ACTA - DECIMO SEGUNDA REUNIÓN DEL COMITÉ...
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SG/CANREL/XII/ACTA7 de julio de 2010
D.2.6
DECIMO SEGUNDA REUNIÓN DEL COMITÉ ANDINO DE ORGANISMOS NORMATIVOS Y ORGANISMOS REGULADORES DE SERVICIOS DE ELECTRICIDAD– CANREL –7 de julio de 2010Lima - Perú
ACTA
DECIMO SEGUNDA REUNIÓN DEL COMITÉ ANDINO DE ORGANISMOS NORMATIVOS Y ORGANISMOS
REGULADORES DE SERVICIOS DE ELECTRICIDAD– CANREL –
ACTA DE LA DÉCIMO SEGUNDA REUNIÓN DEL COMITÉ ANDINO DE ORGANISMOS
NORMATIVOS Y ORGANISMOS REGULADORES DE SERVICIOS DE ELECTRICIDAD – CANREL
En la ciudad de Lima a los 7 días de julio de 2010, se reunieron los representantes del CANREL de Colombia, Ecuador y Perú, así como de la República de Chile, País Miembro Asociado, en el marco de lo dispuesto por la Decisión 666. También contó con la participación del representante de la Embajada del Estado Plurinacional de Bolivia en Perú.
La lista de participantes de la XII Reunión del CANREL, consta como ANEXO I de la presente Acta.
I INAUGURACION
La reunión se inició con las palabras de bienvenida del Presidente Pro tempore, quien a tiempo de agradecer la asistencia de los presentes, puso a consideración del CANREL la agenda provisional.
Luego de un intercambio, los comparecientes aprobaron la agenda que se detalla a continuación:
1. Presentación de Informes de la XXII Reunión de GTOR y de la X Reunión de GOPLAN.
2. Recuento de Antecedentes.
3. Presentación de Propuestas de cada país para implementar la revisión de la Decisión de la Decisión 536.
4. Varios.
II DESARROLLO DE LA REUNIÓN
1. Presentación de Informes de la XXII Reunión de GTOR y la X Reunión de GOPLAN.
En uso de la palabra, el representante de Perú en GTOR dio lectura al informe de su XXII Reunión Ordinaria que se adjunta en el Anexo II de la presente Acta. Allí se destacaron los aspectos relevantes que el Grupo de Trabajo considera deben ser abordados, los puntos de la Decisión 536 que se han identificado como materia de futuros análisis y el cronograma de actividades para futuras reuniones.
Seguidamente, el representante de Perú en GOPLAN dio lectura al informe de su X Reunión Ordinaria que se adjunta en el Anexo III del Acta. El Grupo de Trabajo realizó una revisión de los resultados del Estudio de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador y Perú, encargado por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD). Asimismo, se discutió sobre la
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orientación de las actividades de financiamiento por cooperación técnica y se puso en conocimiento sobre los proyectos de energías renovables.
2. Recuento de Antecedentes.
La Presidencia Pro Témpore hizo un breve recuento de los antecedentes que enmarcan el desarrollo de la presente reunión. En este sentido hizo referencia al Marco General para la interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad establecido en la Decisión 536 y como, a partir de la existencia de situaciones particulares en las interconexiones eléctricas de los Países Miembros, se acordó, a través de la Decisión 720, suspender por dos años, la aplicación de la mencionada Decisión 536, plazo que comenzó a transcurrir desde el 5 de diciembre de 2009.
Por otra parte, se cuenta con acuerdos bilaterales llevados a cabo por los países andinos que han permitido las transacciones internacionales de electricidad. Asimismo, también se cuenta con las recomendaciones del “Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”.
3. Presentación de Propuestas de cada país para implementar la revisión de la Decisión 536.
Los delegados de los Países Miembros analizaron los principios establecidos en la Decisión y presentaron sus puntos de vista sobre los aspectos normativos que deben ser considerados para una revisión del marco general establecido en la Decisión 536.
Luego de las deliberaciones, los delegados de CANREL alcanzaron el siguiente Acuerdo:
Acuerdo de la XII Reunión de CANREL
Se reconoce la existencia de situaciones particulares en las
interconexiones eléctricas de los Países Miembros lo cual, considerando el
marco normativo vigente, hace necesario incorporar ajustes para asegurar
la viabilidad y sostenibilidad de las transacciones internacionales en el
largo plazo en la Subregión.
Por tanto, el CANREL encarga al GTOR, que en un plazo de 2 meses,
elabore una propuesta de los temas a ser incluidos o modificados en la
Decisión 536 que tome en cuenta las particularidades a que se refiere el
párrafo anterior.
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Concluido el tercer punto de la agenda, se dio por terminada la XII Reunión Ordinaria del Comité Andino de Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad de la Comunidad Andina.
La presente Acta se suscribe en Lima, a los 7 días del mes de julio de 2010.
Javier Díaz Director Ejecutivo
Comisión de Regulación de Energía y Gas
República de Colombia
Hugo Arcos MartínezSubsecretario de Gestión de
ProyectosMinisterio de Electricidad y Energía
RenovableRepública del Ecuador
Claudia Otero Directora Ejecutiva
Consejo Nacional de Electricidad República del Ecuador
Daniel Camac GutierrezViceministro de Energía
Ministerio de Energía y MinasRepública del Perú
Víctor Ormeño SalcedoGerente Adjunto de Regulación
TarifariaOSINERGMIN
República de Perú
Carlos Piña Director de Asuntos Internacionales
Ministerio de EnergíaRepública de Chile
País Miembro Asociado
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ANEXO 1
LISTA DE PARTICIPANTES
XII REUNION ORDINARIA DEL COMITÉ ANDINO DE AUTORIDADES Y ORGANISMOS REGULADORES DE ELECTRICIDAD – CANREL
7 de julio 2010
BOLIVIA
VICTOR CACERES CACERESPrimer SecretarioEmbajada de BoliviaTelf. (51 1) 4402095Email: [email protected]
COLOMBIA
JAVIER DIAZ VELASCODirector EjecutivoComisión de Regulación de Energía y Gas – CREGTelf. (57 1) 6032020Fax: (57 1) 6032100Email: [email protected]
MARIA PAULA ECHEVERRIAsesoraComisión de Regulación de Energía y Gas – CREGTelf. (57 1) 6032020Fax: (57 1) 6032100Email: [email protected]
ECUADOR
HUGO ARCOSViceministro de Electrificación y Energía RenovableTelf. : (593 3) 2563105Fax : (593 2) 3976000 ext 1730Email:
CLAUDIA OTERO Directora EjecutivaConsejo Nacional de Electricidad (CONELEC)Telf. (593 2) 2268744Fax: (593 2) 2268737Email: [email protected]
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GEOVANNY PARDODirector de RegulaciónConsejo Nacional de Electricidad – CONELECTelf. (593 2) 2268742Fax: (593 2) 2268737Email: [email protected]
JOSE MEDARDO CADENA MOSQUERAGerente GeneralCELECEPTelf. (593 2) 2521546Fax: (593 2) 2231268Email: [email protected]
RAFAEL BURBANO AsesorSecretaria Nacional de Planificación y Desarrollo - SENPLADESTelf. : (593 2) 3978900 ext. 2611Fax: (593 2) 3978900 ext. 2809Email: [email protected]
PERU
DANIEL CAMAC GUTIERREZViceministro de EnergíaTelf. (51 1) 4751613Fax: (51 1) 2241739Email: [email protected]
ISMAEL ARAGONDirector General de ElectricidadTelf. (51 1) 6188766Fax: (51 1) 6188700 anexo 2271Email: [email protected]
VICTOR MANUEL ORMEÑO SALCEDOGerente Adjunto de Regulación TarifariaOSINERGMINTelf.: (51 1) 2240487Fax: (51 1) 2240491Email: [email protected]
MANUEL URIBE GONZALEZAsesor TécnicoOSINERGMINTelf.: (51 1) 2240487Fax: (51 1) 2240491Email: [email protected]
- 6 -
CHILECARLOS PIÑA RIQUELME Director de Asuntos InternacionalesMinisterio de EnergíaTelf. (562) 365 6800Fax; (562) Email:
IVAN SAAVEDRA DOTEJefe Area EléctricaComisión Nacional de EnergíaTelf. (562) 365 6854Fax; (562) 3656891Email: [email protected]
SECRETARIA GENERAL DE LA COMUNIDAD ANDINA
SANTIAGO CEMBRANODirector GeneralTelf.: (51 1) 411 1410Fax: (51 1) 221 3329Email: [email protected]
ELBA ROOGerente de ProyectoTelf: (51 1) 7106451Fax: (51 1) 221 3329Email: [email protected]
FATIMA TOCHEGerente de ProyectoTelf: (51 1) 411 1400 anexo 1190Fax: (51 1) 221 3329Email: [email protected]
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SG/GTOR/XXII/ACTA6 de julio de 2010
D.2.6
VIGESIMO SEGUNDA REUNIÓN DEL GRUPO DE TRABAJO DE LOS ORGANISMOS REGULADORES DE LA COMUNIDAD ANDINAGTOR6 de julio de 2010Lima - Perú
XXII REUNIÓN DEL GRUPO DE TRABAJO DELOS ORGANISMOS REGULADORES DE LA COMUNIDAD ANDINA
GTOR
CREG - CONELEC – OSINERGMIN - CNE
Lima, 6 de julio de 2010
Asistentes:
CREGJavier Díaz, Hernán Molina, María Paula Echeverri.
CONELEC Claudia Otero, Geovanny Pardo
OSINERGMINVíctor Ormeño, Jaime Mendoza, Manuel Uribe, María del Rosario Castillo
SGCANElba Roo
Luego de verificarse el quórum correspondiente, conforme lo dispuesto en el articulo 8 del Reglamento del GTOR, en la ciudad de Lima, en la sede de la Secretaria General de la Comunidad Andina, el 6 de julio de 2010 se reunieron los representantes de los Organismos Reguladores de Colombia, Ecuador y Perú, para avanzar en el proceso de revisión de la Decisión 536 según lo dispuesto en la Decisión 720. Asisten como Observador por la Comisión Nacional de Energía de Chile, Iván Saavedra; como invitados por CONELEC Medardo Cadena y Rafael Burbano; del Ministerio de Energía y Minas del Perú, Rubén Napa y por la Embajada del Estado Plurinacional de Bolivia en Perú, Víctor Cáceres.
La lista de participantes a esta reunión se encuentra en el Anexo 1.
La agenda aprobada por los representantes es la que se detalla a continuación:
1. Presentación del Estudio de Interconexión Regional por parte de la Comisión Nacional de Energía de Chile.
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2. Presentación de propuestas de los Países Miembros para implementar la revisión de la Decisión 536.
3. Establecimiento de un cronograma de actividades.
4. Varios.
Desarrollo de la Reunión:
1. Presentación del Estudio de Interconexión Regional por parte de la Comisión Nacional de Energía de Chile.
La Comisión Nacional de Energía de Chile realizó la presentación del “Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”, el cual fue encargado por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD); desarrollado por un consorcio de las empresas consultoras: Estudios Energéticos Limitada (Colombia), Consultores Supervisores y Asesores Nacionales S.A.C. (Perú) y KAS Ingeniería S.A. (Chile). El estudio fue elaborado con el apoyo de las autoridades en materias energéticas de Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú, junto con representantes de los organismos CAF, CIER, OLADE y PNUD. (Anexo 2).
2. Presentación de propuestas de los Países Miembros para implementar la revisión de la Decisión 536.
Como punto de partida, los asistentes a la reunión sugirieron abordar el estado de situación de cada uno de los países, tomando en cuenta que en el transcurso del tiempo que no ha habido reuniones de este grupo, se han presentado modificaciones en las legislaciones nacionales. En este sentido, Colombia, Ecuador y Perú presentaron las respectivas modificaciones.
Posteriormente, los delegados hicieron algunas puntualizaciones sobre aquellos aspectos que consideran relevantes para ser abordados en la revisión de la Decisión 536. A saber, se mencionó, entre otros, lo siguiente:
¿Qué implica el pago por transmisión entre Estados Miembros? ¿Cómo se distribuirán los costos de los refuerzos en las redes internas de cada País
Miembro? ¿Cómo se decidirán los refuerzos? ¿Qué implica el pago de potencia entre Estados miembros? ¿Se va a uniformizar el
concepto? ¿Se va a tener precios diferenciados de potencia entre miembros? ¿Se va a utilizar el concepto de potencia firme? ¿Qué es la potencia firme? ¿Qué se hará ante una declaración de racionamiento en más de un Estado
Miembro? ¿El costo de racionamiento será diferenciado? ¿Cómo se determinará? ¿Qué se hace con las rentas de congestión? ¿Qué se entiende por congestión? ¿Cuál es el protocolo para acreditar un agente? ¿Se va a establecer la comercialización como actividad independiente o estará
integrada en ciertos casos y tendrá derechos monopólicos? ¿Es posible introducir “medidas de emergencia”? ¿Estas medidas cómo afectan las
transacciones internacionales?
Asimismo, se planteó que se conformará un Grupo de Trabajo integrado por delegados de cada uno de los Países Miembros para revisar los aspectos conceptuales involucrados en la Decisión, el cual debería cumplir su encargo dentro de los plazos establecidos en la
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Decisión 720. Para ello, es primordial definir con anterioridad los principios, la orientación y los alcances sobre los cuales trabajaría el mencionado Grupo.
A continuación se revisaron los principios contenidos en la Decisión 536 y se identificaron los siguientes puntos como materia de futuros análisis:
REGLAS A SER REVISADAS – Decisión 536
Capítulo I – Reglas Fundamentales Artículo 1.- Revisión de principios:
o 1. Discriminación de precios;o 6. Condiciones competitivas – costos económicos eficientes; o 7. Contratos entre agentes;o 9. Participación de la inversión privada en el desarrollo de infraestructura;o 10. Rentas de congestión – si hay contratos, cuál es el tratamiento de la renta; o 11. Subsidio a las exportaciones e importaciones.
Capítulo II – Agentes participantes en las transacciones internacionales Artículos 2, 3 y 4
Capítulo III – Tratamiento de restricciones e inflexibilidades Artículo 5.- Restricciones e inflexibilidades operativas.
Capítulo IV – Cargos adicionales en las transacciones Artículo 6.- Tratamiento de los cargos que se aplican a la generación y demandas
locales.
Capítulo VI – Remuneración de potencia en las transacciones internacionales Artículo 11.- Cálculo del cargo de capacidad.
Capítulo VII – Transacciones internacionales de electricidad de corto plazo Artículo 12.- Despacho económico considerando oferta y demandas locales. Artículo 13.- Tratamiento de excedentes. Artículo 17.- Asignación y cargo por capacidad.
Capítulo X – Disposiciones Finales Artículo 21.- Solución de controversias.
Temas Adicionales Tratamiento a las interconexiones eléctricas con Países que no son Miembros plenos de
la Comunidad Andina.
3. Establecimiento de un cronograma de actividades.
Los delegados acordaron establecer el cronograma de actividades para futuras reuniones (Anexo 3).
4. Varios
La Secretaría General notificó sobre la adopción de la Agenda Estratégica de la Comunidad Andina 2010, por parte del Consejo Andino de Ministros de Relaciones Exteriores en forma ampliada con la Comisión de la Comunidad Andina, en febrero de 2010, donde se establece
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que el tema de Integración Energética es uno de los 12 puntos definidos como estratégicos por esta instancia andina. En este sentido puso en conocimiento que el tema energético será materia de seguimiento por parte de los Cancilleres de los Países Miembros.
El Grupo de Trabajo de Reguladores acordó utilizar el Espacio Virtual E-CAN como herramienta para intercambio de información y documentos. La Secretaría General procederá a activar e incorporar los documentos base.
Los delegados consideraron oportuno notificar sobre el listado de autoridades nacionales acreditadas ante el GTOR para ser incorporados en los mecanismos de comunicación (E-CAN y correo electrónico).
Asimismo, los delegados acordaron que, en un plazo de 15 días, incorporarán al Espacio Virtual E-CAN los documentos relacionados con los cambios normativos en los Países Miembros, en materia de energía eléctrica, desde la adopción de la Decisión 536.
Concluido el cuarto punto de la agenda, se dio por terminada la XXII Reunión Ordinaria del Grupo de Trabajo de Organismos Reguladores de la CAN.
Suscriben la presenta Acta, los miembros de los Organismos Reguladores en unidad de acto, en Lima a 6 días del mes de julio de 2010.
Javier DíazDirector Ejecutivo
Comisión de Regulación de Energía y Gas
República de Colombia
Claudia OteroDirectora Ejecutiva
Consejo Nacional de Electricidad
República del Ecuador
Jaime MendozaGerente de División de
Generación y Transmisión Eléctrica
OSINERGMINRepública del Perú
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ANEXO 1
LISTA DE PARTICIPANTES
XXII REUNION ORDINARIA DEL GRUPO DE TRABAJO DE LOS ORGANISMOS REGULADORES - GTOR
6 de julio 2010
BOLIVIA
VICTOR CACERES CACERESPrimer SecretarioEmbajada del Estado Plurinacional de Bolivia en PerúTelf: (51 1) 4402095Fax: Email: [email protected]
COLOMBIA
JAVIER AUGUSTO DIAZ VELASCODirector Ejecutivo Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREGTelf. (57 1) 6032020Fax: (57 1) 6032100Email: [email protected]
HERNAN MOLINA VALENCIAComisionadoComisión de Regulación de Energía y Gas – CREGTelf. (57 1) 6032020Fax: (57 1) 6032100Email: [email protected]
MARIA PAULA ECHEVERRIAsesora ExternaComisión de Regulación de Energía y Gas – CREGTelf. (57 1) 6032020Fax: (57 1) 6032100Email: [email protected]
ECUADOR
CLAUDIA OTERO Directora EjecutivaConsejo Nacional de Electricidad (CONELEC)Telf. (593 2) 2268744Fax: (593 2) 2268737Email: [email protected]
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GEOVANNY PARDODirector de RegulaciónConsejo Nacional de Electricidad – CONELECTelf. (593 2) 2268742Fax: (593 2) 2268737Email: [email protected]
JOSE MEDARDO CADENA MOSQUERAGerente GeneralCELECEPTelf. (593 2) 2521546Fax: (593 2) 2231268Email: [email protected]
RAFAEL BURBANO AsesorSecretaria Nacional de Planificación y Desarrollo - SENPLADESTelf. : (593 2) 3978900 ext. 2611Fax: (593 2) 3978900 ext. 2809Email: [email protected]
PERU
VICTOR MANUEL ORMEÑO SALCEDOGerente Adjunto de Regulación TarifariaOSINERGMINTelf.: (51 1) 2240487Fax: (51 1) 2240491Email: [email protected]
JAIME MENDOZA GACONGerente de la División de Generación y Transmisión EléctricaOSINERGMINTelf.: (51 1) 2240487Fax: (51 1) 2240491Email: [email protected]
MANUEL URIBE GONZALEZAsesor TécnicoOSINERGMINTelf.: (51 1) 2240487Fax: (51 1) 2240491Email: [email protected]
MARIA DEL ROSARIO CASTILLO SILVAJefe de Asesoría Legal, Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaOSINERGMINTelf. (51 1) 2240487 – 2193400 anexo 2009Fax: (51 1) 2240491Email: [email protected]
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CESAR RUBEN NAPA TASAYCOAsesor Técnico de Transmisión, Dirección General de ElectricidadMinisterio de Energía y MinasTelf. (51 1) 6188700Fax:Email: [email protected]
CHILE
IVAN EMILIANO SAAVEDRA DOTEJefe Area EléctricaComisión Nacional de Energía – CNETelf. (56 2) 3656854Fax: (56 2) 3656891Email: [email protected]
SECRETARIA GENERAL DE LA COMUNIDAD ANDINA
SANTIAGO CEMBRANODirector GeneralTelf.: (51 1) 411 1410Fax: (51 1) 221 3329Email: [email protected]
ELBA ROOGerente de ProyectoTelf: (51 1) 7106451Fax: (51 1) 221 3329Email: [email protected]
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ANEXO 2
Presentación de la Comisión Nacional de Energía de Chile del “Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile,
Colombia, Ecuador y Perú”
MINISTERIO DE ENERGMINISTERIO DE ENERGMINISTERIO DE ENERGÍÍÍAAACOMISICOMISICOMISIÓÓÓN NACIONAL DE ENERGN NACIONAL DE ENERGN NACIONAL DE ENERGÍÍÍAAA
J ulio 2010“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de
Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
• Encargado por:– El Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo,
PNUD.
• Desarrollado por las empresas consultoras:– Estudios Energéticos Limitada, Colombia.– Consultores Supervisores y Asesores Nacionales S.A.C.,
Perú.– KAS Ingeniería S.A., Chile.
• Participantes:– Este estudio fue elaborado con el apoyo de las autoridades
en materias energéticas de Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú, junto con representantes de los organismos CAF, CIER, OLADE y PNUD.
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
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“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
•Definición de Hipótesis: Antecedentes
La información y bases de datos de los sistemas eléctricos estudiados se obtuvieron de documentos oficiales:
•Bolivia: Plan de Expansión del Sistema Interconectado Boliviano, Periodo 2009-2018. ComitéNacional de Despacho de Carga, Noviembre, 2008.
•Chile: Fijación de Precios de Nudo Abril 2009 Sistema Interconectado Central (SIC), Informe Técnico Definitivo y Fijación de Precios de Nudo Abril 2009 Sistema Interconectado del NorteGrande (SING), Informe Técnico Definitivo. Ambos de Comisión Nacional de Energía, Abril, 2009.
•Colombia: Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2009-2023. Unidad de Planeación Minero Energética, Ministerio de Minas y Energía, Marzo de 2009.
•Ecuador: Plan Maestro de Electrificación, Periodo 2009 – 2020. Consejo Nacional de Electricidad, Marzo 2009.
•Perú: Elaboración del Plan Referencial de Electricidad 2008-2017. Ministerio de Energía y Minas, Abril 2009.
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
•Definición de Hipótesis: Demanda de Energía
Año Bolivia Chile - SIC Chile - SING Colombia Ecuador Perú Total
2010 5,883 42,102 14,320 55,913 18,278 29,956 166,452
2011 6,356 44,345 15,034 57,849 21,355 31,637 176,577
2012 6,717 46,735 15,784 59,885 22,417 34,095 185,633
2013 7,131 49,488 16,573 62,160 23,716 37,665 196,732
2014 7,571 52,406 17,401 64,547 25,059 43,477 210,462
2015 8,041 55,448 18,302 66,906 26,504 47,661 222,862
2016 8,543 58,617 19,249 69,321 28,332 49,478 233,540
2017 9,078 61,909 20,246 71,821 30,146 51,427 244,627
2018 9,649 65,276 21,294 74,476 31,712 53,811 256,217
2019 10,253 68,757 22,396 77,245 33,181 56,320 268,153
2020 10,895 72,397 23,556 79,734 34,604 58,963 280,149
2021 11,578 76,230 24,778 81,818 36,294 61,748 292,446
2022 12,303 80,268 26,067 84,443 38,096 64,684 305,860
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0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
GWh
Proyección Demanda Energía
Colombia
Chile
Perú
Ecuador
Bolivia
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
GWh
Proyección Demanda Agregada
Bolivia
Ecuador
Perú
Chile
Colombia
Crecimientos promedios proyectados (2010-2022):
Bolivia: 6.3 % Chile: 5.4 % Colombia: 3.5 % Ecuador: 5.5 % Perú: 6.7 %
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
•Definición de Hipótesis: Demanda de Energía
•Definición de Hipótesis: Oferta de Generación
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Tipo Bolivia SIC-Chile SING-Chile Colombia Ecuador Perú
Hidro 127 3,778 - 3,820 3,724 5,796
Térmico 1,130 1,996 1,860 1,159 1,044 3,176
ERNC 97 978 260 - - -
Total 1,354 6,752 2,120 4,979 4,768 8,972
•Los planes de expansión en generación utilizados contienen la información oficial entregada por los distintos países en el marco del Estudio. Dichos planes no fueron alterados en los escenarios considerados, salvo extensiones en aquellos planes que no alcanzan a representar el año 2022.
•En los distintos escenarios considerados se utilizó el modelo de análisis técnico eléctrico DigSilent, el que permite evaluar el comportamiento transitorio y permanente de los enlaces de interconexión bajo diferentes contingencias.
•En la siguiente tabla se realiza una comparación general respecto de la capacidad instalada de cada país contenida en sus respectivos planes de obras.
Capacidad de Generación Plan de Expansión [MW], período 2009-2022
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•Definición de Hipótesis: Oferta de Generación
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MW
Capacidad Instalada Bolivia 2009 - 2022
Hidro Existente Térmico Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo Otros Nuevo
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MW
Capacidad Instalada Colombia 2009 - 2022
Hidro Existente Térmico Existente Otros Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo Otros Nuevo
0
5000
10000
15000
20000
25000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MW
Capacidad Instalada Chile 2009 - 2022
Hidro Existente Térmico Existente Otros Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo Otros Nuevo
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MW
Capacidad Instalada Perú 2009 - 2022
Hidro Existente Térmico Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MW
Capacidad Instalada Ecuador 2009 - 2022
Hidro Existente Térmico Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
•Definición de Hipótesis: Oferta de Generación
- 18 -
Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Colombia.
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Chinú500kV
Sabanalarga230kV
Cerromatoso500kV
San Carlos 500kV
San Carlos 230kV
Ancón ISA230kV
Comuneros 230kVGuatiguará
230kV
Ocaña230kV
Bucaramanga230kV
San Felipe230kV
Purnio230kV
Sabanalarga500kV
Bolivar500kV
Bolivar230kV
Barranca230kV
Primavera230kV
Primavera500kV
La Sierra230kV
La Miel230kV
Esmeralda230kV
La Virginia230kV
San Marcos230kV
Yumbo230kV
Juanchito230kV
Pance230kV
Paez230kV
San Bernardo230kV
Jamondino230kV
Mocoa230kV
Altamira230kV
Betania230kV
Mirolingo230kV
La Mesa230kV
Noroeste230kV
Paraíso230kV
Tunal230kV
Guavio230kV
Chivor230kV
Torcais230kVBacata
500kV
Bacata230kV
Sochagota230kV
Occidente230kV
Miraflores230kV
Guatape230kV
Ocaña500kV
Alto Anchicaya230kV
Ancón EPM230kV
Nueva Esperanza230kV
Porce III500kV
Sogamoso500kV
San Marcos500kV
La Virginia500kV
Sogamoso230kVPorce IV
500kV
Quimbo230kV
Sub2202 230kV
Nueva Esperanza500kV
Pescadero500kV
Occidente 500kV
A Ecuador
A Ecuador
Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Ecuador.
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Pomasqui230kV
Pomasqui138kV
Vicentina138kV
Santa Rosa138kV
Santa Rosa230kV
Tortoras230kV
Milagro230kV
Quevedo230kV
Trinitaria230kV
Trinitaria138kV
Salitral138kV
Pascuales138kV
Totoras138kV
Dos Cerritos230kV
Milagro138kV
Machala230kV
Machala138kV
Paute (Molino)230kV
Riobamba230kV
Santo Domingo230kV
Tulcan138kV
Ibarra138kV
Pascuales230kV
Idelfonso138kV
Esclusas230kV
Salitral69kV
Idelfonso230kV
Yahuachi230kV
El Inga (Pifo)230kV
Nueva Loja138kV
Nueva Loja230kV
Yahuachi500kV
El Inga (Pifo)500kV
Salitral 230kV
Sinclair230kV
Sinclair500kV
Prosperina230kV
Sopladora500kV
Toachi-Pilaton230kV
Pomasqui500kV
A Colombia
A Perú
- 19 -
Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Perú.
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Trujillo Norte220kV
Paramonga Nueva220kV
Tingo María220kV
Guadalupe220kV
Chiclayo Oeste220kV
Piura Oeste220kV
Talara220kV
Zorritos220kV
Chimbote 1220kV
Paragsha 2220kV
Zapallal220kV
Chavarria220kV
Ventanilla220kV
Santa Rosa220kV San Juan
220kV
Carhuaquero220kV
Cajamarca220kV Cerro Corona
220kV
Huacho220kV
Huallanca Nueva220kV
Vizcarra220kV
Carhuamayo220kV
Chilca 1220kV
Chilca220kV
Marcona220kV
Callahuanca220kV
Pachachaca220kV
Oroya Nueva220kV
Pomacocha220kV
Independencia220kV
Mantaro220kV
Cotaruse220kV Socabaya
220kV
Moquegua220kV
Chimbote 1138kV
Huallanca138kV
Puno138kV
Socabaya138kV
Callali138kV
Azangaro138kV
Tintaya138kV
Ayaviri138kV
Machu Picchu138kV
Paragsha138kV
Carmahuayo138kV
Machu Picchu220kV
Conococha220kV
Chilca500kV
Mantaro500kV
Montalvo500kV
Tintaya220kV
Onocora138kV
Onocora220kV
Trujillo500kV
Marcona500kV
Puno200kV
Azangaro200kV
Zarumilla220kV
Chiclayo500kV
A Ecuador
A Chile
Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Bolivia
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Sucre230kV
Catavi115kV
Vinto230kV
Santivañez230kV
Valle Hermoso
230kV
Corani115kV Santa Isabel
115kV
SanJosé115kV
Punutuma230kV
Vinto115kV
Valle Hermoso
115kV
Carrasco230kVSanJosé
230kV
Chimore230kV
Arocagua115kV
Coboce115kV
Sacaca115kV
Ocuri115kV
Potosi115kV
Arboleda230kV
Urubo230kV
Guarachi230kV
Guarachi69kV
Sucre69kV
Punutuma69kV
Urubo69kV
Camargo230kV
Tarija230kV
Tarija69kV
Vinto69kV
Potosi69kV
Aranjuez69kV
Santa Isabel105kV
Corani105kV
Punutuma115kV
Atocha115kV
Atocha69kV
Trinidad115kV
Sucre115kV
Mazocruz230kV
Mazocruz115kV
Chilcobija115kV
Kenko115kV
Catavi230kV
Ocuri 230kV
Chilcobija230kV
Potosi230kV
Kenko230kV
A Chile SING
- 20 -
Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Chile-SING
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Parinacota220kV
Condores220kV
Tarapacá220kV Lagunas
220kV
El Abra220kV
Radomiro Tomic220kV
Tocopilla220kV
Nueva Tocopilla220kV
Chuquicamata220kV
Crucero220kV
Encuentro220kV
Collahuasi220kV
Atacama220kV
O’Higgins220kV
Domeyko220kV
Esmeralda220kV
Escondida220kV
Nueva Zaldivar220kV
Zaldivar220kV
Sulfuros220kV
Andes220kV
Laberinto220kV
Chacaya220kV
Mantos Blancos220kV
Mejillones220kV
Pozo Almonte220kV
Crucero500kV
A Perú
A Bolivia
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Esquema General de Análisis Técnico-EconómicoPuntos de Intercambio
Análisis Preliminar de Interconexiones (Análisis Uninodal)
Diseño de Interconexiones
Análisis Interconexiones Factibles Horizonte de Estudio (Análisis Multinodal)
Escenarios de Interconexión:•Base•Interconexión Sin Limitaciones
Escenarios de Interconexión:•Base•Co-Pe | Pe-Ec•Co-Pe | Pe-Ec | Pe-Ch•Co-Pe | Pe-Ec | Pe-Ch | Bo-Ch
Análisis Oferta
Margen Operacional Generación
Análisis Demanda
Análisis Social
Análisis Ambiental
Análisis Técnico Eléctrico
Retiros de Energía a Costo Marginal
Costos de Operación y Falla de Sistemas Eléctricos
Toneladas de CO2 Emitidas Cumplimiento de
Parámetros Generales
Análisis de Contingencias
Efecto Económico Privado – Venta de Energía
Efecto Económico Lado Demanda –Compra de Energía
Costos de Inversión y COyMde Enlaces Internacionales y Ampliaciones Locales
Efecto Económico Social –Inversión y Operación de los Sistemas Eléctricos
Efecto Seguridad Sistema Eléctrico
Valor Ton CO2
DesplazadoEfecto Económico Ambiental -Reducción de CO2
Efecto Económico Total
- 21 -
• El Estudio utiliza una metodología que parte de plantear un sistema interconectado sin restricciones de capacidad, aprovechando al máximo las complementariedades entre los distintos países. Posteriormente, y teniendo en cuenta el horizonte en estudio y los tiempos de ejecución de las inversiones, se ajustó la capacidad y secuencia de entrada de las interconexiones. Estas capacidades permiten los intercambios de energía teniendo en cuenta las diferencias de precios en cada sistema.
• Los escenarios que se utilizan parten de un caso base que es la situación actual en donde exclusivamente hay intercambios de energía entre Colombia y Ecuador. Se construyen tres escenarios más que van interconectando más países en el tiempo. El cuadro siguiente resume las interconexiones que se simulan, su entrada en operación y cómo se construyen los escenarios:
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Caso base
Esc 1
Esc 2
Esc 3
Col Ecu actual
Col Ecu actual Col Ecu 1
Col Ecu actual Col Ecu 1
Ecu Perú 2
Col Ecu actual Col Ecu 1
Ecu Perú 2 Perú Chile 3
Ecu Perú 2 Perú Chile 3 Bol Chile 4
Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión
Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión
Interconexión Línea Distancia [km]
Capacidad Inversión[miles de US$]
[MW] [MW]
Colombia-Ecuador San Marcos-Pomasqui 551 1,500 210,942
Colombia-Ecuador Jamondino-Pomasqui 213 125 Existente
Ecuador-Perú Trujillo-Yaguachi 638 1,000 174,427
Perú- Chile Montalvo-Crucero 645 1,500 401,646
Bolivia-Chile Chilcobija-Chuquicamata 489 340 163,735
Jamondino
Pomasqui
San Marcos
Pifo
Yaguachi
Trujillo
Montalvo
Montalvo (CC)
Crucero (CC)
CruceroCrucero
Chuquicamata
Chilcobija
BOLIVIA
CHILE
COLOMBIA
ECUADOR
PERÚ
1500 MW HVDC
340 MW
1000 MW
500 MW
1500 MW
Jamondino1500 MW
Tarija
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Criterios adoptados para la selección del trazado de las líneas:•Selección de poligonales con la menor longitud posible y el menor número de vértices, tratando de lograr alineamientos de gran longitud.•Evitar zonas que presenten riesgos de geodinámica externa, que afecten la seguridad de las líneas.•Evitar zonas arqueológicas y parques nacionales.•Aproximación a vías y caminos existentes, que faciliten el transporte y montaje y la operación y mantenimiento de la línea.•Evitar en lo posible el paralelismo con líneas de comunicaciones y cruces con líneas de energía eléctrica.•Evitar en lo posible pasar cerca a poblaciones.
- 22 -
Niveles de Transferencias de Energía [GWh], Período 2014-2022
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Escenario
Desde Hacia Base 1 2 3
Colombia Ecuador 14,567 23,435 29,458 29,564
Ecuador Colombia 10,505 15,031 11,211 11,314
Perú Ecuador 13,882 4,138 4,237
Ecuador Perú 12,896 23,321 22,677
Perú Chile SING 81,663 80,925
Chile SING Perú - -
Chile SING Bolivia -
Bolivia Chile SING 15,503
Costos Marginales - Escenario Base
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
US
$/M
Wh
Chile Ecuador Colombia Perú Bolivia
Costos Marginales - Escenario 1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022U
S$/
MW
hChile Colombia Ecuador Perú Bolivia
Escenario 1En este escenario, con la ampliación de interconexión entre Colombia y Ecuador (2014), y una interconexión entre Perú y Ecuador (2015), los costos marginales en estos tres países tienden a ser similares en el largo plazo, del orden de 30 a 31 US$/MWh. Sin embargo, el efecto neto es un alza respecto del Escenario Base en Colombia y Perú, debido a las exportaciones hacia Ecuador.
Niveles de Transferencias de Energía [GWh], Período 2014-2022
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Costos Marginales - Escenario 2
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
US
$/M
Wh
Chile Perú Ecuador Colombia Bolivia
Costos Marginales - Escenario 3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
US$
/MW
h
Chile Perú Ecuador Colombia Bolivia
Escenario 2En este escenario se agrega la interconexión entre Perú y Chile, lo que provoca un alza importante en los costos marginales en los primeros años en Colombia, Ecuador y Perú, respecto de los escenarios anteriores, producto de las exportaciones hacia Chile. Hacia el final de horizonte los costos marginales en estos países tienden a disminuir, acercándose a valores cercanos a los 30 US$/MWh, debido a que existe una mayor relación entre capacidad instalada y demanda, incluida la que proviene de las interconexiones. Por el contrario, los costos marginales en el SING-Chile disminuyen de manera considerable, a valores cercanos a 60 US$/MWh, en casi todo el resto del horizonte, con una pequeña alza al final, que indicaría que los enlaces están a su máxima capacidad y no es posible inyectar más energía de bajo costo a este sistema.
Escenario 3En este escenario se agrega la interconexión entre el sistema eléctrico Boliviano y el SING-Chile. A partir de la entrada en operación de este enlace, los costos marginales en Bolivia tienden a acoplarse con los de Colombia, Ecuador y Perú en el largo plazo, en torno a los 34 US$/MWh. mientras que en los últimos tres países, los costos marginales se mantienen en el mismo orden que en el Escenario 2. Esto indicaría una importante transferencia de energía desde Bolivia hacia el SING-Chile en este período.En el SING-Chile los costos marginales tienden a valores levemente inferiores a 60 US$/MWh, en casi todo el resto del horizonte, en donde el alza al final del mismo sería inferior al Escenario 2, producto de las importaciones de energía desde Bolivia.
Costos Marginales promedio anual, Escenario 2 y Escenario 3.
- 23 -
Niveles de Transferencias de Energía [GWh], Período 2014-2022
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Sensibilidad GNEsta es una sensibilidad a los escenarios de interconexión propuestos, en donde se utilizan los costos de oportunidad para los precios de gas natural en los diferentes países, tanto desde el punto de vista de la exportación como importación de este insumo.En la siguiente gráfica, se observa el Escenario 3 con dicha sensibilidad de precios. En estas condiciones, se produce un alza en los costos marginales de todos los países, en particular en Bolivia, respecto del Escenario 3 original. Se produce un relativo acoplamiento en los costos marginales asociados a Colombia, Ecuador y Perú hacia el largo plazo entre 40 y 45 US$/MWh, mientras que los precios en Bolivia y en el SING-Chile tienden a acoplarse en torno a los 65 US$/MWh.
Costos Marginales - Escenario 4
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
US$/
MW
h
Chile Bolivia Perú Ecuador Colombia
Costos Marginales promedio anual, Escenario 3 con Sensibilidad Gas Natural.
BENEFICIO TOTAL DE INTEGRACIÓN ELÉCTRICADIFERENCIA SOBRE CASO BASE – US$ millones*
Margen operacional vendores
Beneficios para los compradores
Rentas de congestión
Beneficios ambientales
Inversiones y mto en expansión de sistemas
Valor residual de energía
2.919
(1.408)
888
1.073
(459)
387
TOTAL 3.400
ESCENARIOS BASE 1 2 3
2.537
(1.296)
784
884
(405)
328
2.832
(185)
500
(140)
61
(240)
170
(166)
0
0
0
0
0
0
0
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Resumen de Principales Conclusiones
- 24 -
• En términos generales hay beneficios sobre todo cuando se contemplan los escenarios de mayor integración.
• Teniendo en cuenta que uno de los grandes supuestos del Estudio es que los planes de expansión permanecen como están actualmente, se pueden presentar beneficios asimétricos entre los países. Esto ocurre ya que al no suponer que mayor generación se instala para servir el mercado de exportaciones entonces los sistemas estresan sus capacidades actuales. Con este supuesto los países importadores como Chile ganan por tener menores precios de energía y menores costos en sus sistemas de generación así como menores emisiones. Países exportadores como Colombia o Perú, tienen un balance negativo ya que los precios de energía en sus sociedades aumentan más que los ingresos por ventas e igualmente se aumentan los costos de combustibles de los sistemas. Esto se resuelve a mediano plazo a través de contar con generación que se atraiga por la oportunidad de exportación y en el corto plazo con un esquema de distribución de rentas de congestión. En los cuadros agregados no es evidente la asimetría pero a nivel de detalle sí, y tal vez sea un tema de discusión.
• Los principales obstáculos regulatorios que se enuncian en el Estudio parten de la falta de una institucionalidad supranacional que pueda reglamentar la manera como funcionan las interconexiones. Se sugiere realizar un acuerdo político entre los cinco países y conformar un grupo regulatorio, otro de planeación y otro de coordinación de los mercados.
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Resumen de Principales Conclusiones
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
• El esquema comercial sugerido por el Estudio es de contar con contratos entre agentes de los países. Estos contratos pueden ser físicos o financieros y pueden tener o no firmeza. Es más eficiente utilizar los contratos financieros y adjudicar las capacidades de las interconexiones a través de subastas. Esto requiere de un mecanismo acordado entre todos los países con el fin de que la regla de asignar las líneas sea objetiva entre todos.
• Llegar a un esquema de contratos que otorguen derechos sobre las líneas es complejo. Y debe implementarse de manera gradual. Mientras esto ocurre es importante plasmar el rumbo hacia este fin pero iniciar con transacciones de oportunidad. Es decir algo similar a lo que tienen hoy Colombia y Ecuador. Estas transacciones iniciales contarán con rentas de congestión y dichas rentas, las cuales se merman a medida que hay más ampliaciones pueden ser utilizadas para amortiguar los costos adicionales que se presentan en algunos países y que se mencionan en el punto 5.
• El análisis realizado tiene en cuenta los beneficios y costos por el lado de: – La oferta: es decir las mayores ganancias de los vendedores de energía y las menores de aquellos que se
desplazan por contar con oferta más económica. – La demanda: beneficios por menores precios en aquellos países importadores y los costos de mayores
precios por los países exportadores.– Ambientales: menores emisiones en países que desplazan oferta térmica y mayores emisiones en países
que deben utilizar más su parque térmico para exportar energía. – Costos de la expansión: Estos son los costos de las inversiones para la expansión del sistema de
transmisión menos los ahorros, más el valor residual de las interconexiones.
Resumen de Principales Conclusiones
- 25 -
FIN DE LA PRESENTACIÓNGracias por su atención
MINISTERIO DE ENERGMINISTERIO DE ENERGMINISTERIO DE ENERGÍÍÍAAACOMISICOMISICOMISIÓÓÓN NACIONAL DE ENERGN NACIONAL DE ENERGN NACIONAL DE ENERGÍÍÍAAA
- 26 -
ANEXO 3
CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES FUTURAS
Semanas
Actividad 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Análisis de los principios de la D 536
Establecimiento de marco de la revisión de la D 536
Reunión del GTOR y CANREL
Conformación del Grupo de Trabajo Reunión inicial del Grupo y establecimiento de plan de trabajo
Desarrollo conceptual
Reunión Grupo de Trabajo
Reunión GTOR, revisión informe parcial
Ajustes al desarrollo conceptual
Reunión GTOR, revisión informe informe final
A ser revisado en la próxima reunión del GTOR
- 27 -
SG/GOPLAN/X/ACTA6 de julio de 2010
D.2.6
X REUNIÓN DEL GRUPO TÉCNICO DE ORGANISMOS PLANIFICADORES DE LOS SECTORES ELECTRICOS DE LOS PAÍSES MIEMBROS DE LA COMUNIDAD ANDINA – GOPLAN6 de julio de 2010Lima. Perú
ACTA
DE LA X REUNIÓN DEL GRUPO TÉCNICO DE ORGANISMOS PLANIFICADORES DE LOS SECTORES
ELECTRICOS DE LOS PAÍSES MIEMBROS DE LA COMUNIDAD ANDINA – GOPLAN
- 28 -
ACTA
DE LA X REUNIÓN DEL GRUPO TÉCNICO DE ORGANISMOS PLANIFICADORES DE LOS SECTORES ELECTRICOS DE LOS PAÍSES MIEMBROS DE LA
COMUNIDAD ANDINA – GOPLAN
El día 6 de julio de 2010, a las 9:30 a.m. se reunieron en la sede de la Secretaría General los representantes de Colombia y Ecuador, vía fonoconferencia, y Perú de manera presencial, para continuar con el desarrollo de los objetivos del Grupo Técnico de Organismos Planificadores de los Sectores Eléctricos de los Países Miembros de la Comunidad Andina (GOPLAN). La lista de participantes se encuentra en la presente Acta como Anexo 1.
Asimismo, se contó con la participación de Chile en su calidad de País Miembro Asociado, con la presencia de delegados del Ministerio de Energía de Chile y se tomó nota de las excusas presentadas por la delegación de Bolivia y de OLADE por no poder participar en la reunión.
I. Agenda de la X Reunión del GOPLAN fue la siguiente:
La X Reunión del GOPLAN fue convocada con la siguiente agenda:
1. Presentación de miembros asistentes 2. Revisión de tareas pendientes de la Reunión IX 3. Evaluación de los resultados del estudio de interconexión regional entre Bolivia,
Colombia, Chile, Ecuador y Perú 4. Definición de actividades para financiamiento por cooperación técnica 5. Definición de acuerdos para la realización de talleres para homologación de información,
de modelos y coordinación de estudios6. Presentación de escenarios prospectivos con invitación a OLADE7. Informe Ejecutivo de actividades efectuadas por GOPLAN a ser presentado a CANREL.8. Varios
II. Desarrollo de la reunión:
Luego de revisar la agenda prevista en la convocatoria ésta fue aprobada modificando el orden del punto 3, el cual fue tocado seguidamente de la presentación de los asistentes.
1. Evaluación de los resultados del estudio de interconexión regional entre Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador y Perú
La delegación de Chile procedió a realizar una presentación sobre el “Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú” y sus conclusiones.
La mencionada presentación se adjunta como Anexo 2 a la presente acta.
Sobre este punto el GOPLAN acordó hacer una revisión continua del estudio para establecer posteriores fases para su actualización o implementación de sus conclusiones. En ese sentido, se solicitó incluir en la agenda de la próxima reunión del GOPLAN este punto para que las delegaciones presenten propuestas respecto su tratamiento a futuro o la viabilidad de programar algunas reuniones exclusivas para ver este tema.
- 29 -
2. Revisión de tareas pendientes de la Reunión IX
a) Análisis respecto a la conveniencia de uniformizar las herramientas informáticas de planificación.
Las delegaciones presentes informaron cuáles son las herramientas informáticas utilizadas por cada una de ellas para labores de planificación:
Colombia: SUPER OLADE, SDDP y NEPLANEcuador SUPER OLADE, OPTGEN, SDDP y NEPLANPerú: SUPER OLADE, NEPLAN, DigSilent, PERSEO
La delegación de Perú señaló que para los análisis a nivel regional deberíamos arribar a un solo paquete informático para poder hacer los análisis estandarizados
Mientras que la delegación de Colombia manifestó que migrar de una programa a otro es complicado para UPME porque son procedimientos sometidos a acciones de control interno. Además propuso que es más sencillo que se actualicen constantemente las bases de datos utilizadas en cada País Miembro, y así no habría necesidad de hacer migración o actualizaciones
La delegación de Chile señaló que en ese momento no podía informar sobre la herramienta informática utilizada en su país, pero que remitiría la información a la brevedad.
b) Incorporación de las señales de operación en el proceso de planificación.
Sobre este punto se acordó que en el marco de las reuniones del GOPLAN los Países Miembros presentarán periódicamente la expansión desarrollada en el sector eléctrico en cada uno de ellos, no sólo en cuanto a demanda sino también la evolución de la generación de la transmisión en redes.
c) Discusión de metodologías para el intercambio de experiencias en prospectiva eléctrica. En este punto se acordó que en la próxima reunión del GOPLAN cada País Miembro realice una presentación sobre cómo se establecen las proyecciones de demanda en cada uno de ellos, desde la demanda hasta el establecimiento de la expansión.
3. Definición de actividades para financiamiento por cooperación
Se acordó que la cooperación debería enfocarse en la continuación del estudio “Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”. Una vez se defina algo más preciso sobre la siguiente fase del estudio se puede establecer este tema.
En ese sentido, las delegaciones se comprometieron a remitir a la Secretaría General la información necesaria para actualizar el estudio, con el fin de acopiarla en el e-can. La información general podrá ser remitida de inmediato, mientras que respecto a las bases de datos se dará un plazo de 15 días para establecer el formato en que deberá ser mandada dicha información (txt o Excel).
- 30 -
4. Informe Ejecutivo de actividades efectuadas por GOPLAN a ser presentado a CANREL
Se acordó que se informaría al CANREL sobre las conclusiones del estudio “Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
5. Varios
La Secretaría General informó al GOPLAN de la nueva Agenda Estratégica de la Comunidad Andina, señalando que establece un marco más amplio para el desarrollo de actividades en el sector energético. Por tanto, se solicitó propuestas sobre nuevos temas a tratar en el GOPLAN en ese nuevo marco.
Asimismo, se hizo entrega a los delegados del GOPLAN de dos propuestas de proyectos de cooperación sobre energías renovables para obtener sus comentarios y propuestas en una próxima reunión del GOPLAN
6. Fecha, lugar y temario para la próxima reunión del GOPLAN
Se estableció como fecha tentativa de la próxima reunión la última semana de agosto de 2010.
a. Aprobación del Acta
Siendo las 13h00 de 6 de julio de 2010 y luego de la respectiva lectura del Acta de la X Reunión del GOPLAN, se dio por concluida la misma.
Javier MartínezCoordinador de TransmisiónUnidad de Planeación Minero Energética de Colombia (UPME)COLOMBIA
Paul VasquezDirector de PlanificaciónConsejo Nacional de Electricidad – CONELECECUADOR
ALFREDO SAUSA CORNEJODirector de Promoción y EstudiosMinisterio de Energía y MinasPERU
- 31 -
ANEXO 1
LISTA DE PARTICIPANTES
X REUNION DEL GRUPO TECNICO DE ORGANISMOS PLANIFICADORES DE LOS SECTORES ELECTRICOS DE LOS PAISES MIEMBROS DE LA COMUNIDAD ANDINA -
GOPLAN
6 de julio 2010
ECUADOR
PAUL VASQUEZConsejo Nacional de Electricidad – CONELECTelf.: (593 2) 2268746Fax: (593 2) 2268737Email: pvasquez@cibekec,gov.ec
COLOMBIA
JAVIER MARTINEZ GILCoordinador Grupo de Planeamiento de la TransmisiónUnidad de Planeamiento Minero Energético – UPMETelf.: (57 1) 2220601 ext. 170Fax: (57 1) 2219637
PERU
ALFREDO SAUSA CORNEJODirector de Promoción y EstudiosMinisterio de Energía y MinasTelf. (51 1) 6188700 anexo 2291Fax: (51 1) 6188700 anexo 2271Email: [email protected]
CESAR IVAN ROMERO TORRESEspecialista en PlanificaciónMinisterio de Energía y MinasTelf. (51 1) 6188700Fax: (51 1) 6188700Email: [email protected]
WILFREDO SIFUENTES ROSALESEspecialista de la División de Generación y Transmisión EléctricaOSINERGMINTelf. (51 1) 2193400 anexo 2022Email: [email protected]
- 32 -
EDGAR ALFREDO ROSELL CALDERONSubdirector de Planificación del COESCOESTelf. ( (51 1) 6118585 anexo 14Fax: (51 1) 7053076Email: [email protected]
CHILE
CARLOS PIÑA RIQUELME Director de Asuntos InternacionalesMinisterio de EnergíaTelf. (562) 365 6800Fax; (562) Email:
SECRETARIA GENERAL DE LA COMUNIDAD ANDINA
FATIMA TOCHEGerente de ProyectoTelf: (51 1) 411 1400 anexo 1190Fax: (51 1) 221 3329Email: [email protected]
- 33 -
ANEXO 2
Presentación de la Comisión Nacional de Energía de Chile del “Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile,
Colombia, Ecuador y Perú”
MINISTERIO DE ENERGMINISTERIO DE ENERGMINISTERIO DE ENERGÍÍÍAAACOMISICOMISICOMISIÓÓÓN NACIONAL DE ENERGN NACIONAL DE ENERGN NACIONAL DE ENERGÍÍÍAAA
J ulio 2010“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de
Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
• Encargado por:– El Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo,
PNUD.
• Desarrollado por las empresas consultoras:– Estudios Energéticos Limitada, Colombia.– Consultores Supervisores y Asesores Nacionales S.A.C.,
Perú.– KAS Ingeniería S.A., Chile.
• Participantes:– Este estudio fue elaborado con el apoyo de las autoridades
en materias energéticas de Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú, junto con representantes de los organismos CAF, CIER, OLADE y PNUD.
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
- 34 -
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
•Definición de Hipótesis: Antecedentes
La información y bases de datos de los sistemas eléctricos estudiados se obtuvieron de documentos oficiales:
•Bolivia: Plan de Expansión del Sistema Interconectado Boliviano, Periodo 2009-2018. ComitéNacional de Despacho de Carga, Noviembre, 2008.
•Chile: Fijación de Precios de Nudo Abril 2009 Sistema Interconectado Central (SIC), Informe Técnico Definitivo y Fijación de Precios de Nudo Abril 2009 Sistema Interconectado del NorteGrande (SING), Informe Técnico Definitivo. Ambos de Comisión Nacional de Energía, Abril, 2009.
•Colombia: Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2009-2023. Unidad de Planeación Minero Energética, Ministerio de Minas y Energía, Marzo de 2009.
•Ecuador: Plan Maestro de Electrificación, Periodo 2009 – 2020. Consejo Nacional de Electricidad, Marzo 2009.
•Perú: Elaboración del Plan Referencial de Electricidad 2008-2017. Ministerio de Energía y Minas, Abril 2009.
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
•Definición de Hipótesis: Demanda de Energía
Año Bolivia Chile - SIC Chile - SING Colombia Ecuador Perú Total
2010 5,883 42,102 14,320 55,913 18,278 29,956 166,452
2011 6,356 44,345 15,034 57,849 21,355 31,637 176,577
2012 6,717 46,735 15,784 59,885 22,417 34,095 185,633
2013 7,131 49,488 16,573 62,160 23,716 37,665 196,732
2014 7,571 52,406 17,401 64,547 25,059 43,477 210,462
2015 8,041 55,448 18,302 66,906 26,504 47,661 222,862
2016 8,543 58,617 19,249 69,321 28,332 49,478 233,540
2017 9,078 61,909 20,246 71,821 30,146 51,427 244,627
2018 9,649 65,276 21,294 74,476 31,712 53,811 256,217
2019 10,253 68,757 22,396 77,245 33,181 56,320 268,153
2020 10,895 72,397 23,556 79,734 34,604 58,963 280,149
2021 11,578 76,230 24,778 81,818 36,294 61,748 292,446
2022 12,303 80,268 26,067 84,443 38,096 64,684 305,860
- 35 -
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
GWh
Proyección Demanda Energía
Colombia
Chile
Perú
Ecuador
Bolivia
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
GWh
Proyección Demanda Agregada
Bolivia
Ecuador
Perú
Chile
Colombia
Crecimientos promedios proyectados (2010-2022):
Bolivia: 6.3 % Chile: 5.4 % Colombia: 3.5 % Ecuador: 5.5 % Perú: 6.7 %
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
•Definición de Hipótesis: Demanda de Energía
•Definición de Hipótesis: Oferta de Generación
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Tipo Bolivia SIC-Chile SING-Chile Colombia Ecuador Perú
Hidro 127 3,778 - 3,820 3,724 5,796
Térmico 1,130 1,996 1,860 1,159 1,044 3,176
ERNC 97 978 260 - - -
Total 1,354 6,752 2,120 4,979 4,768 8,972
•Los planes de expansión en generación utilizados contienen la información oficial entregada por los distintos países en el marco del Estudio. Dichos planes no fueron alterados en los escenarios considerados, salvo extensiones en aquellos planes que no alcanzan a representar el año 2022.
•En los distintos escenarios considerados se utilizó el modelo de análisis técnico eléctrico DigSilent, el que permite evaluar el comportamiento transitorio y permanente de los enlaces de interconexión bajo diferentes contingencias.
•En la siguiente tabla se realiza una comparación general respecto de la capacidad instalada de cada país contenida en sus respectivos planes de obras.
Capacidad de Generación Plan de Expansión [MW], período 2009-2022
- 36 -
•Definición de Hipótesis: Oferta de Generación
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MW
Capacidad Instalada Bolivia 2009 - 2022
Hidro Existente Térmico Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo Otros Nuevo
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MW
Capacidad Instalada Colombia 2009 - 2022
Hidro Existente Térmico Existente Otros Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo Otros Nuevo
0
5000
10000
15000
20000
25000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MW
Capacidad Instalada Chile 2009 - 2022
Hidro Existente Térmico Existente Otros Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo Otros Nuevo
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MW
Capacidad Instalada Perú 2009 - 2022
Hidro Existente Térmico Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MW
Capacidad Instalada Ecuador 2009 - 2022
Hidro Existente Térmico Existente Hidro Nuevo Térmico Nuevo
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
•Definición de Hipótesis: Oferta de Generación
- 37 -
Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Colombia.
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Chinú500kV
Sabanalarga230kV
Cerromatoso500kV
San Carlos 500kV
San Carlos 230kV
Ancón ISA230kV
Comuneros 230kVGuatiguará
230kV
Ocaña230kV
Bucaramanga230kV
San Felipe230kV
Purnio230kV
Sabanalarga500kV
Bolivar500kV
Bolivar230kV
Barranca230kV
Primavera230kV
Primavera500kV
La Sierra230kV
La Miel230kV
Esmeralda230kV
La Virginia230kV
San Marcos230kV
Yumbo230kV
Juanchito230kV
Pance230kV
Paez230kV
San Bernardo230kV
Jamondino230kV
Mocoa230kV
Altamira230kV
Betania230kV
Mirolingo230kV
La Mesa230kV
Noroeste230kV
Paraíso230kV
Tunal230kV
Guavio230kV
Chivor230kV
Torcais230kVBacata
500kV
Bacata230kV
Sochagota230kV
Occidente230kV
Miraflores230kV
Guatape230kV
Ocaña500kV
Alto Anchicaya230kV
Ancón EPM230kV
Nueva Esperanza230kV
Porce III500kV
Sogamoso500kV
San Marcos500kV
La Virginia500kV
Sogamoso230kVPorce IV
500kV
Quimbo230kV
Sub2202 230kV
Nueva Esperanza500kV
Pescadero500kV
Occidente 500kV
A Ecuador
A Ecuador
Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Ecuador.
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Pomasqui230kV
Pomasqui138kV
Vicentina138kV
Santa Rosa138kV
Santa Rosa230kV
Tortoras230kV
Milagro230kV
Quevedo230kV
Trinitaria230kV
Trinitaria138kV
Salitral138kV
Pascuales138kV
Totoras138kV
Dos Cerritos230kV
Milagro138kV
Machala230kV
Machala138kV
Paute (Molino)230kV
Riobamba230kV
Santo Domingo230kV
Tulcan138kV
Ibarra138kV
Pascuales230kV
Idelfonso138kV
Esclusas230kV
Salitral69kV
Idelfonso230kV
Yahuachi230kV
El Inga (Pifo)230kV
Nueva Loja138kV
Nueva Loja230kV
Yahuachi500kV
El Inga (Pifo)500kV
Salitral 230kV
Sinclair230kV
Sinclair500kV
Prosperina230kV
Sopladora500kV
Toachi-Pilaton230kV
Pomasqui500kV
A Colombia
A Perú
- 38 -
Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Perú.
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Trujillo Norte220kV
Paramonga Nueva220kV
Tingo María220kV
Guadalupe220kV
Chiclayo Oeste220kV
Piura Oeste220kV
Talara220kV
Zorritos220kV
Chimbote 1220kV
Paragsha 2220kV
Zapallal220kV
Chavarria220kV
Ventanilla220kV
Santa Rosa220kV San Juan
220kV
Carhuaquero220kV
Cajamarca220kV Cerro Corona
220kV
Huacho220kV
Huallanca Nueva220kV
Vizcarra220kV
Carhuamayo220kV
Chilca 1220kV
Chilca220kV
Marcona220kV
Callahuanca220kV
Pachachaca220kV
Oroya Nueva220kV
Pomacocha220kV
Independencia220kV
Mantaro220kV
Cotaruse220kV Socabaya
220kV
Moquegua220kV
Chimbote 1138kV
Huallanca138kV
Puno138kV
Socabaya138kV
Callali138kV
Azangaro138kV
Tintaya138kV
Ayaviri138kV
Machu Picchu138kV
Paragsha138kV
Carmahuayo138kV
Machu Picchu220kV
Conococha220kV
Chilca500kV
Mantaro500kV
Montalvo500kV
Tintaya220kV
Onocora138kV
Onocora220kV
Trujillo500kV
Marcona500kV
Puno200kV
Azangaro200kV
Zarumilla220kV
Chiclayo500kV
A Ecuador
A Chile
Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Bolivia
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Sucre230kV
Catavi115kV
Vinto230kV
Santivañez230kV
Valle Hermoso
230kV
Corani115kV Santa Isabel
115kV
SanJosé115kV
Punutuma230kV
Vinto115kV
Valle Hermoso
115kV
Carrasco230kVSanJosé
230kV
Chimore230kV
Arocagua115kV
Coboce115kV
Sacaca115kV
Ocuri115kV
Potosi115kV
Arboleda230kV
Urubo230kV
Guarachi230kV
Guarachi69kV
Sucre69kV
Punutuma69kV
Urubo69kV
Camargo230kV
Tarija230kV
Tarija69kV
Vinto69kV
Potosi69kV
Aranjuez69kV
Santa Isabel105kV
Corani105kV
Punutuma115kV
Atocha115kV
Atocha69kV
Trinidad115kV
Sucre115kV
Mazocruz230kV
Mazocruz115kV
Chilcobija115kV
Kenko115kV
Catavi230kV
Ocuri 230kV
Chilcobija230kV
Potosi230kV
Kenko230kV
A Chile SING
- 39 -
Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión, Chile-SING
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Parinacota220kV
Condores220kV
Tarapacá220kV Lagunas
220kV
El Abra220kV
Radomiro Tomic220kV
Tocopilla220kV
Nueva Tocopilla220kV
Chuquicamata220kV
Crucero220kV
Encuentro220kV
Collahuasi220kV
Atacama220kV
O’Higgins220kV
Domeyko220kV
Esmeralda220kV
Escondida220kV
Nueva Zaldivar220kV
Zaldivar220kV
Sulfuros220kV
Andes220kV
Laberinto220kV
Chacaya220kV
Mantos Blancos220kV
Mejillones220kV
Pozo Almonte220kV
Crucero500kV
A Perú
A Bolivia
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Esquema General de Análisis Técnico-EconómicoPuntos de Intercambio
Análisis Preliminar de Interconexiones (Análisis Uninodal)
Diseño de Interconexiones
Análisis Interconexiones Factibles Horizonte de Estudio (Análisis Multinodal)
Escenarios de Interconexión:•Base•Interconexión Sin Limitaciones
Escenarios de Interconexión:•Base•Co-Pe | Pe-Ec•Co-Pe | Pe-Ec | Pe-Ch•Co-Pe | Pe-Ec | Pe-Ch | Bo-Ch
Análisis Oferta
Margen Operacional Generación
Análisis Demanda
Análisis Social
Análisis Ambiental
Análisis Técnico Eléctrico
Retiros de Energía a Costo Marginal
Costos de Operación y Falla de Sistemas Eléctricos
Toneladas de CO2 Emitidas Cumplimiento de
Parámetros Generales
Análisis de Contingencias
Efecto Económico Privado – Venta de Energía
Efecto Económico Lado Demanda –Compra de Energía
Costos de Inversión y COyMde Enlaces Internacionales y Ampliaciones Locales
Efecto Económico Social –Inversión y Operación de los Sistemas Eléctricos
Efecto Seguridad Sistema Eléctrico
Valor Ton CO2
DesplazadoEfecto Económico Ambiental -Reducción de CO2
Efecto Económico Total
- 40 -
• El Estudio utiliza una metodología que parte de plantear un sistema interconectado sin restricciones de capacidad, aprovechando al máximo las complementariedades entre los distintos países. Posteriormente, y teniendo en cuenta el horizonte en estudio y los tiempos de ejecución de las inversiones, se ajustó la capacidad y secuencia de entrada de las interconexiones. Estas capacidades permiten los intercambios de energía teniendo en cuenta las diferencias de precios en cada sistema.
• Los escenarios que se utilizan parten de un caso base que es la situación actual en donde exclusivamente hay intercambios de energía entre Colombia y Ecuador. Se construyen tres escenarios más que van interconectando más países en el tiempo. El cuadro siguiente resume las interconexiones que se simulan, su entrada en operación y cómo se construyen los escenarios:
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Caso base
Esc 1
Esc 2
Esc 3
Col Ecu actual
Col Ecu actual Col Ecu 1
Col Ecu actual Col Ecu 1
Ecu Perú 2
Col Ecu actual Col Ecu 1
Ecu Perú 2 Perú Chile 3
Ecu Perú 2 Perú Chile 3 Bol Chile 4
Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión
Definición de Interconexiones Sistemas de Transmisión
Interconexión Línea Distancia [km]
Capacidad Inversión[miles de US$]
[MW] [MW]
Colombia-Ecuador San Marcos-Pomasqui 551 1,500 210,942
Colombia-Ecuador Jamondino-Pomasqui 213 125 Existente
Ecuador-Perú Trujillo-Yaguachi 638 1,000 174,427
Perú- Chile Montalvo-Crucero 645 1,500 401,646
Bolivia-Chile Chilcobija-Chuquicamata 489 340 163,735
Jamondino
Pomasqui
San Marcos
Pifo
Yaguachi
Trujillo
Montalvo
Montalvo (CC)
Crucero (CC)
CruceroCrucero
Chuquicamata
Chilcobija
BOLIVIA
CHILE
COLOMBIA
ECUADOR
PERÚ
1500 MW HVDC
340 MW
1000 MW
500 MW
1500 MW
Jamondino1500 MW
Tarija
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Criterios adoptados para la selección del trazado de las líneas:•Selección de poligonales con la menor longitud posible y el menor número de vértices, tratando de lograr alineamientos de gran longitud.•Evitar zonas que presenten riesgos de geodinámica externa, que afecten la seguridad de las líneas.•Evitar zonas arqueológicas y parques nacionales.•Aproximación a vías y caminos existentes, que faciliten el transporte y montaje y la operación y mantenimiento de la línea.•Evitar en lo posible el paralelismo con líneas de comunicaciones y cruces con líneas de energía eléctrica.•Evitar en lo posible pasar cerca a poblaciones.
- 41 -
Niveles de Transferencias de Energía [GWh], Período 2014-2022
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Escenario
Desde Hacia Base 1 2 3
Colombia Ecuador 14,567 23,435 29,458 29,564
Ecuador Colombia 10,505 15,031 11,211 11,314
Perú Ecuador 13,882 4,138 4,237
Ecuador Perú 12,896 23,321 22,677
Perú Chile SING 81,663 80,925
Chile SING Perú - -
Chile SING Bolivia -
Bolivia Chile SING 15,503
Costos Marginales - Escenario Base
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
US
$/M
Wh
Chile Ecuador Colombia Perú Bolivia
Costos Marginales - Escenario 1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022U
S$/
MW
h
Chile Colombia Ecuador Perú Bolivia
Escenario 1En este escenario, con la ampliación de interconexión entre Colombia y Ecuador (2014), y una interconexión entre Perú y Ecuador (2015), los costos marginales en estos tres países tienden a ser similares en el largo plazo, del orden de 30 a 31 US$/MWh. Sin embargo, el efecto neto es un alza respecto del Escenario Base en Colombia y Perú, debido a las exportaciones hacia Ecuador.
Niveles de Transferencias de Energía [GWh], Período 2014-2022
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Costos Marginales - Escenario 2
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
US
$/M
Wh
Chile Perú Ecuador Colombia Bolivia
Costos Marginales - Escenario 3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
US$
/MW
h
Chile Perú Ecuador Colombia Bolivia
Escenario 2En este escenario se agrega la interconexión entre Perú y Chile, lo que provoca un alza importante en los costos marginales en los primeros años en Colombia, Ecuador y Perú, respecto de los escenarios anteriores, producto de las exportaciones hacia Chile. Hacia el final de horizonte los costos marginales en estos países tienden a disminuir, acercándose a valores cercanos a los 30 US$/MWh, debido a que existe una mayor relación entre capacidad instalada y demanda, incluida la que proviene de las interconexiones. Por el contrario, los costos marginales en el SING-Chile disminuyen de manera considerable, a valores cercanos a 60 US$/MWh, en casi todo el resto del horizonte, con una pequeña alza al final, que indicaría que los enlaces están a su máxima capacidad y no es posible inyectar más energía de bajo costo a este sistema.
Escenario 3En este escenario se agrega la interconexión entre el sistema eléctrico Boliviano y el SING-Chile. A partir de la entrada en operación de este enlace, los costos marginales en Bolivia tienden a acoplarse con los de Colombia, Ecuador y Perú en el largo plazo, en torno a los 34 US$/MWh. mientras que en los últimos tres países, los costos marginales se mantienen en el mismo orden que en el Escenario 2. Esto indicaría una importante transferencia de energía desde Bolivia hacia el SING-Chile en este período.En el SING-Chile los costos marginales tienden a valores levemente inferiores a 60 US$/MWh, en casi todo el resto del horizonte, en donde el alza al final del mismo sería inferior al Escenario 2, producto de las importaciones de energía desde Bolivia.
Costos Marginales promedio anual, Escenario 2 y Escenario 3.
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Niveles de Transferencias de Energía [GWh], Período 2014-2022
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Sensibilidad GNEsta es una sensibilidad a los escenarios de interconexión propuestos, en donde se utilizan los costos de oportunidad para los precios de gas natural en los diferentes países, tanto desde el punto de vista de la exportación como importación de este insumo.En la siguiente gráfica, se observa el Escenario 3 con dicha sensibilidad de precios. En estas condiciones, se produce un alza en los costos marginales de todos los países, en particular en Bolivia, respecto del Escenario 3 original. Se produce un relativo acoplamiento en los costos marginales asociados a Colombia, Ecuador y Perú hacia el largo plazo entre 40 y 45 US$/MWh, mientras que los precios en Bolivia y en el SING-Chile tienden a acoplarse en torno a los 65 US$/MWh.
Costos Marginales - Escenario 4
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
US$/
MW
h
Chile Bolivia Perú Ecuador Colombia
Costos Marginales promedio anual, Escenario 3 con Sensibilidad Gas Natural.
BENEFICIO TOTAL DE INTEGRACIÓN ELÉCTRICADIFERENCIA SOBRE CASO BASE – US$ millones*
Margen operacional vendores
Beneficios para los compradores
Rentas de congestión
Beneficios ambientales
Inversiones y mto en expansión de sistemas
Valor residual de energía
2.919
(1.408)
888
1.073
(459)
387
TOTAL 3.400
ESCENARIOS BASE 1 2 3
2.537
(1.296)
784
884
(405)
328
2.832
(185)
500
(140)
61
(240)
170
(166)
0
0
0
0
0
0
0
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Resumen de Principales Conclusiones
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• En términos generales hay beneficios sobre todo cuando se contemplan los escenarios de mayor integración.
• Teniendo en cuenta que uno de los grandes supuestos del Estudio es que los planes de expansión permanecen como están actualmente, se pueden presentar beneficios asimétricos entre los países. Esto ocurre ya que al no suponer que mayor generación se instala para servir el mercado de exportaciones entonces los sistemas estresan sus capacidades actuales. Con este supuesto los países importadores como Chile ganan por tener menores precios de energía y menores costos en sus sistemas de generación así como menores emisiones. Países exportadores como Colombia o Perú, tienen un balance negativo ya que los precios de energía en sus sociedades aumentan más que los ingresos por ventas e igualmente se aumentan los costos de combustibles de los sistemas. Esto se resuelve a mediano plazo a través de contar con generación que se atraiga por la oportunidad de exportación y en el corto plazo con un esquema de distribución de rentas de congestión. En los cuadros agregados no es evidente la asimetría pero a nivel de detalle sí, y tal vez sea un tema de discusión.
• Los principales obstáculos regulatorios que se enuncian en el Estudio parten de la falta de una institucionalidad supranacional que pueda reglamentar la manera como funcionan las interconexiones. Se sugiere realizar un acuerdo político entre los cinco países y conformar un grupo regulatorio, otro de planeación y otro de coordinación de los mercados.
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
Resumen de Principales Conclusiones
“Estudio para Análisis de Pre-factibilidad Técnico Económica de Interconexión Eléctrica entre Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú”
• El esquema comercial sugerido por el Estudio es de contar con contratos entre agentes de los países. Estos contratos pueden ser físicos o financieros y pueden tener o no firmeza. Es más eficiente utilizar los contratos financieros y adjudicar las capacidades de las interconexiones a través de subastas. Esto requiere de un mecanismo acordado entre todos los países con el fin de que la regla de asignar las líneas sea objetiva entre todos.
• Llegar a un esquema de contratos que otorguen derechos sobre las líneas es complejo. Y debe implementarse de manera gradual. Mientras esto ocurre es importante plasmar el rumbo hacia este fin pero iniciar con transacciones de oportunidad. Es decir algo similar a lo que tienen hoy Colombia y Ecuador. Estas transacciones iniciales contarán con rentas de congestión y dichas rentas, las cuales se merman a medida que hay más ampliaciones pueden ser utilizadas para amortiguar los costos adicionales que se presentan en algunos países y que se mencionan en el punto 5.
• El análisis realizado tiene en cuenta los beneficios y costos por el lado de: – La oferta: es decir las mayores ganancias de los vendedores de energía y las menores de aquellos que se
desplazan por contar con oferta más económica. – La demanda: beneficios por menores precios en aquellos países importadores y los costos de mayores
precios por los países exportadores.– Ambientales: menores emisiones en países que desplazan oferta térmica y mayores emisiones en países
que deben utilizar más su parque térmico para exportar energía. – Costos de la expansión: Estos son los costos de las inversiones para la expansión del sistema de
transmisión menos los ahorros, más el valor residual de las interconexiones.
Resumen de Principales Conclusiones
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FIN DE LA PRESENTACIÓNGracias por su atención
MINISTERIO DE ENERGMINISTERIO DE ENERGMINISTERIO DE ENERGÍÍÍAAACOMISICOMISICOMISIÓÓÓN NACIONAL DE ENERGN NACIONAL DE ENERGN NACIONAL DE ENERGÍÍÍAAA
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