PROYECTO CIER 15 FASE II Río de Janeiro, 15 de Octubre de 2009 Mario Veiga Pereira

Temario ► Objetivo del proyecto ► Base de datos ► Análisis del caso de referencia ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 2 2

Temario ► Objetivo del proyecto ► Base de datos ► Análisis del caso de referencia ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 3 3

Objetivo del proyecto CIER 15 Fase II ► 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 4

Países involucrados en el estudio MX GU HO ES NI CR PA CO BR EC PE BO CL AR UY PY 5 5

Los submercados regionales CO BR EC PE BO CL AR UY PY MX GU HO ES NI CR PA Centroamérica Comunidad Andina Mercosul 6 6

Tareas a desarrollar 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 7

Tareas a desarrollar 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 8

Temario ► Objetivo del proyecto ► Base de datos ► Análisis del caso de referencia ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 9 9

Bases de datos – visión general ► Los representantes de cada país enviaron a los Consultores los siguientes conjuntos de datos ( ):  Escenario de demanda  Generación existente y cronograma de entrada de los nuevos proyectos  Disponibilidad y costos de combustible  Red de transmisión 10

Demanda (GW promedio) 11 Etapas mensuales Cinco escalones de demanda Etapas mensuales Cinco escalones de demanda

Crecimiento de la demanda: Centroamérica 12

Crecimiento de la demanda: Comunidad Andina 13

Crecimiento de la demanda: Mercosul 14

Datos de las hidroeléctricas 15 Se representaron 728 plantas hidroeléctricas 15

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 16

Modelación de la generación renovable ► Las plantas de biomasa, pequeñas centrales hidroeléctricas y eólicas se representan a través de escenarios de generación 17

Datos de las plantas termoeléctricas 18 Se representaron 1900 plantas termoelétricas 18

Red de gasoductos (Colombia)

Red de transmisión 20

Sistema integrado gas – electricidad (Colombia)

Temario ► Objetivo del proyecto ► Base de datos ► Análisis del caso de referencia  Balance de energía firme  Simulación operativa  Costos marginales de corto plazo  Emisiones ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 22

Balances estructurales de oferta y demanda ► Los balances estructurales de oferta y demanda permiten una primera visión de las condiciones de suministro de los países ► Se adoptó el criterio de energía firme  La energía firme (EF) de un conjunto de plantas hidroeléctricas y termoeléctricas es la máxima demanda constante (MW promedio) que puede ser suministrada por estas plantas 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 23

EF Total x DPA 24

EF x DPA: Costa Rica 25

EF x DPA: Colombia 26

EF x DPA: Brasil Compra de la energía de Itaipu 27

Temario ► Objetivo del proyecto ► Base de datos ► Análisis del caso de referencia  Balance de energía firme  Simulación operativa  Costos marginales de corto plazo  Emisiones ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 28

Modelo de simulación SDDP: visión general 29

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 30

Resultados del modelo de simulación ► Todos los resultados operativos (energía generada, flujos entre países, costos marginales de corto plazo etc.) se pueden obtener para cada serie hidrológica; cada etapa; y cada escalón  El programa GRAF permite agregar los resultados en valores promedio, cuantiles, distribuciones de probabilidad etc. ► Todos los resultados operativos se pueden obtener para cada generador, cada circuito y cada nodo  El mismo programa GRAF permite agregar los resultados por clases, por ejemplo generación hidroeléctrica, termoeléctricas a óleo etc. 31

Temario ► Objetivo del proyecto ► Base de datos ► Análisis del caso de referencia  Balance de energía firme  Simulación operativa  Costos marginales de corto plazo  Emisiones ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 32

Precio 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) 33

CMCP promedio anual: Costa Rica 34

Colombia: CMCP promedio anual 35

Brasil: CMCP promedio anual (región SE) 36

Temario ► Objetivo del proyecto ► Base de datos ► Análisis del caso de referencia  Balance de energía firme  Simulación operativa  Costos marginales de corto plazo  Emisiones ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 37

Participación de fuentes no-emisoras (EF) 38 Eólicas, biomasa, geotérmica, pequeñas centrales hidroeléctricas y nucleares 38

Participación de fuentes no-emisoras (%) 39

Centroamérica: emisiones por GWh (2013) 40 Nivel de emisión de una planta ciclo combinado gas natural

Centroamérica: emisiones por GWh (2017) 41 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 41

Comunidad Andina: Emisiones por GWh (2013) 42

Comunidad Andina: Emisiones por GWh (2017) 43

Mercosur: emisiones por GWh (2013) 44

Mercosur: emisiones por GWh (2017) 45

Temario ► Objetivo del proyecto ► Base de datos ► Análisis del caso de referencia ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 46

Criterios para selección de los estudios ► Involucrar las tres regiones (Centroamérica, Comunidad Andina y Mercosul) ► Tipos distintos de interconexión ► Aspectos económicos y regulatorios ► Datos disponibles 47

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 48

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) proyectos Total 8 mil MW 13 proyectos Total 8 mil MW

Estudio 1 Planta hidroeléctrica Inambari 50

Urubamba MW Cuquipampa 800 MW Sumabeni MW Paquitzapango MW Vizcatán 750 MW Inambari MW 51

Integración Perú-Brasil 52

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 ► Se presenta a continuación una estimativa preliminar del beneficio energético de la integración 53

Procedimiento y resultados a) Cálculo del beneficio de se integrar Inambari a Brasil: EF conjunta (Inambari y Brasil) – EF Brasil = 1395 MW promedio b) Dado que la energía firme aislada de Inambari es igual a 1092 MW promedio, se concluye que el beneficio de la integración es 1395 – 1092 = 303 MW promedio c) Valor económico de este beneficio para Brasil  146 R$/MWh (costo marginal de largo plazo de Brasil) x 8760 (horas por año) x 303 (beneficio de la integración) = R$ 388 millones por año (  US$ 216 millones/ano) 54

Desglose del beneficio de regulación 55

Como operar Inambari? ► Una primera opción para la venta de energía de Inambari sería hacer un contrato de suministro con Brasil (o asignar un porcentaje de la producción de la planta para el mismo) ► La planta en este caso se operaría de acuerdo con el despacho económico de Perú ► Sin embargo, el despacho óptimo de Inambari bajo el “punto de vista” de Perú puede no coincidir con el de Brasil ► Como consecuencia, el beneficio energetico aguas abajo podría ser menor do que el calculado en el slide anterior, donde se hace el supuesto que la operación de la planta se optimiza para Brasil 56

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” fue adoptado en la Bonneville Power Administration (privatización de parte de las plantas en cascada) y es parecido con el de Salto Grande (Argentina-Uruguay) 57

Estudio 2 Planta hidroeléctrica C.Esperanza 58

Configuración Perú-Bolivia-Brasil Inambari (2200 MW) Perú C.Esperanza (800 MW) Bolivia Jirau (3500 MW) Brasil Sto. Antonio (3500 MW) Brasil 59

C.Esperanza: análisis de energía firme ► Energía firme aislada: 156 MW promedio (filo de água) ► 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  Ganancia de EF por la integración  Sin Inambari: 553 – 156 = 397 MW promedio  Con Inambari: 614 – 156 = 458 MW promedio  Benefio de Inambari a C.Esperanza: 61 MW promedio 60

Estudio 3 Interconexión Colombia-Panamá 61

El proyecto de interconexión 62

Procedimiento de análisis ► Caso A - sin la interconexión – para cada país:  Costos operativos en cada país  Riesgo de déficit  Emisiones  Costos marginales de corto plazo ► Caso B - con la interconexión – para cada país  Igual ► Calcular las diferencias (B) – (A) ► Resultados adicionales:  Distribución de los flujos Colombia-Panamá  Ingreso económico de la interconexión Diferencia de los CMCP x flujo 63

Impacto en los CMCPs de Panama 64

Impacto en los CMCPs de Colombia 65

Reducción de los costos operativos CA + CO 66

Flujo Promedio en la interconexión 67

Flujo promedio mensual (2014) 68

Estudio 4 “Swap” de energía Paraguay-Argentina-Chile 69

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 70

Red de transmisión PA-AR-CH Conexión Argentina-SING Yacyretá 71

Costos y beneficios ► Costo para Paraguay: costo de oportunidad de la energía en Paraguay (44 US$/MWh)  Informado por el representante de Paraguay ► Benefício para Chile: diferencia entre el costo marginal del SING y el costo de oportunidade de Paraguay ► Costo para Argentina: aumento del costo operativo debido a congestiones 72

CMCP del SING (US$/MWh) 73

Beneficio neto (US$ millones) 74

Estudio 5 “Wheeling” de energía de Chile por Argentina 75

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 76

Sistema de transmisión Sur-SIC 77

Diferencia de costos operativos: Argentina El aumento de los costos operativos indica que el “wheeling” ha resultado en congestiones en el sistema Argentino 78

Generación hidroeléctrica Sur Chile 79 Es necesario reforzar la red Argentina 79

Procedimiento del estudio de refuerzo ► Cálculo de la simulación operativa Chile-Argentina sin la generación y la demanda de Argentina ► Resultado: incremento de los flujos en cada circuito de Argentina debido al despacho de las plantas del Sur de Chile ► Soma de los incrementos de flujo a los flujos de la simulación aislada de Argentina  Principio de la superposición en redes eléctricas ► Análisis de las sobrecargas con los flujos resultantes e identificación de los refuerzos necesarios 80

Temario ► Objetivo del proyecto ► Base de datos ► Análisis del caso de referencia ► Estudios de caso ► Conclusiones y próximos pasos 81

Conclusiones ► Como muestran los estudios de caso, los beneficios de los proyectos de interconexión son sustanciales ► Los estudios de Inambari y C.Esperanza muestran que se puede viabilizar proyectos hidroeléctricos de gran tamaño a través de la venta de parte de la energía para los vecinos ► Los esquemas de “swap” de energía (Paraguai-Argentina- Chile) y de “wheeling” (Chile-Argentina) también son ejemplos atractivos de optimización de la infra-estructura de transporte 82

Próximos pasos ► Finalizar los estudios de interconexión  Argentina-Paraguay-Brasil, Bolivia-Chile, Brasil-Uruguay y Garabi ► Detallar las propuestas regulatorias y comerciales ► Presentación de los resultados a los países 83

MUCHAS GRACIAS MUITO OBRIGADO