40.0
30.0
20.0
10.0
0.0
CR
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
ES
GU
CR
HO
5-34
NI
PA
Figura 5-13 Precios spot Panamá y Costa Rica (Escenario 2)
Precios Spot Escenario 2
65.0
60.0
55.0
50.0
45.0
40.0
35.0
30.0
25.0
20.0
PA
2001/12/17
Figura 5-14 Intercambios (Escenario 2)
Ja
nAp 02
r-0
Ju 2
l-0
O 2
ct
-0
Ja 2
nAp 03
r-0
Ju 3
l-0
O 3
ct
-0
Ja 3
nAp 04
r-0
Ju 4
l-0
O 4
ct
-0
Ja 4
nAp 05
r-0
Ju 5
l-0
O 5
ct
-0
Ja 5
nAp 06
r-0
Ju 6
l-0
O 6
ct
-0
Ja 6
nAp 07
r-0
Ju 7
l-0
O 7
ct
-0
Ja 7
nAp 08
r-0
Ju 8
l-0
O 8
ct
-0
Ja 8
nAp 09
r-0
Ju 9
l-0
O 9
ct
-0
Ja 9
nAp 10
r-1
Ju 0
l-1
O 0
ct
-1
0
Intercambios Escenario 2
250.0
200.0
150.0
100.0
GWh
50.0
0.0
-50.0
-100.0
-150.0
-200.0
-250.0
CR-PA
GU-ES
GU-HO
HO-ES
HO-NI
NI-CR
De las Figuras se aprecia:
-
Al igual que el escenario 1, la fuerte estacionalidad del precio, resultante de la
abundante generación de origen hidroeléctrico en la región, con el mismo régimen
hidrológico. En Panamá se observan precios que oscilan entre 25 y 60 $/MWh.
-
El efecto de la uniformización de los precios una vez entra en operación la
interconexión SIEPAC. Los precios en todos los países (ver figura 5.12 y 5.13) se
acercan debido a la abundante transmisión
-
La entrada de las plantas de ciclo combinado a Gas Natural en Panamá en el 2006 y
2008, convierten a este país en exportador neto. Los precios de la energía en los años
2008 y 2009 para los meses de invierno llegan por debajo de los 30$/MWh
T:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
5-35
2001/12/17
BIBLIOGRAFÍA
-
Diseño General del Mercado Eléctrico Regional (MER). Informe Final. Unidad Ejecutora del
Proyecto SIEPAC. Revisión II, versión 2.1. Abril 2000
-
Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación período 2001-2014. Grupo de
Trabajo de Planificación Indicativa Regional. CEAC. Junio 2001
-
CEPAL, Estadísticas del Subsector Eléctrico del Istmo Centroamericano (datos actualizados
a 1999), agosto 2000.
-
Annual Energy Outlook 2000, Energy Information Administration, DOE, Dec. 1999.
-
CEPAL, “Costos de Transporte en el Gasoducto México-Istmo Centroamericano”, Proyecto
CEPAL/OLADE/GTZ, enero 1998.
-
Short Term-Energy Outlook, Energy Information Administration, DOE, Jan 2001
-
DPC, “Estudios Eléctricos Avanzados del SIEPAC, Reporte del Análisis de Corto Plazo”, 1
de agosto de 2000.
-
Análisis Proyecto El Faro. Mercados Energéticos. Mayo 2001
-
LNG Project Brief. 08-05-001. AES
-
Informe Preliminar sobre Interconexión Atlántica Costa Rica – Panamá. Proyecto Anillo
Eléctrico Internacional La Amistad. ICE. Septiembre 2001
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
1
2001/12/17
ANEXO 1
COMPARACIÓN DE LAS TARIFAS TRANSACCIONES ENTRE FRONTERAS EN
EUROPA Y LA TARIFA DE TRANSMISIÓN DE LA RTR EN AMÉRICA CENTRAL
I. COMENTARIOS A LA METODOLOGÍA PROPUESTA DE TARIFAS DE TRANSMISIÓN
DEL MER
I.1
La metodología propuesta
La red de transmisión en el conjunto de los países de América Central consta de:
-
Las líneas y equipos asociados de transmisión regional, que son las de tensiones de
115 kV o superior y que cruzan fronteras entre países.
-
Las líneas y equipos asociados de los sistemas de transmisión nacionales, que son el
resto.
La Red de Transmisión regional, RTR, consta de las instalaciones de transmisión regional y de
las instalaciones de los sistemas de transmisión nacional “que puedan influenciar
significativamente los flujos internacionales”.
La tarificación por los servicios de la red de transmisión se divide en dos bloques:
-
Las tarifas nacionales que cada país decida aplicar por el servicio de transmisión de
la red nacional que no presta servicios de transmisión regional (esto es, la red
nacional, excepto por aquella parte que pertenece a la RTR, y que por tanto recibe una
parte de sus costos a través de los cargos de transmisión regional).
-
Las tarifas regionales, que se aplican por el servicio de transmisión regional
proporcionado por la RTR. Debe tenerse en cuenta que las instalaciones de la RTR
que pertenecen a las redes nacionales reciben parte de su remuneración a partir de las
tarifas nacionales de transmisión, como se ha indicado anteriormente.
Las tarifas nacionales de transmisión son diseñadas y aplicadas autónomamente por cada uno de
los países. En principio no han sido establecidos requisitos de armonización.
Las tarifas de transmisión regional constan de tres elementos: el cargo variable de transmisión
CVT, el peaje y el cargo complementario CC.
El CVT es un cargo que resulta indirectamente de la aplicación de precios nodales a todas las
transacciones que se desarrollan en el MER, y solamente a ellas, ya que únicamente afecta a los
nodos de la RTR y no se requiere que los países apliquen interiormente un sistema nodal de
precios.
La forma de aplicación del CVT parece necesitar aún de mayor concreción. Está claro cómo se
aplica a una transacción bilateral entre agentes (comprador y vendedor) de dos países distintos: el
CVT es la energía horaria intercambiada multiplicada por la diferencia entre los precios en el
nodo de inyección y en el nodo de retiro. Las transacciones de oportunidad se valorarían al
correspondiente precio nodal, con lo que el cargo se aplicaría indirectamente. Sin embargo, para
estas transacciones de oportunidad debe precisarse bien cómo identificar a los agentes
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2001/12/17
individuales que las realizan, pues: a) las ofertas de compra y venta al MER de cada país son
gestionadas globalmente por el correspondiente Operador del Sistema y Mercado; b) el uso
interno de la red por los agentes de un país crea también flujos físicos de energía a través de las
fronteras si, -como es el caso general-, un país tiene más de un nodo en la red RTR (¿se quiere
cargar CVT a las transacciones internas nacionales? En caso contrario se precisa separarlas
claramente de las regionales. Ver la propuesta que se realiza en la sección 2 de este documento).
El peaje es el componente de la tarifa que recupera el coste de cada instalación de la RTR que
corresponde a la fracción de su capacidad que es realmente utilizada por transacciones del MER.
Se asigna a los agentes que realizan transacciones en el MER, en la proporción en que hagan uso
real de cada instalación. Queda por definir cómo se determina (el procedimiento siempre tendrá
un cierto nivel de arbitrariedad) el uso que cada agente o transacción del MER hace de cada
instalación de la RTR. La metodología propuesta no menciona qué hacer con la utilización de las
instalaciones regionales (esto es, interconexiones) de la RTR que resulte de las transacciones
estrictamente internas (nacionales) en los países. Esta utilización (“loop flows”) ocurrirá debido
a la existencia de más de un nudo de la RTR por país y al enmallado de la red RTR.
El cargo complementario CC completa la remuneración de la RTR (para las instalaciones en
las que así se considera necesario, ver más adelante). El cargo complementario de las
instalaciones nacionales afectadas a la RTR se asigna a la demanda del país correspondiente. El
cargo complementario de las instalaciones de la RTR de carácter regional se asigna globalmente
a la demanda de la región.
La metodología distingue entre la aplicación a las instalaciones existentes, a las que provengan
de ampliaciones planificadas y a las de ampliaciones a riesgo:
-
Las ampliaciones planificadas son retribuidas por la tarifa de transmisión con un
monto igual a su Remuneración Reconocida Anual, RRA, esto es, su coste reconocido
completo, calculado con algún método autorizado por la autoridad competente. La
tarifa comprende los tres conceptos de CVT, peaje y cargo complementario,
encargándose este último de cubrir el faltante hasta alcanzar el valor garantizado de la
RRA.
-
Las ampliaciones a riesgo y las instalaciones existentes no tienen garantizada la
recuperación de su RRA. La correspondiente tarifa solamente incluye los
componentes de CVT y peaje. Lo anterior, que en el caso de las ampliaciones a riesgo
puede encontrar su justificación en las especiales características de estas nuevas
inversiones, necesita de una mayor aclaración en el caso de las instalaciones
existentes.
-
Por un lado se encuentran las actuales líneas de interconexión existentes entre los
países, que son instalaciones de carácter regional de la RTR. Se supone que los
costes completos de estas instalaciones están siendo pagados actualmente de
alguna forma por los usuarios de la red, en particular por los usuarios de los países
que comparten la frontera común que atraviesa la interconexión. Como las tarifas
regionales no cubren el cargo complementario de estas líneas con la metodología
propuesta, se supone que este cargo recaerá sobre los usuarios nacionales a través
de las tarifas nacionales de transmisión.
t:\proj\014519\7000\505\vers_pdf\inf5_pdf.doc
Anexo I - 38
2001/12/17
-
I.2
Por otro lado se encuentran las instalaciones nacionales existentes de la RTR.
Cabe realizar idéntico razonamiento al anterior y concluir que el cargo
complementario de estas líneas recae sobre los usuarios nacionales del país
correspondiente. De esta forma la metodología propuesta se alinea (correctamente
bajo mi punto de vista, aunque se podría ir más lejos, como explico más adelante,
con relación al peaje) con la tesis de que las tarifas de transmisión para la red
existente deben recaer fundamentalmente sobre los correspondientes usuarios
nacionales, -con independencia de que realicen o no transacciones en el MER-.
Comentarios generales.
Este documento se centra en la discusión de las tarifas de transmisión regional. Sin embargo,
bajo el punto de vista del diseño del MER, es preciso comentar que la falta de armonización
entre las tarifas de transmisión nacionales sería causa de distorsiones económicas en el
funcionamiento del MER. Se destacan dos aspectos principales:
-
Reparto del cargo de las tarifas nacionales de transmisión entre los consumidores y
los generadores. La falta de armonización produce distorsiones en las decisiones
económicas de localización de los agentes y, si las tarifas tienen una componente
significativa de energía, también en el funcionamiento económico del mercado
mayorista. Un típico caso ejemplo es el de un país A que asigna el 100% del cargo a
los consumidores y 0% a los generadores, mientras que otro país B hace exactamente
lo contrario. Una transacción entre un generador de A y un consumidor de B evitaría
totalmente los cargos nacionales de transmisión, mientras que una transacción entre
un consumidor de A y un generador de B pagaría el doble del cargo nacional medio
de transmisión de A y B.
-
Reparto de la tarifa de transmisión en componentes de potencia y de energía. De
nuevo, asignaciones distintas entre los países conducen a distorsiones de las
decisiones de los agentes. Armonización en la componente de energía es necesaria
para evitar distorsión en el mercado mayorista de corto plazo.
Se comenta a continuación lo que parece ser la filosofía subyacente a la metodología propuesta.
El cargo variable de transmisión CVT (cuyo monto global recaudado se denomina en la
propuesta ingreso tarifario) proviene de la aplicación directa de los precios nodales a las
transacciones del MER, que son las señales correctas marginales de corto plazo asociadas a la
existencia de la red de transmisión. Todo esto es correcto, y corresponde a un enfoque más
avanzado (por estar basado en precios nodales) que la mayoría de los planteamientos de
mercados regionales que se están realizando a escala mundial. Deben resolverse las faltas de
definición en la aplicación de estos cargos, que ya fueron indicadas anteriormente.
Como el ingreso tarifario es muy insuficiente para recuperar la RRA, se precisa completarlo.
Estos elementos adicionales al CVT, -peaje y cargo complementario-, de hecho constituyen el
grueso (típicamente más del 80%) de la tarifa de transmisión. En principio el déficit RRA – CVT
puede considerarse un costo hundido, puesto que todas las señales económicas eficientes de
localización en la red ya han sido enviadas a través de los precios nodales y han sido recogidas
en el CVT. Algunos métodos de tarificación de la transmisión, en particular el IRCP
(“investment cost related pricing”, utilizado en Inglaterra y Gales, en Colombia y Panamá) tratan
de ir más lejos que los precios nodales, -que son exclusivamente de corto plazo-, en la aplicación
de señales económicas de localización. Idealmente, si se opera la red con criterios consistentes
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Anexo I - 39
2001/12/17
con los utilizados en la planificación, los costes marginales de corto plazo y de largo plazo
coinciden para una red perfectamente adaptada. Sin embargo una red de transmisión real no
puede estar perfectamente adaptada por un conjunto de motivos: a) las inversiones de red son
necesariamente de naturaleza discreta; b) se planifica la red con criterios de seguridad que van
más allá de lo estrictamente económico; c) las inversiones en redes de transmisión presentan
fuertes economías de escala; d) toda planificación real comete errores, pues se basa en
estimaciones del futuro, necesariamente erróneas. Vista la naturaleza de estos excedentes de
capacidad de red, es cuestionable pero no irrazonable tratar de extender las señales de
localización más allá de lo que ya lo hacen los precios nodales, buscando asignar parte de la
responsabilidad de los costes hundidos de las instalaciones a determinados usuarios de la red de
acuerdo a algún criterio.
Pero, finalmente, permanece el desafío de encontrar algún procedimiento, con fundamento
económico y de ingeniería, para poder asignar el “resto”, que todavía es la casi totalidad de los
costes de red. Idealmente, el criterio de asignación ortodoxo a aplicar es repartir los costes
hundidos a los beneficiarios económicos de las instalaciones. Este criterio minimiza las
distorsiones de largo plazo en las decisiones de los usuarios de la red que la asignación de estos
costes hundidos pueda crear. El motivo es que en toda inversión eficiente de red el volumen del
coste hundido es siempre inferior al volumen agregado de beneficios para los usuarios de la red.
La metodología propuesta reparte una fracción de los costes de la red RTR (la correspondiente a
la fracción de red realmente utilizada por los agentes que realizan transacciones en el MER)
entre estos mismos agentes, en proporción a su uso. Esta es la componente de la tarifa
denominada peaje. Obviamente el uso físico es una aproximación burda al beneficio (pero más
fácil de calcular, bajo supuestos siempre cuestionables). Además solamente se reparte una
fracción de los costes hundidos, con lo que no es probable que se introduzcan distorsiones
importantes (esto es, asignar cargos de peaje por uso mayores que los cargos totales que
corresponderían por beneficiarios) en esta parte de la asignación, pero se envían señales
adicionales (a las de los precios nodales) de ubicación en la red. La necesidad de estas señales
adicionales de ubicación debiera ser uno de los temas a debatir en el próximo encuentro. En
principio, y para una red escasamente mallada y con potencial de existencia de congestiones,
como es la red centroamericana, parece adecuado que estas señales adicionales se apliquen.
El resto del coste hundido es denominado cargo complementario, CC, pero solamente se aplica
para las instalaciones por ampliación planificada. La metodología propuesta asigna este coste en
forma de estampilla a la demanda. A la demanda nacional en las instalaciones nacionales de la
RTR y a la demanda regional en las instalaciones regionales de la RTR. Para las instalaciones
existentes de la RTR, ya sean nacionales o regionales, aunque no se mencione explícitamente en
la metodología propuesta, el CC también se asigna internamente a los usuarios de los países,
dentro de sus tarifas nacionales, pues de alguna forma se tienen que pagar los costes reconocidos
correspondientes. Se puede considerar razonable que para las ampliaciones a riesgo quede una
parte del costo de la instalación sin cubrir por las tarifas y que recaiga sobre los promotores, dada
la regulación específica propuesta en estos casos.
En condiciones de elevada competencia parece una decisión correcta el hacer recaer, -directa o
indirectamente-, la mayor parte, o incluso la totalidad del cargo complementario, sobre los
consumidores, -los nacionales para las líneas nacionales de la RTR y los regionales para las
líneas regionales-. En efecto, en un mercado competitivo como el que se trata de implantar en
Centroamérica, el margen de beneficio de los generadores teóricamente es muy pequeño, pues de
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Anexo I - 40
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lo contrario entrarían nuevos competidores para apropiárselo16. En estas circunstancias la
generación resulta ser más elástica al precio que la demanda, por lo que una aplicación indirecta
de las ideas de precios Ramsey17 llevaría a cargar la mayor parte de los costos hundidos de
transmisión (el CC y posiblemente buena parte de lo que la metodología propuesta denomina
peaje) a la demanda, teniendo en cuenta a ser posible su elasticidad estimada18. Sin embargo, si
se aprecia la necesidad de enviar señales adicionales (a los precios nodales) de ubicación en la
red, esto es el “peaje”, puede hacerse, sabiendo que, en definitiva acabará recayendo sobre los
consumidores (pero después de haber indicado a todos los usuarios de la red las consecuencias
de ubicarse en un nudo u otro).
El razonamiento anterior tiene sentido económico en el contexto del sistema eléctrico de un
único país. Se plantea la cuestión de si debe modificarse de alguna forma en el contexto de un
mercado regional, que hace uso de las redes de transmisión de distintos países.
En efecto, existe un tema nuevo que aparece desde una perspectiva regional: ¿debe cargarse a las
transacciones internacionales por su uso de cualesquiera redes nacionales existentes de la RTR?
La respuesta intuitiva sería afirmativa: las transacciones internacionales deben pagar por el uso
de estas redes, de alguna forma en proporción a la capacidad utilizada, lo mismo que lo deben
hacer los usuarios nacionales. Sin embargo, también puede razonarse que las redes nacionales
existentes fueron creadas pensando exclusivamente en un uso interno, que actualmente están
siendo ya pagadas en su totalidad por los usuarios nacionales y que, mientras las transacciones
internacionales no ocasionen congestiones en la red (que son adecuadamente tratadas con los
precios nodales), estas transacciones no ocasionan costo extra alguno y, por consiguiente, su
contribución al pago de las redes nacionales supondría para éstas un ingreso injustificado
(“windfall profit”).
De aceptarse el segundo punto de vista, estaría en cuestión el aplicar, tal como ha sido propuesto,
el cargo denominado peaje a las transacciones internacionales, sino más bien aplicarlo en forma
atenuada o incluso eliminarlo.
Estos dos puntos de vista alternativos han sido debatidos ampliamente en las deliberaciones que
están teniendo lugar con objeto de la implantación de las reglas del juego para el Mercado
Interior de la Electricidad en la Unión Europea.
16
Esto deja de ser cierto para aquellos generadores que, ya sea por su acceso a una fuente de energía particularmente
barata y únicamente accesible para ellos, o por alguna otra circunstancia, compiten en condiciones de ventaja con el
resto de los generadores. Un caso típico puede ser el de un nuevo generador hidráulico en algún lugar alejado y
privilegiado, donde el kWh resulte especialmente barato. En este caso resulta económicamente razonable el cargar el
coste de una parte sustancial de la línea de conexión al generador.
17
Ramsey demostró que la forma económicamente más eficiente de asignar un coste hundido entre un conjunto de
usuarios es hacerlo en proporción inversa a su elasticidad al precio.
18
Estas ideas son coincidentes en el fondo con el método de asignación a los beneficiarios. En efecto, si la
competencia es fuerte los beneficios de los generadores serán reducidos y, por el contrario, el margen de beneficio
del consumidor será elevado. Los usuarios más beneficiados por la instalación se supone que están más dispuestos a
aceptar el cubrir una parte del costo de la misma, en proporción a su beneficio. Por consiguiente, excepto en las
situaciones excepcionales que se han citado, la mayor parte del costo hundido de transmisión debe recaer sobre los
consumidores.
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Anexo I - 41
2001/12/17
II. ENSEÑANZAS A PARTIR DE LA EXPERIENCIA DEL DISEÑO DEL MERCADO
INTERIOR DE ELECTRICIDAD EN LA UNIÓN EUROPEA
Los mercados regionales de electricidad de América Central y de la Unión Europea tienen de
partida importantes diferencias de organización y de tamaño. Sin embargo, bajo un punto de
vista regulatorio, ambos enfrentan básicamente los mismos retos y pueden beneficiarse
mutuamente de sus respectivas experiencias.
El marco institucional es significativamente diferente en los dos casos. La Unión Europea cuenta
con un gobierno regional relativamente fuerte, con la competencia de promulgar directivas, esto
es, leyes regionales de obligado cumplimiento por transposición en las leyes nacionales. Pero,
por otro lado, la Directiva sobre el Mercado Interno de la Electricidad no establece la creación de
un órgano regulatorio de carácter regional (tal como la CRIE) ni tampoco un despacho regional
(tal como el EOR), de forma que, a diferencia del caso centroamericano, se carece en Europa de
instituciones específicas de ámbito regional a cargo de la implantación de la Directiva eléctrica.
Este es un punto débil del marco regulatorio regional europeo, con respecto al centroamericano,
que es justificable por el gran tamaño y diversidad normativa de los distintos sistemas eléctricos
europeos. Esto ha dejado dos posibles alternativas para conseguir la efectiva implantación de la
Directiva y la consecución de un verdadero Mercado Interior de electricidad. Una es la
políticamente laboriosa aprobación de una segunda directiva que concrete cómo debe
implantarse la primera. La otra, que es el camino que se ha seguido, consiste en crear un amplio
consenso, entre todas las distintas instituciones y agentes implicados, sobre las reglas para la
citada implantación. El llamado Foro de Florencia ha sido el vehículo para conseguir este
consenso. En el Foro han participado como agentes más destacados, aparte de la Comisión
Europea (órgano ejecutivo del Gobierno Europeo), la Asociación de Reguladores Europeos de
Energía y la Asociación de Operadores del Sistema Europeos, además de los representantes de
los ministerios (en especial en los países sin organismo regulador independiente), de los
consumidores, de las empresas eléctricas de generación y distribución, de las entidades
comercializadoras y de las bolsas de energía , entre otros.
El punto de partida del sistema eléctrico europeo es también distinto del centroamericano. La red
de transmisión europea es, en general, adecuada para soportar las transacciones que puedan
derivarse de un mercado regional, pero existen algunas notables excepciones en media docena de
cuellos de botella en la red de transmisión entre países, tales como entre Francia y España, o bien
entre Italia, Francia, Austria, Suiza y Eslovenia. Por tanto, el objetivo prioritario a la hora de
diseñar las reglas del Mercado Interior de la Unión Europea ha sido encontrar una regla de
reparto de los costes de la red existente y de gestión de las restricciones de red y de las pérdidas,
para que el mercado regional sea ya posible, dejando para una segunda vuelta el planteamiento
de la eliminación de los cuellos de botella.
Existe también una amplia cultura en Europa de realización de intercambios económicos y de
seguridad, plasmada desde hace tiempo en una reglamentación técnica detallada que ha sido
desarrollada por la asociación UCPTE (Unión para la Coordinación y el Transporte de
Electricidad), que recientemente se ha transformado en la asociación de operadores del sistema
europeos, ETSO (European Transmission System Operators).
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Anexo I - 42
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El planteamiento del Mercado Interno de Electricidad europeo es más descentralizado que el
enfoque centroamericano, lo que se justifica posiblemente por el gran tamaño, la diversidad de
enfoques regulatorios y la ausencia de instituciones regionales específicamente eléctricas. El
mercado regional europeo (aún en proceso de implantación) consta de varias bolsas de energía
(posiblemente no más de seis, para quince países) a las que puede acudir cualquier agente y
múltiples transacciones bilaterales, de carácter físico (aparte de las de carácter financiero que
bilateralmente los agentes quieran libremente establecer), todo ello coordinado por los
operadores del sistema (típicamente uno por país, aunque hay varios en algún país, como
Alemania). No existen precios nodales de ámbito regional calculados en forma centralizada;
aunque sí se dispondrá de los precios que espontánea y descentralizadamente tengan lugar en
cada bolsa de energía, cuya diferenciación conceptualmente debiera provenir de las congestiones
en la red.
La no adopción de precios nodales conduce a un tratamiento separado de los costes de red, por
un lado (con el objeto de recuperar con los cargos de red la totalidad de sus costes en cada país),
y el tratamiento de las congestiones y pérdidas por otro (con el objeto de enviar las señales
correctas de ubicación en la red a los usuarios). Los ingresos que puedan obtenerse a partir de los
mecanismos de congestiones y pérdidas (y las compensaciones que se comentan más adelante)
deben utilizarse para cubrir parcialmente los costes de la red en el país correspondiente.
Los cargos nacionales de carácter regulatorio (tales como “stranded costs”, subsidios a las
energías renovables o a consumidores de rentas bajas, etc) deben aplicarse solamente a los
usuarios del país correspondiente, separadamente de los cargos de acceso a la red e
independientemente de las transacciones comerciales de estos usuarios.
El criterio básico de diseño de las tarifas de transmisión para el mercado europeo se alinea con el
segundo criterio de los dos criterios alternativos que fueron expuestos al final de la sección
anterior. El principio fundamental es que la tarifa nacional de acceso (de generación o de
consumo) proporciona sin más acceso a toda la red de la UE ( a continuación se introducirán
algunas modificaciones menores a este principio). Las tarifas de transmisión que se apliquen
deben ser independientes de las transacciones comerciales entre los agentes. Es deseable, -y se
plantea como un objetivo importante a medio plazo-, la armonización tarifaria de los sistemas
nacionales (porcentaje de los cargos asignados a generación y a consumo; asignación de los
cargos a potencia y a energía; definición del alcance de la red de transporte).
Se introducen unas compensaciones económicas entre los distintos sistemas, por los motivos
siguientes:
a) Una fracción de los costos de los futuros refuerzos de red debe ser atribuible a
transacciones externas al país donde se construye el refuerzo.
b) Parte de las pérdidas en la red de un país son atribuibles a transacciones externas.
c) (Aún bajo discusión la procedencia y, en su caso, cuantía de este concepto) Una fracción
de los costes de las redes existentes en un país puede ser atribuible a transacciones
externas.
Estas compensaciones entre países dan lugar a unos ingresos o cargos netos en cada país. Cada
país decide (armonización aquí también es necesaria) cómo repercutir (positiva o negativamente,
según sea el caso) estos costes (o ingresos) adicionales a la tarifa nacional entre los usuarios de
su red (ver la figura 1).
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Anexo I - 43
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La existencia de múltiples transacciones físicas transfronterizas (cross-border transactions) exige
de una atención especial de los operadores del sistema en la gestión de las restricciones de red.
Los precios nodales no pueden jugar aquí papel alguno, pues no se dispone de ellos. Actualmente
están en proceso de definición y desarrollo los mecanismos de mercado que deberán implantar
los operadores de sistemas vecinos entre los que existen congestiones sistemáticas. En principio
se favorece la utilización de un sistema de subastas. También redespacho, en aquellos casos en
los que las congestiones sean más esporádicas.
En todo caso, se ha acordado que las reservas de capacidad por contratos de largo plazo no deben
dar lugar a situaciones de posición de dominio por el control de una interconexión saturada. Se
han adoptado las reglas básicas siguientes:
-
Asignar la capacidad limitada con mecanismos de mercado.
-
Fijar los límites superiores para la fracción de capacidad que se puede subastar.
-
No permitir a ningún agente único el control de una gran fracción de la capacidad
subastada.
-
La capacidad no utilizada debe estar disponible para otros compradores.
-
Buscar algún tratamiento transitorio satisfactorio de los contratos de largo plazo
existentes.
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Anexo I - 44
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Sistema k
Compensaciones
entre sistemas
Cargos de acceso G y L a los usuarios
internos =
Ingresos por las
rentas
de
congestión
= costes de red del sistema k +
+ compensación neta del sistema k
- ingresos por las rentas de congestión
Figura 1
Es posible establecer una comparación aproximada entre los enfoques centroamericano y
europeo para la asignación de los costes de la red de transmisión a sus usuarios en el contexto de
un mercado regional. Esta comparación se muestra en los cuadros 1 y 2.
U.E.
A.C.
•
Separación de los cargos por activos de •
red según su uso sea regional o
nacional
Sólo hay un cargo nacional de acceso
(con
armonización
tarifaria),
modificado por
Nacional → cargo a usuarios •
nacionales (subsidiariedad)
Ciertas compensaciones entre sistemas
(incluyen las pérdidas)
•
•
•
Regional →
•
ingreso tarifario (congestiones y
pérdidas
•
peaje (aplica a transacciones
regionales)
•
cargo
complementario
reparte
regionalmente
consumidores)
Rentas del mecanismo de gestión de
congestiones de red
(se
a
Cuadro 1
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Anexo I - 45
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A.C.
U.E.
•
Precios nodales
•
Cargo red nacional no RTR y Cargo
complementario de red RTR
•
•
Peaje
•
•
Gestión de restricciones (pérdidas se
tratan aparte)
Cargo nacional de acceso
(generadores), L (demanda)
G
Compensaciones entre sistemas (en
discusión)
•
Pérdidas (a nivel revional)
•
Nuevas inversiones
•
Redes
muy
instalaciones
dedicadas
transitadas
e
especialmente
Cuadro 2
Posiblemente la diferencia más significativa entre los resultados prácticos a los que conducen
ambos enfoques se encuentre en que el componente “peaje” de la tarifa en el caso
centroamericano tiene una correspondencia en el caso europeo que no está tan centrada en un
cargo sobre las transacciones internacionales, sino simplemente en un cargo o crédito sobre la
tarifa de un país en su conjunto, que éste debe repercutir internamente sin fijarse en las
transacciones comerciales de los agentes.
En relación con las nuevas inversiones en red que sean necesarias, no existe en el Mercado
Interior europeo de electricidad ninguna institución de ámbito regional que pueda exigir la
construcción de los refuerzos necesarios. En Europa las dificultades para construir refuerzos a la
red de transporte no son fundamentalmente de carácter financiero, sino más bien medio
ambiental o político. Pero en todo caso se requiere eliminar o reducir cualquier elemento
disuasorio de origen económico en la construcción de nuevas instalaciones. Por esto, los costos
de cualquier refuerzo necesario deben ser compartidos por sus beneficiarios, ya sean nacionales o
internacionales. Esto conduce, como antes se ha indicado, a realizar compensaciones económicas
entre los sistemas.
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Anexo I - 46
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III. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Examinando las propuestas de asignación de costes de transmisión de redes regionales en los
contextos centroamericano y europeo, se observan dos enfoques, ambos razonables, pero que
conducen a resultados diferentes.
El primero pretende ser conceptualmente más ortodoxo. Los costes hundidos (i.e. no
recuperables con precios nodales) de la red regional deben asignarse con señales de largo plazo,
que deben indicar los lugares más o menos adecuados de ubicación en la red para generadores y
para consumidores. De esta forma cada país es compensado por los restantes países por la
utilización que éstos hacen de la red situada en su territorio. Así se llega a una asignación nodal
de estos costes (cargar determinadas cantidades a generadores en nudos exportadores y otras
cantidades a la demanda en nudos importadores). Estas señales deben ignorar las transacciones
comerciales específicas y se añaden a las tarifas nacionales que todo usuario de la red debe
satisfacer en cada país concreto.
El segundo enfoque parte de la imperfecta realidad regulatoria: a) falta de armonización en los
cargos de transmisión en los distintos países ¿para qué precisar tanto en la señal adicional de la
red RTR si existen ya diferencias notables entre los cargos que ven los usuarios por el hecho de
pertenecer a países distintos?; b) ausencia de planificación regional conjunta en el pasado, de
forma que las redes nacionales han sido desarrolladas con criterios puramente nacionales en el
pasado, y cualquier compensación a un país por la utilización de su red por otros supone un
ingreso inmerecido (“windfall profit”); otra cosa es la asignación de costos de futuros refuerzos
de la red regional , que si han de ser aceptables para todos han de cargarse a sus beneficiarios /
usuarios, de acuerdo a criterios objetivos y transparentes. De acuerdo a este segundo esquema,
cada país soportaría los cargos de la red existente ubicada en su territorio, salvo tal vez
determinadas instalaciones existentes excepcionales de carácter marcadamente regional.
La recomendación es mantener la postura más ortodoxa (el primer esquema), dado que además
parece contar con mayor aceptación y que la propuesta del MER va más en esta dirección
(excepto que propone que los cargos de peajes regionales se apliquen solamente a las
transacciones regionales, en vez de ignorar en los cargos a las transacciones comerciales y
atender solamente al uso físico nodal de cada usuario, como parece más correcto hacer).
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