PROYECTO CIER 15 FASE II Montevideo, 26 de Abril de 2010 Mario Pereira Silvio Binato Maria de Luján Latorre

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1 PROYECTO CIER 15 FASE II Montevideo, 26 de Abril de 2010 Mario Pereira Silvio Binato Maria de Luján Latorre psr@psr-inc.com

2 Temario ► El proyecto CIER 15 Fase II ► Potencial energético regional ► Base de datos para el estudio ► Escenario de referencia ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 2 2

3 Temario ► El proyecto CIER 15 Fase II ► Potencial energético regional ► Base de datos para el estudio ► Escenario de referencia ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 3 3

4 El proyecto CIER 15 Fase II ► Objetivo: analizar en un nivel estratégico, técnico, comercial y regulatorio la viabilidad de la creación, y/o incremento de transacciones de energía entre las regiones de América Central – Andina y Cono Sur ► Financiamiento: (i) CIER; (ii) Corporación Andina de Fomento (CAF); y Banco Mundial (Public-Private Infrastructure Advisory Facility – PPIAF) ► Consultores: Mercados Energéticos (ME) de Argentina; SYNEX de Chile; y PSR de Brasil 4

5 Equipo consultor 5

6 Tareas (1/2) 1. Actualizar la información del potencial energético de la región, las últimas proyecciones de crecimiento de la demanda de energía y potencia eléctrica, la información de los últimos planes de expansión de la oferta de energía eléctrica (generación) y los últimos planes de expansión de transporte de energía eléctrica y gas 2. Caracterizar los escenarios en que se pueden desarrollar las transacciones internacionales de energía 3. Análisis y evaluación de las oportunidades de las transacciones internacionales de energía, cuantificación de beneficios y criterios para la adecuada asignación de los mismos 6

7 Tareas (2/2) 4. Dentro de las oportunidades identificadas analizar posibles esquemas comerciales de transacciones de energía de corto, mediano y largo plazo 5. Elaborar una propuesta general con los principios y criterios básicos para definir reglas subregionales que viabilicen las transferencias energéticas en la región 6. Elaboración de los informes finales y presentaciones 7

8 Países involucrados en el estudio CO BR EC PE BO CL AR UY PY MX GU HO ES NI CR PA Centroamérica Comunidad Andina Mercosur 8 8

9 Temario ► El proyecto CIER 15 Fase II ► Potencial energético regional ► Base de datos para el estudio ► Escenario de referencia ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 9 9

10 Los grandes números… 10 capacidad instalada 192 GW área17 millones km 2 población400 millones PIB (nominal)US$ 2.5 mil millones

11 Potencial renovable: hidroelectridad 11 Potencial (GW)% desarrollo Argentina 4519% Bolivia 40 1% Brasil14352% Chile 2521% Colombia 93 9% Costa Rica 750% El Salvador 224% Ecuador 23 8% Guatemala 513% Honduras 510% Mexico 5324% Nicaragua 2 5% Panama 420% Paraguay 1363% Perú 62 5% Uruguay 275% Total52425%

12 Potencial renovable: energía eólica 12 México40 Centroamérica100 Colombia20 Peru10 Chile5 Argentina10 Brasil140 Total325

13 Potencial renovable: biomasa ► El aumento de la producción de etanol ha permitido un avance importante en el monto y la competitividad económica de la cogeneración en base a biomasa, en especial el bagazo de caña  10% del suministro de electricidad de Nicaragua en el 2008 ha venido de la biomasa  Brasil posee alrededor de 3 mil MW de este tipo de cogeneración ya instalado o en construcción; el potencial de la cogeneración sería suficiente para suministrar la mitad de la necesidad de nueva capacidad de generación requerida por el país para los próximos diez años 13

14 Sinergia entre hidroeléctricas, eólica y biomasa ► A diferencia de los países europeos, donde las fluctuaciones de la producción eólica requieren la instalación de plantas generadoras termoeléctricas de “respaldo”, se pueden usar los embalses de las plantas hidroeléctricas para compensar las fluctuaciones de la producción eólica ► Un uso semejante de los embalses como “variables de ajuste” ya se hace para las plantas de bagazo de caña, pues su producción de energía se concentra en el periodo de la cosecha de la caña 14

15 Reservas de gas natural (TCF) 15

16 Anillo de gas del Mercosur 16

17 Gasoducto de Centroamérica 17

18 Gasoducto del Sur 18

19 El gas natural licuado (GNL) 19

20 Los gasoductos virtuales 20

21 Reservas de carbón (millones de toneladas) 21

22 Reservas de petroleo (billones de barriles) 22

23 Interconexiones regionales ► América Latina ya posee un fuerte grado de integración de electricidad ► Del año 1995 hasta hoy, las interconexiones eléctricas han aumentado unas diez veces, pasando de 500 MW a 5 mil MW de capacidad instalada ► Con la entrada en operación de la línea Guatemala-México y con la construcción de la interconexión Panamá-Colombia, todos los países de América Latina estarán interconectados 23

24 Centroamérica 24

25 Comunidad Andina 25

26 Mercosur 26

27 Conclusiones ► Los vectores de expansión de la capacidad en la región deben ser la hidroelectricidad y el gas natural  Dificultades de licenciamiento de las plantas hidroeléctricas en algunos países  Inquietud con respecto al efecto de los cambios climáticos  El GNL se presenta como una alternativa a la construcción de gasoductos ► Las fuentes renovables (biomasa y eólica) deberán tener una importancia creciente  El precio de estas fuentes hoy es en general más alto que el de las fuentes convencionales ► Recursos abundantes de carbón de alta calidad en algunos países  Obstáculos ambientales crecientes ► Las plantas nucleares pueden tener un papel importante en el futuro, en especial con las nuevas generaciones de reactores  Factor de emisión cero  Reservas de uranio  Tecnología de enriquecimiento  Factores geopolíticos complejos 27

28 Temario ► El proyecto CIER 15 Fase II ► Potencial energético regional ► Base de datos para el estudio ► Escenario de referencia ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 28

29 Visión general ► A partir de los datos enviados por los representantes de cada país, se ha creado una base de datos detallada con la siguiente información:  generación existente y proyectos de expansión de la capacidad en cada país  histórico de caudales  disponibilidad y precios de combustible (gas natural, carbón y oleo)  red de transporte 29

30 Datos de las hidroeléctricas 30 Se representaron 728 plantas hidroeléctricas 30

31 Modelación de los caudales Histórico de los caudales de todos los países Histórico de los caudales del país 1 Histórico de los caudales del país 2... Histórico de los caudales del país N Estimación de los parámetros del modelo estocástico de caudales Archivo con 100 escenarios de caudales para todos los países (garantiza coherencia en las simulaciones) El modelo de simulación operativa extrae del archivo el subconjunto de caudales que se refiere a la configuración bajo análisis 31

32 Modelación de la generación renovable ► Las plantas de biomasa, pequeñas centrales hidroeléctricas y eólicas se representan a través de escenarios de generación 32

33 Datos de las plantas termoeléctricas 33 Se representaron 1900 plantas termoelétricas 33

34 Precio del combustible: gas natural 34

35 Precio del combustible: carbón 35

36 Precio del combustible: oleo 36

37 Efecto de la variación de los precios ► Se observa que los precios de un mismo combustible varían entre diferentes países y hasta mismo en el país ► En los estudios de interconexión, se hizo ajustes en estos precios para representar de manera coherente los intercambios entre países con fuerte componente termoeléctrica 37

38 Red de gasoductos (Colombia)

39 Red de transmisión 39

40 Sistema integrado gas – electricidad (Colombia)

41 Temario ► El proyecto CIER 15 Fase II ► Potencial energético regional ► Base de datos para el estudio ► Escenario de referencia ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 41

42 Escenario de referencia ► La identificación de las oportunidades de interconexión y el cálculo de los beneficios potenciales de las mismas se harán con base a un escenario de referencia para los años 2010 hasta 2017 ► El escenario se compone de proyecciones de demanda y de cronogramas de entrada de nueva generación para cada país ► Preparado a partir de la base de datos, de informaciones adicionales enviadas por los representantes de cada país y de discusiones con los mismos 42

43 Temario ► El proyecto CIER 15 Fase II ► Potencial energético regional ► Base de datos para el estudio ► Escenario de referencia  Proyección de demanda  Balances de oferta y demanda  Oportunidades de interconexión ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 43

44 Centroamérica: demanda máxima (2010) 44

45 Comunidad Andina: demanda máxima (2010) 45

46 Mercosur: demanda máxima (2010) 46

47 Demanda (GW promedio) 47 Etapas mensuales Cinco escalones de demanda Etapas mensuales Cinco escalones de demanda

48 Crecimiento de la demanda: Centroamérica 48

49 Crecimiento de la demanda: C.Andina 49

50 Crecimiento de la demanda: Mercosul 50

51 Escalones de demanda 51

52 Temario ► El proyecto CIER 15 Fase II ► Potencial energético regional ► Base de datos para el estudio ► Escenario de referencia  Proyección de demanda  Balances de oferta y demanda  Oportunidades de interconexión ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 52

53 Potencia y energía firme ► Potencia firme: máxima demanda de punta (en MW) que el sistema podría suministrar tomando en cuenta las restricciones de cada combustible y la existencia de plantas con múltiples combustible ► Energía firme: máxima demanda constante (MW promedio) que puede ser suministrada si ocurre la sequía más severa del histórico En el caso de las plantas termoeléctricas, se toma en cuenta las restricciones de suministro de combustible 53

54 Balances de potencia y energía firme ► Balance anual de potencia firme: diferencia entre la potencia firme (calculada a partir de los generadores que estarán en operación en aquel año) con la demanda máxima prevista (en MW) para el mismo año ► Balance anual de energía firme: ídem para el consumo promedio anual (MW promedio) ► De una manera simplificada, un balance positivo indica que la oferta es adecuada para el suministro confiable de la demanda, y vice-versa: un balance negativo puede significar que el sistema está sub-ofertado 54

55 Balances y estudios de intercambio ► Si el país tiene un balance negativo debido a algún problema en la preparación del escenario de oferta, los beneficios de los intercambios pueden resultar estar sobrestimados ► Si el balance es demasiadamente positivo, esto es, si el escenario de oferta prevé la entrada de un monto de genera- ción que puede no concretarse en la práctica, los beneficios de los intercambios pueden resultar subestimados 55

56 EF Total x DPA 56

57 Centroamérica: reserva de EF (%) 57

58 Comunidad Andina: reserva de EF (%) 58

59 Comunidad Andina: reserva de EF (%) 59

60 Temario ► El proyecto CIER 15 Fase II ► Potencial energético regional ► Base de datos para el estudio ► Escenario de referencia  Proyección de demanda  Balances de oferta y demanda  Cálculo de los beneficios de una interconexión ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 60

61 Calculo del beneficio de la interconexión ► En los estudios de los beneficios de las interconexiones, se consideraron tres atributos: 1.reducción de los costos operativos totales 2.mejora de la confiabilidad de suministro 3.reducción de las emisiones de CO 2 ► El cálculo de los atributos se basa en simulaciones operativas del sistema a lo largo del período de estudio, para un gran número de condiciones hidrológicas distintas 61

62 Modelo de simulación operativa 62

63 Política operativa coordinada Simulación operativa conjunta (intercambios de oportunidad) Política operativa aislada del país 1 Política operativa aislada del país 2... Política operativa aislada del país N Archivo con 100 escenarios de caudales para todos los países Resultados de la simulación 63

64 Resultados del modelo de simulación ► Todos los resultados operativos (energía generada, flujos entre países, emisiones etc.) se calculan para cada generador o circuito y para cada serie hidrológica, etapa; y escalón  El programa GRAF permite agregar los resultados resultados por clases, por ejemplo generación hidroeléctrica, termoeléctricas a óleo etc. y en valores promedio, cuantiles, distribuciones de probabilidad etc. 64

65 Temario ► El proyecto CIER 15 Fase II ► Potencial energético regional ► Base de datos para el estudio ► Escenario de referencia  Proyección de demanda  Balances de oferta y demanda  Cálculo de los beneficios de una interconexión Costos marginales de corto plazo Emisiones ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 65

66 Costo marginal de corto plazo ► El costo marginal de corto plazo (CMCP) representa el costo de oportunidad para los intercambios  Es también una estimativa del costo de largo plazo para el país (E(CMCP) = CMLP) 66

67 Centroamérica: CMCP promedio anual (2013) 67

68 Centroamérica: CMCP promedio anual (2017) 68

69 C.Andina: CMCP promedio anual (2013) 69

70 C.Andina: CMCP promedio anual (2017) 70

71 Mercosur: CMCP promedio anual (2013) 71

72 Mercosur: CMCP promedio anual (2017) 72

73 Temario ► El proyecto CIER 15 Fase II ► Potencial energético regional ► Base de datos para el estudio ► Escenario de referencia  Proyección de demanda  Balances de oferta y demanda  Cálculo de los beneficios de una interconexión Costos marginales de corto plazo Emisiones ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 73

74 Participación de fuentes no-emisoras (EF) 74 Eólicas, biomasa, geotérmica, pequeñas centrales hidroeléctricas y nucleares 74

75 Participación de fuentes no-emisoras (%) 75

76 Nicaragua: emisiones promedio anuales 76 Resultado de la entrada de plantas geotérmicas y eólicas a partir del año 2010, que desplazan la generación térmica 76 Se observa que las escalas de emisión son diferentes para cada país

77 Ecuador: emisiones promedio anuales 77 Resultado de la entrada de plantas hidroeléctricas

78 Brasil: emisiones promedio anuales 78 Resultado de la contratación de 10 mil MW promedio (EF) de plantas termoeléctricas

79 Centroamérica: emisiones por GWh (2013) 79 Nivel de emisión de una planta ciclo combinado gas natural

80 Centroamérica: emisiones por GWh (2017) 80 Las emisiones por GWh de El Salvador aumentaron debido a la entrada de dos plantas termoeléctricas para exportación: la planta carbón AES (200 MW) y la planta gas Cutuco (500 MW); esta exportación explica la reducción de las emisiones de Guatemala Resultado de inversiones en plantas hidro y eolicas Resultado de inversiones en plantas hidro 80

81 Comunidad Andina: emisiones por GWh (2013) 81

82 Comunidad Andina: Emisiones por GWh (2017) 82

83 Mercosur: emisiones por GWh (2013) 83

84 Mercosur: emisiones por GWh (2017) 84

85 Temario ► El proyecto CIER 15 Fase II ► Potencial energético regional ► Base de datos para el estudio ► Escenario de referencia ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 85

86 Criterios para selección de los estudios ► Ilustrar los diferentes tipos de oportunidad de interconexión ► Mostrar los beneficios potenciales de las interconexiones en las tres regiones, Centroamérica, Comunidad Andina y Mercosur ► Analizar proyectos “reales”, esto es, para los cuales existen propuestas concretas y un interés declarado de por lo menos uno de los representantes de los países involucrados 86

87 Estudios de caso (1/2) ► Economía de escala  Inambari (Perú-Brasil)  C.Esperanza (Bolivia-Brasil) ► Seguridad operativa e intercambios de oportunidad  Perú-Ecuador  SIEPAC II (Centroamérica)  Bolivia-Perú  Argentina-Paraguay-Brasil 87

88 Estudios de caso (2/2) ► Uso de la infraestructura  “Wheeling” de energía de Chile por Argentina  “Swap” de energía Paraguay-Argentina-Chile  “Swap” de energía Brasil-Argentina ► Seguridad operativa y exportación de energía  Colombia-Panamá  Bolivia-Chile  Brasil-Uruguay ► Plantas Binacionales  Garabi (Argentina-Brasil)* 88 * En proceso de re-inventario

89 Visión general de los proyectos 89

90 Estudio 1 Planta hidroeléctrica Inambari 90

91 Las hidroeléctricas del Oriente 91

92 Beneficio energético de la integración ► La planta Inambari, que es una central con embalse, está ubicada aguas arriba de las plantas Jirau y Santo Antonio, que son centrales de filo de agua (por restricciones ambientales) ► Por lo tanto, es posible que la integración de Inambari con el sistema brasileño contribuya para aumentar la energía firme de dos maneras:  Sinergía hidrológica  Regulación de los embalses aguas abajo 92

93 Energía firme y beneficios aguas abajo ► EF de Inambari integrada a Brasil = 1467 MW promedio ► EF (Brasil con Inambari) – EF(Brasil) = 1560 MW promedio ► Razón para la diferencia de 93 MW promedio: aumento de la energía firme en las plantas aguas abajo ► Valor de este incremento  81 US$/MWh (costo marginal de largo plazo de Brasil) x 8760 (horas por año) x 93 (beneficio de la integración) = US$ 66 millones por año 93

94 Contratación de la energía ► El incremento de energía firme calculado arriba supone que la planta se opera con el objetivo de maximizar el beneficio energético para Brasil ► Esto puede no ser realista, pues los intereses de suministro del sistema Peruano obviamente son prioritarios ► La EF de la planta y el precio del contrato dependen de su política operativa y esquema de comercialización de la energía 94

95 Contrato con monto de energía fijado ► Si la venta de energía de Inambari para Brasil se hace a través de un contrato de suministro con precio y monto de energía fijados, esto significa que el Operador del sistema peruano, COES, haría la operación del país con una demanda adicional que corresponde al contrato de suministro con el país vecino ► En este caso, el CEF del proyecto bajo el punto de vista del marco regulatorio brasileño coincide con el monto contratado con Brasil, pues es una inyección constante de energía en el país ► Aunque este esquema de comercialización sea el más sencillo, posiblemente es el más costoso, pues los riesgos de cantidad y precio se quedan con Inambari 95

96 Producción de energía compartida ► Una segunda opción sería definir que un porcentaje fijo de la producción de energía de Inambari (por ejemplo, 50%) sería enviado a Brasil, esto es, es como 50% de Inambari fuese un generador hidroeléctrico virtual ubicado en Brasil, de manera análoga a la interconexión CIEN ► Este esquema tendría menos riesgos para el inversionista, pues la hidroeléctrica virtual podría participar del llamado Mecanismo de Reubicación de Energía (MRE), donde el suministro de cada planta, para efectos comerciales, no corresponde a la producción física de la misma, pero un porcentaje de la producción hidroeléctrica total 96

97 Efecto del MRE 97

98 Dificultades con la energía compartida ► La principal dificultad con el esquema operativo de compartir la producción de la planta es que el cálculo del CEF de Inambari (y la inclusión de la misma en el MRE) serían complejos, pues la “lógica” de la operación de la hidroeléctrica virtual sería la del COES, mientras la operación de las demás plantas hidroeléctricas sería determinada por el ONS de Brasil 98

99 El esquema de “slicing” ► Una manera de conciliar ambos los beneficios para Perú y Brasil es a través del esquema de “slicing”, donde se tiene dos plantas virtuales operadas en separado por cada país  El esquema de “slicing” es adoptado en la planta binacional Salto Grande (1,9 GW), operada conjuntamente por Argentina y Uruguay; en la operación del sistema da Bonneville Power Administration (BPA), en los Estados Unidos, con 22 GW; y fue recientemente propuesto en Canadá para conciliar la operación de la hidroeléctrica Upper Churchill Falls (5 GW), controlada por la provincia de Québec, con la de Lower Churchill Falls (3 GW), que está aguas abajo y pertenece a la provincia de Newfoundland 99

100 Procedimiento del “slicing” (1/2) 1. Se define una planta virtual y una “cuenta de energía disponible” para cada país 2. En el inicio de cada etapa, se calcula la energía afluente a la planta, tomando en cuenta el nivel de almacenamiento real 3. Se desglosa la energía afluente calculada en el paso 2 en “depósitos” en las cuentas de energía mencionadas en el paso 1 El desglose toma en cuenta el nivel de almacenamiento de la planta virtual, esto es, se reduce el aporte de energía si el embalse virtual está más vacío que el real, y viceversa 100

101 Procedimiento del “slicing” (2/2) 1. El Operador del Sistema de cada país decide el monto de energía que será producido por la respectiva planta virtual Este monto está limitado a la energía en la “cuenta” y, además, a la potencia de la planta virtual La potencia ociosa de la otra planta puede ser utilizada, si disponible 2. A partir de estos montos, se define el volumen turbinado de la planta física y se hace el balance del agua 3. A continuación, se hace el balance de los embalses virtuales El vertimiento en un embalse virtual se puede almacenar en el otro embalse; sin embargo, si esta agua tiene prioridad de vertimiento si hay vertimiento en el embalse físico 101

102 Ejemplo de simulación del “slicing ” Se supone que Perú está con 20% de la energía y Brasil con 80% Almacenamiento de Inambari-Brasil Almacenamiento de Inambari-Perú Uso del volumen peruano por Brasil Uso del volumen brasileño por Perú 102

103 Índice beneficio costo (IBC) ► Supuestos: EF = 1560 MW promedio; MRE; CMLP de generación: 77 US$/MWh ► Precio de la energía (sin la transmisión): 52 US$/MWh ► Beneficio anual: EF × [número de horas en el año] × [CMLP – precio de la energía (US$/MWh)] = 1560 × 8760 × [77 – 52] = US$ 342 millones ► Sistema de transmisión (preliminar):  (i) sistema en 500 kV de Inambari hasta la frontera (144 km), donde se ubicaría una conversora HVDC “back to back” ; (ii) conexión (también de 144 km) hasta la subestación Assis; y (iii) interconexión hasta la Red Básica, una distancia alrededor de 2500 km ► Costo estimado: US$ 2.37 mil millones (US$ 210 millones por año) ► Índice beneficio costo (IBC) = 1.7 103

104 Remuneración de la interconexión ► Energía: contrato de largo plazo, posiblemente resultante de una subasta de contratación de “energía nueva” ► Transmisión: la reglamentación brasileña permite que las interconexiones internacionales sean incluidas en el sistema de alta voltaje del país (“Red Básica”), la cual es remunerada por todos los generadores y consumidores a través de pagos fijos anuales, conocidos como “tarifas por uso del sistema de transmisión” (TUST)  Esto significa que el contrato de suministro de Inambari con Brasil debería tomar en cuenta la TUST que sería asignada a la planta 104

105 Aspectos institucionales ► La viabilización de la interconexión Perú-Brasil requiere, además de los aspectos económicos y comerciales discutidos arriba, un Tratado entre ambos países que respalde los acuerdos; y un Acuerdo Operacional entre el COES y el ONS 105

106 En resumen… ► La interconexión Perú-Brasil, si exitosa, sería un nuevo marco en la integración energética de la región, pues involucra el concepto de economía de escala ► Requiere un acuerdo operativo en una cascada hidroeléctrica con plantas de ambos países y un análisis detallado de alternativas comerciales 106

107 Estudio 2 Hidroeléctrica Cachuela Esperanza 107

108 Configuración Perú-Bolivia-Brasil Inambari (2200 MW) Perú C.Esperanza (800 MW) Bolivia Jirau (3500 MW) Brasil Sto. Antonio (3500 MW) Brasil 108

109 C.Esperanza: análisis de energía firme ► E.firme integrada a Brasil, sin Inambari: 553 MW promedio  Razón EF/cap.inst. = 553/800 = 0.69 ► EF integrada a Brasil, con Inambari: 614 MW promedio ► Valor del incremento de 61 MW promedio: US$ 43 millones por año 109

110 Índice beneficio costo ► Supuestos ►EF = 614 MW promedio (con Inambari) ►CMLP de generación en Brasil es 77 US$/MWh ► Costo de la energía (sin los costos de la interconexión) = 58 US$/MWh ► Beneficio anual = 614 × 8760 × [77 – 58] = US$ 102 millones ► Costo estimado de la interconexión (circuito doble de 500 kV entre Cachuela Esperanza y Porto Velho, en Brasil) = US$ 792 millones ►Costo anual = US$ 71 millones ► IBC = 1.4 110

111 Conclusiones ► Así como el caso de Inambari, la construcción de Cachuela Esperanza, si exitosa, representaria un marco en la integración energética de la región, no sólo por la economía de escala como también por la sinergía con la planta peruana Inambari, aguas arriba, y con las plantas brasileñas Jirau y Santo Antonio, aguas abajo 111

112 Estudio 3 Interconexión Colombia-Panamá 112

113 El proyecto de interconexión 113

114 Características de la interconexión ► Línea de transmisión en HVDC de aproximadamente 614 km de longitud entre las subestaciones Cerromatoso en Colombia y Panamá II en Panamá  340 km en territorio colombiano y los restantes 274 km en territorio panameño  Tramo submarino de 55 km (15 km en Colombia y 40 km en Panamá), a un voltaje entre 250 y 400 kV ► Capacidad de intercambio Colombia  Panamá = 300 MW; 200 MW en sentido opuesto ► Costo estimado del proyecto = US$ 207 millones ► Entrada en operación prevista para 2014 114

115 Procedimiento de análisis ► Distribución de los flujos ► Beneficios del proyecto  Costos operativos  Energía no suministrada  Emisiones de CO2 ► Renta por congestión  Diferencia de los CMCP x flujo 115

116 Flujo promedio mensual (2014) 116

117 Distribución del flujo CO  PA (2014) 117

118 Distribución del flujo PA  CO (2014) 118

119 Reducción de los costos operativos 119 Promedio anual: US$ 20.5 millones

120 Reducción de las emisiones de CO2 120 Promedio anual: 212 mil toneladas Valor: US$ 4.2 millones por año (@ US$ 20/tonelada)

121 Índice beneficio costo ► Beneficio operativo: US$ 20.5 millones/año ► Costo anual: US$ 18.4 millones/año  Costo total = US$ 207 millones ► IBC = 20.5/18.4 = 1.1 ► IBC con beneficios ambientales (US$ 4.2 millones) = 1.3 121

122 Ingresos por congestión 122 Promedio anual: US$ 14.5 millones (85% de la remuneración anual)

123 Manejo de los riesgos de la interconexión ► La interconexión debería receber una remuneración fija, por ejemplo como parte del sistema de alta voltaje de cada país  Ejemplo: “Red Básica” de Brasil ► La construcción de la misma se debería por subastas, donde los inversionistas ofertan sus propuestas de remuneración fija  Caso de Colombia, Brasil y otros países ► Si hay riesgos ambientales, los gobiernos deberían hacer la licitación ya con la licencia previa  Análoga a las subastas de plantas hidroeléctricas en Brasil 123

124 Como compartir los beneficios: congestión ► En la opinión de los consultores, los ingresos totales deben ser compartidos entre los países, en proporción a la participación de cada uno en los costos de construcción de la interconexión ►Semejante al esquema que los gobiernos están proponiendo para la interconexión Colombia-Panamá y el nuevo esquema entre Colombia y Ecuador ► A su vez, el monto recibido por cada país debería utilizarse para reducir los costos de las tarifas de transmisión locales ►Directa o indirectamente, por ejemplo a través de la venta de “financial transmission rights” (FTR), que son instrumentos de “hedge” contra diferencias de precios en distintos mercados 124

125 Como compartir los beneficios: CMCP 125 Los CMCP promedio de Panamá se reducen; los de Colombia aumentan

126 Propuesta para evitar aumentos en el CMCP ► Calcular en dos pasos el CMCP para el país que, en aquella etapa, está exportando  El país importador tendrá sus CMCPs reducidos y, por lo tanto, ya está beneficiado ► En el primer paso, se hace un despacho sin la exportación, esto es, solamente suministrando la demanda local  Los CMCPs “locales” resultantes se usarían para hacer la contabilización en el mercado de corto plazo ► En el segundo paso, se hace un despacho para suministrar un incremento de la demanda correspondiente a la energía que se está exportando  Los CMCPs “de exportación” resultantes se usarían como precio para el país vecino ► Efecto: cuando un país exporta, sus consumidores no son afectados; cuando importa, son beneficiados ► Semejante al esquema doptado por Colombia 126

127 Ejemplo: pago “spot” de los consumidores de Colombia 127

128 Conclusiones ► La interconexión Colombia-Panamá representa un marco en la integración energética regional, pues enlaza Centroamérica con la región Andina ► Los análisis realizados muestran que esta interconexión es atractiva tanto en términos puramente económicos como ambientales ► Fueron propuestos esquemas para: (i) reduzir los riesgos comerciales, de construcción y ambientales; (ii) compartir la renta por congestión; y (iii) evitar el aumento de los costos marginales de corto plazo en el país exportador 128

129 Estudio 4 Interconexión Argentina-Brasil 129

130 Concepción original del proyecto CIEN ► Suministro de energía (contratos) para Brasil ► Totales contratados  CIEN I: 1000 MW promedio  CIEN II: 700 MW promedio ► En términos regulatorios, la CIEN es un generador ubicado en Brasil, no una línea de transmisión ► Este generador virtual se incluía en el cálculo de la política operativa de Brasil, y era “accionado” (esto es, la CIEN exportaba energía de Argentina hasta Brasil) por el Operador Nacional del Sistema (ONS) siempre que el precio de corto plazo de Brasil excedía su “costo variable de operación” 130

131 Dificultades con el proyecto CIEN (1/2) ► Debido a las dificultades energéticas en Argentina y otros problemas contractuales, el suministro de energía por la CIEN fue restringido a partir de 2004 ► En términos del marco regulatorio brasileño, es como si el “generador CIEN” hubiera fallado cuando accionado por el ONS 131

132 Dificultades con el proyecto CIEN (2/2) ► Debido a estas fallas, el regulador brasileño, Aneel, bajó la energía firme de la interconexión de 2000 MW para 400 MW promedio en Marzo de 2005  En Junio del 2006, bajó la EF para cero MW promedio ► A su vez, la pérdida de energía firme llevó a un “write-off” de los contratos  En el marco regulatorio de Brasil, los contratos deben ser respaldados por certificados de energía firme ► Como consecuencia, la situación financiera de la CIEN se deterioró 132

133 Reducción de la oferta firme en Brasil 2004-2007 ► CIEN: 1700 MW promedio de oferta firme ► Uruguaiana: 600 MW, ubicada en Brasil pero con suministro de combustible de Argentina ► Problemas comerciales con el suministro de gas de Bolivia para una provincia de Brasil, Mato Grosso (200 MW promedio) ► Restricciones internas de suministro de gas: salida de 4 mil MW promedio adicionales de generación firme ► Esto llevó a un desequilibrio en el balance de oferta firme y demanda en Brasil y a una preocupación con la confiabilidad de suministro en el país ► Como consecuencia, el país pasó a restringir la exportación de energía, sólo permitiendo generación hidroeléctrica que sería vertida o energía termoeléctrica no accionada en el despacho económico 133

134 Intercambio modulado ► A pesar de estas restricciones severas, se ha vislumbrado una oportunidad de intercambio, basada en el hecho que las restricciones operativas de Argentina son estacionales (mayor consumo de gas en el invierno) y que los embalses de Brasil tienen capacidad de modulación anual (con alguna holgura) ► En el llamado intercambio modulado, Brasil envía energía para Argentina en el periodo de invierno, y Argentina “devuelve” la misma cantidad de energía en los demás periodos ► El esquema de operación modulada ha sido utilizado desde el año 2007. En el esquema actual, el envío de energía para Argentina está restringido a los meses de Mayo hasta Septiembre, y Argentina debe devolver la energía hasta fines de Noviembre 134

135 Popuesta alternativa para la modulación ► Aunque este esquema resulte en beneficios para Argentina, se investigó en el proyecto CIER 15 un esquema alternativo donde se hace el “cierre” del envío de energía al final de cada año, esto es, sin restringir a priori la época de envío de Brasil para Argentina, y vice-versa ► Con esto, se preserva la confiabilidad de suministro en Brasil pero con mayores beneficios operativos para Argentina 135

136 Propuesta para el intercambio modulado 136

137 Beneficio de la CIEN sin la operación modulada ► Como visto arriba, la principal razón para la preocupación brasileña con la seguridad de suministro resultante de exportaciones de energía fue el desequilibrio entre oferta y demanda causado por las dificultades con el gas en Argentina, Bolivia y Brasil ► Dado que este desequilibrio ya se arregló, se analizó el beneficio potencial de utilizar la CIEN para intercambios de oportunidad, sin las restricciones de operación modulada 137

138 Flujo promedio anual entre Argentina y Brasil 138

139 Flujo promedio mensual (2013) 139

140 Reducción de los costos operativos totales 140 Promedio anual: US$ 340 millones

141 Reducción de las emisiones 141 Promedio anual: 850 mil toneladas de CO2 Valor: US$ 17 millones por año @ US$ 20 por tonelada

142 Índice beneficio costo ► Beneficio annual: US$ 340 millones ► Costo annual: US$ 220 millones ► Pendiente de aprobación por Aneel (regulador brasileño) ► IBC = 340/220 = 1.5 ► ICB con beneficios ambientales = 1.6 142

143 Ingresos por congestión 143 Promedio anual: US$ 410 millones (casi el doble de la remuneración requerida) Oportunidad para refuerzo de la interconexión

144 Aspectos regulatorios y repartición de los beneficios ► Remuneración de la CIEN: como parte del proceso de reestructuración de la CIEN, se propuso la incorporación de la línea como parte de la Red Basica de Brasil, que es remunerada por los generadores y consumidores ► Intercambios: Se sugiere rehacer los acuerdos operativos, si necesario respaldado por un Tratado entre los países ► Compartir beneficios: Se sugiere implementar los mismos esquemas propuestos para el caso de la interconexión Colombia- Panamá, esto es, compartir los ingresos por congestión e utilizar el esquema de mínimo entre los CMCP “locales” y de “interconexión” 144

145 Estudio 5 “Swap” de energía Paraguay-Argentina-Chile 145

146 Descripción del estudio Paraguay envía 200 MW para Argentina (con respaldo de la planta hidro de Acaray) Argentina redirecciona la producción de una planta térmica a gas natural de 200 MW (Salta) para el Sistema Norte Grande (SING) de Chile 146

147 Red de transmisión PA-AR-CH Conexión Argentina-SING Yacyretá 147

148 Reducción de los costos operativos en el SING 148 Promedio anual: US$ 141 millones

149 Reducción de los costos operativos en Argentina 149 Promedio anual: US$ 59 millones

150 Reducción de las emisiones de CO2 150 Promedio anual: US$ 2.3 millones Valor: US$ 46 millones por año

151 Índice beneficio costo ► Beneficio operativo: 151 (CH) + 49 (AR) = 200 MUS$/año ► Costo de oportunidad para Paraguay: 70 MUS$/año  Costo unitario 40 US$/MWh x 200 MW ► IBC = 2.9 ► IBC con beneficios ambientales: 3.5 151

152 Estudio 6 Interconexión Centroamérica (SIEPAC II) 152

153 Descrición del proyecto ► El proyecto SIEPAC II es un sistema de transmisión en 230 kV con 1800 km de longitud, que refuerza la interconexión regional SIEPAC I ► Su costo estimado es US$ 500 millones, con entrada en operación prevista para 2016 153

154 Promedio de los flujos en el SIEPAC II (2016) GU HO ES NI CR PA 104 MW175 MW164 MW42 MW 9 MW 15 MW PA 230 MW Interconexión Colombia-Panamá 154

155 Reduccion de los costos operativos 155 Promedio anual: US$ 42 millones

156 Reducción de las emisiones 156 Promedio anual: 210 millones de toneladas Valor: 4.2 MUS$/año

157 Índice beneficio costo ► Beneficio operativo: 41 MUS$/año ► Costo de la red: 44 MUS$/año ► IBC = 0.95 ► IBC con beneficios ambientales = 1.02 157

158 Conclusiones ► En la opinión de los Consultores, el IBC unitario del SIEPAC II refleja el hecho que los planes informados por los representantes de los países buscan la autosuficiencia energética (y hasta un poco más)  Cuando se hacen estudios integrados de planificación para la región, la configuración de oferta resultante tiene menos capacidad, lo que resulta en un uso más intenso de las líneas de interconexión 158

159 Estudio 7 “Wheeling” de energía de Chile por Argentina 159

160 Descripción del estudio SIC Sur de Chile ArgentinaArgentina SIC Sur de Chile ArgentinaArgentina Opción actual – construcción del sistema de transmisión Sur-SIC Alternativa – “wheeling” a través del sistema Argentino 160

161 Sistemas de transmisión de Chile y Argentina 161

162 Procedimiento del estudio ► Cálculo de la política y simulación del sistema Chileno con la interconexión Sur-SIC ► Cálculo de la política y simulación del sistema Chile-Argentina con una interconexión Sur-Argentina y otra Argentina-SIC  Restricción: los montos de flujo en estas interconexiones son iguales (direcciones opuestas) en cada etapa, escalón de demanda y serie hidrológica Esto se representa como una restricción de exportación e importación neta igual a cero en el sistema Chileno ► Cálculo de la diferencia de los costos operativos en Argentina, comparado con los costos de inversión de transmisión en Chile 162

163 Generación hidroeléctrica Sur Chile 163 Es necesario reforzar la red Argentina 163

164 Alternativa: interconexión exclusiva 164

165 Estudio 8 Interconexión Brasil-Uruguay 165

166 El proyecto ► Este proyecto se compone de líneas de 500 kV y de una estación conversora “back to back” HVDC, debido a la diferencia de frecuencia entre los países ► La longitud total es 420 km (300 km en Uruguay y 120 km en Brasil), con capacidad de 500 MW ► El costo estimado de la interconexión es US$ 150 millones, y su entrada en operación está prevista para 2013 166

167 Flujos en la interconexión 167

168 Flujo promedio mensual (2016) 168

169 Reducción de los costos operativos totales 169 Promedio: 88 MUS$/año

170 Reducción de las emisiones 170 Promedio: 1.2 Mton CO2/año Valor: 24.6 MUS$/año

171 Índice beneficio costo ► Beneficio operativo: 88 MUS$/año ► Costo anualizado de la interconexión: 13.3 MUS$ ► IBC = 88/13.3 = 6.6 ► IBC con beneficio ambiental = 8.4 171

172 Sensibilidad del IBC con respecto a la CIEN ► El estudio arriba fue realizado suponiendo las restricciones actuales en la interconexión CIEN ► Se investigó la posibilidad que estos beneficios sean menores si la CIEN pasa a operar sin restricciones 172

173 IBC si la CIEN opera sin restricciones ► Reducción de los costos operativos: 38 MUS$/año  Sin la CIEN: 88 MUS$/año ► Costo anualizado (igual): 13.3 MUS$ ► IBC con la CIEN: 38/13.3 = 2.8 ► Reducción de las emisiones: 220 mil tCO2/año (aumento)  Reducción sin la CIEN: 1.2 MTCO2/año ► IBC con beneficio ambiental: 3.0 173

174 Conclusiones ► La interconexión Brasil-Uruguay se mostró muy atractiva en términos económicos y ambientales (IBC = 6.6) ► El IBC de la misma se reduce cuando si considera la operación de la CIEN sin las restricciones actuales ► Sin embargo, hasta en este caso más desfavorable para la interconexión, el IBC sigue atractivo = 2.8 174

175 Estudio 9 Interconexión Argentina-Paraguay-Brasil 175

176 El proyecto 176 Línea de 500 kV, longitud de 321 km y capacidad de 2 mil MW en Paraguay que interconectaría las plantas binacionales Yacyretá e Itaipu

177 Flujos entre Argentina y Brasil 177

178 Flujo promedio mensual (2017) 178

179 Reducción de los costos operativos 179 Promedio: 300 MUS$/año

180 Reducción de las emisones 180 Promedio: 2.5 MtCO2/año Valor: 50 MUS$/año

181 Índice beneficio costo ► Beneficios operativos: 300 MUS$/año ► Costo de la interconexión: 54 MUS$/año ► IBC: 300/54 = 5.5 ► IBC con beneficio ambiental: 6.5 181

182 Sensibilidad del IBC con respecto a la CIEN ► El estudio arriba fue realizado suponiendo las restricciones actuales en la interconexión CIEN ► Se investigó la posibilidad que estos beneficios sean menores si la CIEN pasa a operar sin restricciones 182

183 IBC si la CIEN opera sin restricciones ► Reducción de los costos operativos: 38 MUS$/año  Sin la CIEN: 300 MUS$/año ► Costo anualizado (igual): 54 MUS$ ► IBC con la CIEN: 38/54 = 0.7 ► Reducción de las emisiones: -138 mil tCO2/año (aumento)  Reducción sin la CIEN: 2.5 MTCO@/año ► IBC con penalidad ambiental: 0.65 183

184 Conclusiones ► En un primer análisis, la interconexión propuesta resultaría en beneficios económicos y ambientales sustanciales (IBC = 5.5) ► Sin embargo, se verificó que estos beneficios se reducen sustancialmente si se considera la operación de la interconexión CIEN (IBC = 0.7) ► Se observa que una propuesta de interconexión entre Yacyretá e Itaipu por intermedio de Paraguay tendría que adecuarse a las restricciones del Tratado de Itaipú, entre Paraguay y Brasil, que no permite la venta de las cuotas de la energía de Itaipú a un tercer país 184

185 Estudio 10 Interconexión Perú-Ecuador 185

186 El proyecto ► Ya existe hoy una interconexión de 100 MW entre Perú y Ecuador, pero no utilizada por razones regulatorias (contrato de intercambio entre los países) y por limitaciones en el sistema eléctrico ► El objetivo de este estudio es evaluar los beneficios potenciales de la misma 186

187 Flujos en la interconexión 187 Se observa que a partir del 2013-2014 pasan a existir flujos en la dirección Ecuador  Perú; a partir de 2015, estos flujos pasan a ser predominantes. La razón para este comportamiento es la entrada en operación de las plantas hidroeléctricas previstas para Ecuador, las cuales reducen sustancialmente los costos marginales de corto plazo de este país

188 Reducción de los costos operativos 188 Promedio: 24 MUS$/año

189 Reducción de las emisiones 189 Promedio: 190 mil tCO2/año Valor: 3.8 MUS$/año

190 Análisis beneficio costo ► Los consultores no tuvieron acceso a informaciones sobre los refuerzos en los sistemas de Ecuador y Perú que serían necesarios para la plena operación de la interconexión ► Por lo tanto, si hizo el cálculo al revés, esto es, cuanto sería el máximo costo de estos refuerzos que todavía justificaría la interconexión ► Como visto, el beneficio anual de la interconexión (costos operativos + emisiones) sería 24 + 3.8 = US$ 27.8 millones ► Utilizando los mismos supuestos de vida útil y tasa de retorno de las inversiones en transmisión, estos beneficios justificarían una inversión de US$ 350 millones en el sistema de transmisión, lo que es substancial ► Esto sugiere que probablemente valdría la pena interconectar ambos países 190

191 Estudio 11 Interconexión Bolivia-Perú 191

192 El proyecto ► La interconexión Bolivia-Perú se compone de una línea de 230 kV de 215 km de longitud y de una estación DC “back to back”  Debido a la diferencia de frecuencia entre los países ► Su capacidad es 125 MW ► El costo estimado de la interconexión es US$ 65 millones, y la misma podría entrar en operación el 2014 192

193 Modelación de los precios locales del gas ► Una dificultad en la simulación conjunta de Bolivia y Perú es que ambos países utilizan precios locales de gas distintos de los precios internacionales  El precio del gas en Bolivia es 1 US$/MMBTU; en el caso de Perú, los precios varían de 2 hasta 9 US$/MMBTU ► Se decidió entonces utilizar un único precio de gas, 5 US$/MMBTU, para los generadores de ambos países 193

194 Modelación de los beneficios operativos ► Para los consultores, parece justificado poner los costos internacionales para la exportación ► Sin embargo, no está claro como es la manera más adecuada para se representar la importación ► Por ejemplo, suponga que un país tiene precios locales de gas de 2 US$/MMBTU; este país debería importar generación equivalente a un precio de 4 US$/MMBTU? ► Suponiendo un costo internacional de 5 US$/MMBTU ► Bajo el punto de vista de costos por oportunidad (exportación del combustible local), la respuesta sería sí. Sin embargo, no está claro como otros factores tales como incentivos a la economía local, estrategia energética del país etc. afectarían esta decisión 194

195 Evaluación provisional del IBC ► Renta por congestión de la interconexión: 7.75 MUS$/año ► promedio de los 4 años simulados es ► Costo de la línea: 5.77 MUS$/año ► IBC = 7.75/5.77 = 1.3 195

196 Conclusiones ► La interconexión propuesta es potencialmente atractiva ► Sin embargo, sería necesario una simulación más detallada de los intercambios, de acuerdo con las reglas de precios para exportación e importación definidos por ambos países 196

197 Estudio 12 Interconexión Bolivia-Chile 197

198 El proyecto ► La propuesta de interconexión entre Bolivia y Chile fue motivada por la construcción planeada de una planta geotérmica de 200 MW, Laguna Colorada, en Bolivia ► Como muestra la figura a continuación, la barra Laguna Colorada está solamente a 150 km de la barra Radomiro Tomic, en el SING chileno ► La línea de interconexión sería en 230 kV, con una longitud ya mencionada de 150 km, una capacidad de 180 MW y costo total de US$ 30.5 millones 198

199 Proyecto Bolivia-SING de Chile 199

200 Precios del gas y pagos por capacidad ► De manera análoga al estudio de caso anterior (interconexión Bolivia- Perú), se utilizaron precios internaciones de combustible para representar los costos de exportación de Bolivia (el sistema chileno ya utiliza estos precios) ► El manejo de los cargos por capacidad también es semejante al del estudio anterior, pues Chile tiene cargos parecidos con los de Bolivia ► A diferencia del caso anterior, no hubo el problema de estimar el beneficio operativo de una importación de energía por Bolivia, porque esta situación no ocurre en las simulaciones ► La razón es que, como muestra la figura a continuación, los CMCPs del SING chileno (que es suministrado por plantas termoeléctricas) son bastante elevados, alrededor de 90 US$/MWh 200

201 CMCP promedio annual – SING Chileno 201

202 Reducción del costo operativo 202 Promedio para el SING: 146 MUS$/año El costo anual para Bolivia (suponiendo costos de 5 US$/MMBTU para el gas) sería 80 MUS$. El beneficio operativo neto es por lo tanto 146 – 80 = 65.5 MUS$/año

203 Reducción de las emisiones 203 Promedio: 700 mil tCO2/año Valor: 13.6 MUS$/año

204 Índice beneficio costo ► Beneficio operativo: 65.5 MUS$/año ► Costo de la interconexión: 2.7 MUS$/año ► IBC = 65.5/2.7 = 24.3 ► IBC con beneficio ambiental: 29.2 204

205 Sensibilidad del IBC al “swap” PY-AR-SING ► Las simulaciones fueron hechas sin tomar en cuenta el “swap” Paraguay-Argentina-Chile, que inyectaría 200 MW en el mismo SING chileno ► Dado que esta inyección reduciría los CMCP del SING, se analizó el impacto de la misma en el IBC de la interconexión Bolivia-Chile ► Por lo tanto, se hizo un cálculo adicional del IBC utilizando como referencia el SING ya incluyendo la inyección de 200 MW 205

206 ICB con la inyección de 200 MW en el SING ► Beneficio operativo promedio en el SING: 110 MUS$/año  25% inferior al valor de US$ 146 millones en el caso sin el “swap” PY-AR-CH ► Incremento del costo operativo en Bolivia: 80 MUS$/año (igual) ► Beneficio operativo neto: 110 – 80 = 21 MUS$/año ► Costo del proyecto: 2.7 MUS$/año (igual) ► IBC: 21/2.7 = 7.8 ► Reducción de las emisiones: 450 mil tCO2/año  36% inferior al monto de 700 mil tCO2/año sin el “swap” PY-AR-CH ► IBC con beneficios ambientales: 11 206

207 Conclusiones ► La interconexión Bolivia-SING de Chile se mostró muy atractiva en términos económicos y ambientales (IBC = 24) ► El IBC se reduce cuando se considera la inyección de 200 MW en el SING resultante del swap PY-AR-CH ► Sin embargo, hasta en este caso más desfavorable para la interconexión, el IBC sigue atractivo = 7.8 207

208 Temario ► Objetivo del proyecto ► Base de datos ► Análisis del caso de referencia ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 208

209 Temario ► El proyecto CIER 15 Fase II ► Potencial energético regional ► Base de datos para el estudio ► Escenario de referencia ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos  Resultados de los estudios  Principios generales para las interconexiones  Próximos pasos 209

210 Resultados de los estudios 210

211 Resultados de los estudios ► La mayoría de los proyectos tuvo índices beneficio/costo (IBC) superiores a 1, lo que señala que serían económicamente atractivos y confirma que hay un amplio rango de oportunidades para profundizar la integración energética de la región  Uno de los proyectos, el “wheeling” de energía de las plantas hidroeléctricas del Sur de Chile a través del sistema de transmisión de Argentina, no resultó técnicamente viable  Los proyectos de interconexión Brasil-Uruguay y Argentina-Paraguay-Brasil tienen su IBC reducido si se relajan las actuales restricciones operativas en la interconexión Argentina-Brasil (CIEN)  De manera análoga, la implantación del esquema de “swap” entre Paraguay, Argentina y el sistema SING de Chile afecta el IBC de la interconexión entre Bolivia y el mismo SING 211

212 Aspectos comerciales, regulatorios e institucionales ► Un aspecto diferenciado en estudio CIER 15 es que, además de los análisis económicos, se ha detallado para cada proyecto:  posibles esquemas para la comercialización de la energía entre los países  la remuneración de las inversiones en las interconexiones  la operación coordinada de los sistemas, tomando en cuenta los Tratados y otros acuerdos entre los países requeridos para respaldar los esquemas comerciales y regulatorios 212

213 Repartición de los beneficios ► Otro aspecto diferenciado del CIER 15 es un análisis profundizado de esquemas para compartir los beneficios de la interconexión entre los países de manera justa y transparente ► En particular, se sugiere compartir las rentas de congestión entre los países y un esquema de cálculo de precios de corto plazo que garantiza que los consumidores de ambos los países siempre sean beneficiados  Una dificultad con las interconexiones anteriores era que los precios del país exportador podrían aumentar, lo que perjudicaba los consumidores locales 213

214 Temario ► El proyecto CIER 15 Fase II ► Potencial energético regional ► Base de datos para el estudio ► Escenario de referencia ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos  Resultados de los estudios  Principios generales para las interconexiones  Próximos pasos 214

215 Principios generales ► Autonomía de cada país  No debe existir un esquema regulatorio único ► Seguridad operativa  Cada país decide sus criterios; prioridad para el suministro local  En el caso de contratos firmes, compartir los riesgos ► Formación de precios  Curvas de oferta de disposición a exportar e importar  Esquema de precios “locales” y “para exportación”  Semejante al MER de Centroamérica (propuesta CIER 3) ► Remuneración asegurada de las interconexiones  Subasta de la construcción con licencia ambiental previa 215

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