Ministerio de Economía y Finanzas Comisión de Política Energética COPE MEF Ministerio de...

Ministerio de Economía y FinanzasMinisterio de Economía y FinanzasComisión de Política EnergéticaComisión de Política Energética

COPE COPE / MEF MEF

PolíticaEnergética e Integración

Regional

COPE/MEF

Resumen: Política Energética de laResumen: Política Energética de laRepública de PanamáRepública de Panamá

• Propiciar el abastecimiento de las necesidades energéticas del país bajo criterios de eficiencia económica, calidad y confiabilidad• Aumentar la cobertura de los servicios energéticos• Promover el uso racional y eficiente de la energía• Desarrollar los recursos naturales de manera sustentable• Proteger el medio ambiente• Respetar la seguridad jurídica de las inversiones

Los lineamientos generales de la Política Energética estándefinidos en la Ley 6 de 3 de febrero de 1997

*SE REQUIEREN MÁS DE B/.1,000 MILLONES DE INVERSIÓN EN EL SECTOR ELECTRICO EN LOS PRÓXIMOS 10 AÑOS

COPE/MEF

ObjetivosObjetivos

• Promover el desarrollo de las Fuentes Renovables– Protocolo de Kyoto– Convención de Cambio Climático, ONU

• Aumentar la cobertura del servicio eléctrico

en el área rural

• Promover la integración regional

• Promover el ahorro y el uso eficiente de la energía

• Apoyar alternativas viables que permitan una energía

diversificada y de bajo costo

• Definir la política de subsidio aplicable al sector energía

• Seguridad Jurídica para atraer inversiones

COPE/MEF

Comisión de Electrificación deComisión de Electrificación deAmérica CentralAmérica Central

CEACCEAC

MISION

Promover la electrificación de América Central y la integración de los sectores eléctricos para

aprovechar los recursos naturales renovables en la explotación, transmisión y distribución de la energía eléctrica de forma eficiente y racional.......

COPE/MEF

MERCADO ELÉCTRICO

República de PanamáEstructura del Sector Eléctrico

EMPRESAS EMPRESAS DE DE

GENERACIÓNGENERACIÓN

BLM CORP.

AES PANAMÁ

HIDROFORTUNA

Otros Generadores

Independientes

EMPRESAS DE EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓNDISTRIBUCIÓN

ELEKTRANORESTE

METRO-OESTE

CHIRIQUÍOER/FISOER/FIS

Elect. RuralElect. Rural

Ente Regulador Ente Regulador (ERSP)(ERSP)

Estatales

Ministerio de la Presidencia

Empresa de Transmisión Eléctrica y Empresa de Transmisión Eléctrica y

Centro Nacional de Despacho (CND)Centro Nacional de Despacho (CND)

Comisión de Política Comisión de Política Energética COPEEnergética COPE

Ministerio de Ministerio de Economía y FinanzasEconomía y Finanzas

Ministerio de Ministerio de Comercio e IndustriasComercio e Industrias

Grandes Grandes Clientes Clientes (>300KW)(>300KW)

Estructura del Sector EléctricoCentroamericano

COPE/MEF

Sectores reestructurados por país:

Panamá: Distribución y Generación

Nicaragua: Distribución y Generación parcial

Guatemala: Distribución y Generación parcial

El Salvador: Distribución, Transmisión y Generación parcial

Honduras: Empresa (Estatal)

Costa Rica: Empresa (Estatal)

Estructura del Sector EléctricoCentroamericano

COPE/MEF

El Salvador – CEL (Generación)

Costa Rica – ICE (Integración Vertical)

Guatemala – INDE (Generación)

Nicaragua – ENEL (Generación), ENTRESA (Transmisión)

Honduras – ENEE (Integración Vertical)

Panamá – ETESA (Transmisión Eléctrica)

COPE/MEF

•Población:Población: 37 millones de habitantes37 millones de habitantes

•Tasa de crecimiento de la población: 2.5% anualTasa de crecimiento de la población: 2.5% anual

•Inversión requerida 2001 a 2008:Inversión requerida 2001 a 2008: US$ 7,000 millonesUS$ 7,000 millones

•Características del mercado eléctrico:Características del mercado eléctrico:•Reestructurado, con excepción de Honduras y Costa Rica.Reestructurado, con excepción de Honduras y Costa Rica.

•Marco Regulatorio del Sector Eléctrico:Marco Regulatorio del Sector Eléctrico:•Competencia en el mercado de generación. Competencia en el mercado de generación. •Transmisión y Distribución, regulados.Transmisión y Distribución, regulados.

•Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central:Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central:•Desarrollo del SIEPACDesarrollo del SIEPAC•Creación y puesta en marcha del MER, CRIE y OERCreación y puesta en marcha del MER, CRIE y OER

Características de la Región Características de la Región CentroamericanaCentroamericana

Superficie (en km2)

Población Densidad Población Índice de Población sin

(miles) (hab/km2) rural Electrifica- servicio eléc-

2002 a/ 2002 %ción, IE

(%) trico (miles)

Centro América 521,620 37,146 71.2 52.6% 77.3% 8,420

Belice 22,960 247 10.8 46.6% 80.0 49

Guatemala 108,900 11,987 110.1 60.5% 84.6 1,846

El Salvador 21,040 6,510 309.4 53.7% 76.0 1,562

Honduras 112,100 7,043 62.8 48.3% 62.5 2,643

Nicaragua 130,000 5,342 41.1 44.2% 50.0 2,671

Costa Rica 51,100 4,090 80.0 52.4% 97.4 106

Panamá 75,520 2,945 39.0 44.0% 81.0 560

Notas. Informes y cifras oficiales de los países. Población estimada al año 2002, de acuerdo a tasas estimadas por CELADE.

COPE/MEF

Cobertura Servicio EléctricoCobertura Servicio Eléctricoen Centroaméricaen Centroamérica

Istmo Centroamericano: Evolucion, Estructuray Crecimiento de la Capacidad Instalada

COPE/MEF

Evolución de la CapacidadEvolución de la CapacidadInstalada en Panamá de 1970 a 2004Instalada en Panamá de 1970 a 2004

COPE/MEF

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1,000.0

1,200.0

1,400.0

1,600.0

MW

Térmica Hidráulica

Hidráulica 15.2 16.1 251.2 551.8 551.4 551.4 551.4 551.4 551.4 553.1 613.1 613.1 701.0 833.0 845.0

Térmica 148.4 274.0 273.3 308.7 341.4 369.8 371.8 432.6 497.8 629.3 634.5 646.6 722.1 722.2 662.2

1970 1975 1980 1985 1990 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Generación Bruta por Tipo de CentralGeneración Bruta por Tipo de CentralPanamáPanamá

COPE/MEF

0.0

1000.0

2000.0

3000.0

4000.0

5000.0

6000.0

GWh

1970 1973 1976 1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Años

GENERACION BRUTA POR TIPO DE CENTRAL1970 - 2003 y Preliminar 2004

HIDRO BUNKER DIESEL

Cuáles son los beneficios de la Ley 45 de Cuáles son los beneficios de la Ley 45 de 2004 para cada tipo de planta2004 para cada tipo de planta

COPE/MEF

a. Plantas particulares de energías renovables y limpias de hasta 500 kW :

Las plantas particulares referidas son plantas de energías renovables y limpias como de energía solar, fotovoltaíca, eólica, etc., que se instalen para autogeneración que no se interconectan a la red de distribución.

Las plantas aludidas no pagan impuesto de importación ni el ITBMS asociado para los equipos y repuestos requeridos para la construcción y operación de las plantas. La certificación para aplicar la exoneración se puede obtener en las oficinas de la COPE en el 3r piso del edificio Ogawa, sede del Ministerio de Economía y Finanzas.


COPE/MEF

b. Plantas de energías renovables y limpias de hasta 10 MW :

1. No pagan tarifa de transmisión ni de distribución.

2. No pagan impuesto de importación ni el ITBMS asociado para los equipos y repuestos requeridos para la construcción y operación de

las plantas.

3. Tienen derecho a un incentivo fiscal de hasta el 25% del costo directo del proyecto en base a las emisiones de CO2 equivalente que sean desplazados durante su período de concesión, aplicable al 100% del impuesto sobre la renta durante los primeros 10 años de operación comercial.

4. Tienen derecho a un incentivo de hasta el 5% del costo directo del proyecto por las obras como carreteras, puentes, etc., que después de terminada la obra pasen a ser de uso público. Cont…


COPE/MEF


5. Pueden contratar directamente con cualquier empresa de distribución independientemente de donde este ubicada la planta, hasta el 15% de la demanda máxima de las distribuidoras, que asciende actualmente a más de 100 Megawatts no autogenerado por éstas actualmente y cada año aumenta con el crecimiento de la demanda que crece alrededor de 4% por año.

6. En las contrataciones directas el Ente Regulador establece los lineamientos con respecto a la duración de los contratos y los precios correspondientes, permitiendo plazos y precios razonables.

Cont…


COPE/MEF


7. Pueden vender energía en el mercado ocasional que ha promediado alrededor de B/.0.05 por Kilowatt-hora de 2000 a 2004

(durante los últimos meses ha estado alrededor de B/.0.08 por Kilowatt hora). La tendencia de los precios del petróleo

mantendrían un precio en el mercado ocasional más alto y atractivo.

8. Pueden vender su potencia firme a la distribuidora, a otro generador o distribuidor como potencia de reserva auxiliar de largo plazo cuya última cotización fue de B/.7.68 por Kilowatt de potencia y en licitaciones de las distribuidoras, o como respaldo de otro generador (la potencia firme de una planta de pasada hidro generalmente oscila alrededor de 30% de la capacidad instalada a menos que tenga un pequeño embalse en cuyo caso podría ser mayor).

Cont…


COPE/MEF


9. Pueden ofertar su energía en el mercado centroamericano, cuyo precio es más alto que el mercado ocasional panameño.

10. Incentivo fiscal hasta el 25% del costo directo de la inversión en base a la reducción de emisiones de CO2 equivalente durante la duración de la concesión o licencia, aplicable hasta el 100 % del impuesto sobre la renta durante los primeros 10 años de operación comercial.


COPE/MEF

c. Beneficios para plantas de 10 a 20 Megawatts.

Tienen los mismos beneficios que las plantas de hasta 10 MW con las siguientes excepciones:

1. No pagan tarifa de transmisión por los primeros 10 MW durante los primeros 10 años de operación comercial. O sea que una planta de 12 MW solo pagaría tarifa de transmisión por los 2 MW excedentes o 17% de la tarifa vigente, y una planta de 20 MW solo pagaría por los 10 MW primeros o sea el 50% de la tarifa vigente.

2. No pueden contratar en forma directa con el distribuidor. 3. El incentivo fiscal de hasta el 25% del costo directo en concepto de

reducción de emisiones de toneladas de CO2 equivalente por año, se aplica hasta el 50% del impuesto sobre la renta y no el 100%.


COPE/MEF

d. Beneficios para plantas de más de 20 Megawatts.

Tienen los mismos beneficios que las plantas de hasta 20 MW con la siguiente excepción:

1. Pagan tarifa de transmisión normal.

Proyectos hidroeléctricos a realizarse con Ley Proyectos hidroeléctricos a realizarse con Ley 45 de 2004 de incentivos45 de 2004 de incentivos

Bajo Mina, de 50 Megavatios, en el río ChiriquíViejo, licitación Elektra tercer renglón por 28 MWde potencia firme, precio B/.49.5/MWh, contratoa 8 años, entra en servicio en enero de 2008.

Bonyic, de 30 Megavatios, río afluente de Changuinola,a desarrollarse por Empresas Públicas de Medellín, entra en servicio en 2007.

Gualaca, de 20 MW ubicado aguas abajo del Proyecto Estí, en licitación de Elektra ofertó B/.53/MWh, porocho años a partir del año 2008

*CADA MEGAVATIO DE ENERGÍA RENOVABLE AHORRA HASTA10,000 BARRILES DE PETROLEO AL AÑO

COPE/MEF

Inventario de Proyectos Hidroeléctricos Inventario de Proyectos Hidroeléctricos República de PanamáRepública de Panamá

COPE/MEF

0.001 a 0.1 > 0.1 a 1 > 1 a 10 > 10 a 20 > 20 a 50 > 50 Total

Bocas del Toro 1 8 9

Chiriquí 3 1 3 2 8 3 20

Coclé 4 1 1 6

Colón 4 1 5

Darién 4 4

Herrera 5 5

Kuna Yala 1 1 2

Los Santos 8 8

Panamá 2 1 3 2 2 10

Veraguas 10 1 5 2 7 1 26

Provincia

Inventario de Proyectos HidroeléctricosDepartamento de Hidrometeorología y Estudios de ETESA

Cantidad

Totales 33 9 16 7 18 12 95

Fuente: COPE/MEF

Inventario de Proyectos Hidroeléctricos Inventario de Proyectos Hidroeléctricos República de PanamáRepública de Panamá

COPE/MEF

0.001 a 0.1 > 0.1 a 1 > 1 a 10 > 10 a 20 > 20 a 50 > 50 Total

Bocas del Toro 50.000 1,029.000 1,079.000

Chiriquí 0.155 1.950 31.000 23.500 248.000 442.000 746.605

Coclé 0.140 1.800 3.000 4.940

Colón 18.500 15.000 33.500

Darién 1.032 1.032

Herrera 0.180 0.180

Kuna Yala 0.070 0.070 0.140

Los Santos 0.250 0.250

Panamá 0.080 0.070 26.000 25.800 52.500 104.450

Veraguas 0.340 0.300 37.400 35.000 256.000 90.000 419.040

Provincia

Inventario de Proyectos HidroeléctricosDepartamento de Hidrometeorología y Estudios de ETESA

Potencia Instalable - MW

Totales 1.215 99.300 606.500 1,561.000 2,389.1375.222 115.900

Fuente: COPE/MEF

Precios Monómicos de los Contratos de Precios Monómicos de los Contratos de Energía y PotenciaEnergía y Potencia

Mercado Mayorista de PanamáMercado Mayorista de PanamáCOPE/MEF

Los precios del mercado spot obedecen a un despacho econó-mico en base a costos variables.

Precios Monómicos de los Contratosy del Mercado Ocasional

20

40

60

80

100

120

140

160

en

e-9

8

ab

r-98

jul-

98

oct-

98

en

e-9

9

ab

r-99

jul-

99

oct-

99

en

e-0

0

ab

r-00

jul-

00

oct-

00

en

e-0

1

ab

r-01

jul-

01

oct-

01

en

e-0

2

ab

r-02

jul-

02

oct-

02

en

e-0

3

ab

r-03

jul-

03

oct-

03

en

e-0

4

ab

r-04

jul-

04

oct-

04

B/. / M

Wh

SPOT EDECHI EDEMET ELEKTRA

PRECIOS COLOMBIACOPE/MEF

Precios medios de bolsa y contratos - Febrero de 2004

PRECIOS DEL WTI 1978 - 2004PRECIOS DEL WTI 1978 - 2004

COPE/MEF

Iraq 1 Iraq 2

Priva Panamá

Tarifas de DistribuciónTarifas de DistribuciónAjustes Tarifarios Semestrales Ajustes Tarifarios Semestrales vs Tarifa del I.R.H.E. Panamávs Tarifa del I.R.H.E. PanamáCOPE/MEF

Centroamérica y MéxicoCentroamérica y México

COPE/MEF

Costa Rica - El Salvador - GuatemalaHonduras - México - Nicaragua - Panamá

0.00%

2.00%

4.00%

6.00%

8.00%

10.00%

12.00%

14.00%

16.00%

18.00%

20.00%

Comparación de CostosBTS 100 KWh / mes vs Salario Mínimo


COPE/MEF


0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

ICE -

T. A

lta

ICE -

T. B

aja

CA

ES

S

DEL

SU

R

AES

CL

ES

A

EEO

DEU

SEM

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Baja

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su

lar

Su

r

INE

Ed

em

et

Ele

ktr

a

Ed

ech

i

B/.

/ M

es

Comparación de Tarifas BTSUsuarios de 500 KWh / Mes


COPE/MEF


0.00

100.00

200.00

300.00

400.00

500.00

600.00

ICE -

T. A

lta

ICE -

T. B

aja

CA

ES

S

DEL

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R

AES

CL

ES

A

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Baja

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su

lar

Su

r

INE

Ed

em

et

Ele

ktr

a

Ed

ech

i

B/.

/ M

es

Comparación de Tarifas BTSUsuarios de 2000 KWh / Mes


COPE/MEF


0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

1,400.00

1,600.00

1,800.00

2,000.00

ICE -

T. A

lta

ICE -

T. B

aja

CA

ES

S

DEL

SU

R

AES

CL

ES

A

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SEM

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Baja

Calif.

Baja

Calif.

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Su

r

INE

Ed

em

et

Ele

ktr

a

Ed

ech

i

B/.

/ M

es

Comparación de Tarifas BTDUsuarios de 30 KW / Mes y 40% Factor de Carga


COPE/MEF


0.00

2,000.00

4,000.00

6,000.00

8,000.00

10,000.00

12,000.00

14,000.00

16,000.00

18,000.00

20,000.00

ICE -

T. A

lta

ICE -

T. B

aja

CA

ES

S

DEL

SU

R

AES

CL

ES

A

EEO

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SEM

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Baja

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r

INE

Ed

em

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a

Ed

ech

i

B/.

/ M

es

Comparación de Tarifas BTDUsuarios de 300 KW / Mes y 40% Factor de Carga

ITBMS O IVA REGIONALITBMS O IVA REGIONALCOPE/MEF

Colombia - Costa Rica - El Salvador - GuatemalaHonduras - México - Nicaragua - Panamá

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

Po

rce

nta

je

Tasas de Impuesto al Valor Agregado

Condiciones Actuales y Perspectivas Condiciones Actuales y Perspectivas del Sector Energéticodel Sector Energético

COPE/MEF

1,500.0

2,000.0

2,500.0

3,000.0

3,500.0

4,000.0

4,500.0

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Años

GW

h

6,000.0

7,000.0

8,000.0

9,000.0

10,000.0

11,000.0

12,000.0

PIB

Mil

lon

es d

e B

/.

Ventas en GWh PIB Millones de B/.

Pronóstico de Demanda MáximaPronóstico de Demanda MáximaEscenario Alto y ModeradoEscenario Alto y Moderado

COPE/MEF

PRONÓSTICO DE DEMANDA MÁXIMA

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

MW

Alto 871 900 939 993 1046 1083 1144 1203 1275 1352 1435 1522 1615 1713 1818

Moderado 842 861 887 930 967 989 1034 1075 1127 1182 1239 1300 1364 1431 1502

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

La demanda máxima del sistema aumentó a 927 MW en marzo 2005

Precios de GeneraciónPrecios de GeneraciónRelación de VariablesRelación de Variables

COPE/MEF

Tipo deEnergía

Inversión$/KW

Tiempo de Instalación

Monómico Aproximado

$/KWh

Duración del Contrato Inicial

(Típico)

Factor de Planta Típico

Fotovoltáica 8,000 - 10,000 Meses 30.0 ctvs No Aplica No Aplica

Eólica 800 - 1,200 Meses 6.0 a 8.0 ctvs 8 años 35 a 40%

Geotérmica 2,000 3 años 7.2 ctvs 15 años 85%

Hidráulica 1,300 - 2,000 3 a 4 años 5.3 a 7.0 ctvs 8 a 10 años 50 a 60%

Carbón 1,300 3 años 6.5 a 10.0 ctvs 8 a 10 años 85%

Térmica 400 - 1,000 2 años 5.8 a 8.0 ctvs 4 a 5 años 85%

Gas Natural 500 - 700 2 años 5.0 a 7.5 ctvs 8 a 10 años 85%

Parámetros Típicos de Inversiones Iniciales

Nota:Valores típicos que pueden variar dependiendo de la capacidad firme, factor de planta, particularidad de los proyectos, tarifa de trasnmisión, eficiencia, esquemas de financiamiento, precio de combustibles, TIR y otros.[El Gas Natural puede ser GNC (transporte marítimo ó gasoducto) ó GNL que requiere una inversión previa en la facilidad GNL y economía de escala].

Contratos Existentes de Compraventa de Energía Contratos Existentes de Compraventa de Energía y Potencia y Proyección de Demanday Potencia y Proyección de Demanda

COPE/MEF

Contratos vs Demanda MáximaPdeE 2003 - Caso MSGHT730

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

1998

1999

2000

2001

2002

2003

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2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

MW

EDEMET EDECHI ELEKTRA Total Contratado

Pronos. Alto Pronos. Moderado Cap. Instalada Cap. Firme

Escenario de Expansión Escenario de Expansión 70% Hidro y 30% Térmico70% Hidro y 30% Térmico

Costo $1,041 MM vs Termo $1,169 MMCosto $1,041 MM vs Termo $1,169 MMCOPE/MEF

Capacidad Hidro & Termo vs Demanda MáximaPdeE 2003 - Caso MSGHT730

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

MW

Cap. Inst. Hidro Cap. Fir. Hidro Cap. Inst. Termo Cap. Fir. Termo

Pronos. Alto Pronos. Moderado Cap. Inst. Total Cap. Fir. Total

Plan Puebla – PanamáPlan Puebla – Panamá

PROYECTO SIEPACPROYECTO SIEPAC

LICITACIÓN PROGRAMADA PARA2005 – 1860 Kilómetros

INCIO DE CONSTRUCCIÓN 2005

ETAPA de lograr las servidumbres y las concesioneso licencias

Tramitación del 2do Protocolo al Tratado Marco

Definición de los refuerzos nacionales

Revisión y aprobación de instrumentos operativos,normativos y comerciales, en base a resultados deconsultorías.

Proyecto de Interconexión SIEPAC (Est. 2005-2007) Proyecto de Interconexión SIEPAC (Est. 2005-2007)

Aumenta capacidad de intercambio a 300 MW y Aumenta capacidad de intercambio a 300 MW y

promueve el desarrollo de proyectos regionalespromueve el desarrollo de proyectos regionales

con economías de escala y menores precios por kWh.con economías de escala y menores precios por kWh.

SIMBOLOGIA

SUBESTACION

LINEA DE INTERCONEXION

OCEANO ATLANTICO

OCEANO PACIFICO

BE

LIC

E

GUATE ESTE

GUATE NORTE

PEPESCA

EL CAJONRIO LINDO

SUYAPA

AHUACHAPAN

NEJAPA

15 SEPTIEMBRE

PAVANA

LEON

TICUANTEPE

CAÑAS

PARRITA

RIO CLARO

VELADERO

LINEA A 230 Kv

PAIS LONGITUD % (km)

Guatemala 242 13.4El Salvador 260 14.4Honduras 266 20.3Nicaragua 284 15.8Costa Rica 515 28.6Panamá 135 7.5

TOTAL 1 802 100.0

COPE/MEF

Proyecto Interconexión - Anillo de la Proyecto Interconexión - Anillo de la Amistad Costa Rica - PanamáAmistad Costa Rica - Panamá

*Proyecto en la fase de estudio, se contempla como 1ra etapa una línea de 230 kv S/E Guasquitas – Fortuna (2002-2003).

*Hace posible desarrollo de Hidroeléctricas cuencasTeribe – Changuinola y aumenta seguridad de suministro con reservas de hasta 120 MW enCosta Rica

COPE/MEF

EL MERCADO ELECTRICO CENTROAMERICANOEL MERCADO ELECTRICO CENTROAMERICANODesarrollo GradualDesarrollo Gradual

BLOQUESUR

BLOQUESUR

BLOQUENORTE

BLOQUENORTE

MERCADOREGIONAL

Fase A

MERCADOREGIONAL

Fase A

MERCADOREGIONAL

Fase B

MERCADOREGIONAL

Fase B

MERCADOREGIONAL

Fase C

MERCADOREGIONAL

Fase C

LINEAEL SALVADORHONDURAS

LINEAEL SALVADORHONDURAS

RefuerzosNacionales

Transm.

RefuerzosNacionales

Transm.

LíneaSIEPAC

LíneaSIEPAC

OtrasLíneasfuturas

OtrasLíneasfuturas

ORGANIZACIÓN COOPERACION TECNICA DEL ORGANIZACIÓN COOPERACION TECNICA DEL BID PARA DESARROLLAR MERCADO BID PARA DESARROLLAR MERCADO ELECTRICO REGIONALELECTRICO REGIONAL

GRUPO DIRECTORGRUPO DIRECTORSectores Energía, Económico

y Empresas Eléctricas

COMITÉ PROGRAMACIONCOMITÉ PROGRAMACIONEVALUACIONEVALUACION

Sector Eléctrico(2 por país)

PANEL DE EXPERTOSPANEL DE EXPERTOSConsultores individualesConsultores individuales

UNIDAD EJECUTORAUNIDAD EJECUTORADEL PROYECTODEL PROYECTO

CONSULTORES INDIVIDUALES Y EMPRESAS DE CONSULTORIACONSULTORES INDIVIDUALES Y EMPRESAS DE CONSULTORIA

TECNICOS DE LA REGIONTECNICOS DE LA REGIONCONSULTORCONSULTORPRINCIPALPRINCIPAL

Planificación de la CT

COOPERACION TECNICA DEL COOPERACION TECNICA DEL BIDBID

Esfuerzo mancomunado de los expertos de la Esfuerzo mancomunado de los expertos de la región, con el BID y con consultores de rango región, con el BID y con consultores de rango internacional para preparar el diseño del mercado internacional para preparar el diseño del mercado regional y su reglamentación de detalle.regional y su reglamentación de detalle.

$1.5 millones aportes de la región$1.5 millones aportes de la región

$5 millones donación del BID a la región$5 millones donación del BID a la región

$9.9 millones préstamos del BID a la región$9.9 millones préstamos del BID a la región

COSTO: $16.4 millones desglosado:COSTO: $16.4 millones desglosado:

Paquete 1 Operación Técnica y Paquete 1 Operación Técnica y Comercial del MERComercial del MER

Etapa I:

Diseño detallado del MER; elaboración del reglamento; especificación y suministro opcional de sistemas informáticos; y preparación de plan de implantación del reglamento

Etapa II:

Diagnostico de los resultados del MER; propuesta de ajustes regulatorios y asistencia para su implantación; procedimiento de seguimiento de la operación del MER; y revisión y mejora de los sistemas informaticos

Paquete II: Regulación de la Paquete II: Regulación de la Transmision y calidad del servicioTransmision y calidad del servicio

Etapa IDiseño detallado de los aspectos de transmisión del MER; preparación del reglamento; diseño del SPTR e identificación inicial de la RTR; determinación de parámetros de calidad y seguridad regionales; especificación y suministro opcional de sistemas informaticos; y preparación de plan de implementación del RT

Etapa IIDiagnostico de los resultados de la RTR; propuesta de ajustes regulatorios y asistencia para su implantación; revisión y mejora de los sistemas informaticos y revisión de parámetros de calidad y seguridad regionales

Paquete III: Creación y organización Paquete III: Creación y organización de la CRIE y el EORde la CRIE y el EOR

Etapa I:Diseño detallado de la organización de la CRIE y el EOR, diseño y especificación de SCADA preliminar.

Etapa II:Fortalecimiento institucional de CRIE mediante diagnóstico de funcionamiento, propuestas de mejoras organizacionales y de procedimientos regulatorios.Fortalecimiento institucional del EOR mediante diagnostico de funcionamiento, propuestas de mejoras organizacionales y de coordinación OS&M-EOR.

ORGANIZACIÓN DE LA EPRORGANIZACIÓN DE LA EPR

Establecida como sociedad anónima.Establecida como sociedad anónima.

Poseerá una concesión de construcción, Poseerá una concesión de construcción, operación y mantenimiento de una línea de operación y mantenimiento de una línea de transmisión eléctrica regional, otorgada por los transmisión eléctrica regional, otorgada por los países de la región por mandato del Tratado países de la región por mandato del Tratado Marco.Marco.

Será remunerada como actividad monopólica Será remunerada como actividad monopólica mediante pagos anuales con rentabilidad mediante pagos anuales con rentabilidad establecida por el Regulador Regional (CRIE).establecida por el Regulador Regional (CRIE).

EPREPR - - Empresa Propietaria de la Red de Empresa Propietaria de la Red de Transmisión S. A.Transmisión S. A.

ORGANIZACIÓN DE LA EPRORGANIZACIÓN DE LA EPR

...continuación ...continuación

• Los socios actuales son las empresas Los socios actuales son las empresas eléctricas de la región que son responsables eléctricas de la región que son responsables de la transmisión nacional y la empresa de la transmisión nacional y la empresa ENDESA de España, e ISA de Colombia por ENDESA de España, e ISA de Colombia por partes iguales.partes iguales.

• Ningún socio podrá tener más de 15% de las Ningún socio podrá tener más de 15% de las acciones de la empresa.acciones de la empresa.

ESQUEMA DE FINANCIAMIENTOESQUEMA DE FINANCIAMIENTO

Monto

Préstamo BID Capital Ordinario/FOE * 170

Préstamo V Centenario 70

Préstamo ENDESA 40

Patrimonio de la EPL 40.3

Total 320.3

US$ Millones

* CO: 120 FOE: 50* CO: 120 FOE: 50

Integración SIEPAC – Pacto AndinoIntegración SIEPAC – Pacto AndinoCOPE/MEF

Antecedentes:

Desde octubre de 2001 ISA de Colombia y ETESA de Panamá realizan estudios técnicos de interconexión.

X Reunión de la Comisión de Vecindad Colombo – Panameña y firma de Memorando de Entendimiento entre Ministro de Minas y Energía de Colombia y el Ministro de Economía y Finanzas de Panamá.

Se conforman los Grupos de Trabajo Colombia – Pana-má integrados por: UPME, ISA y Agentes (Colombia) yCOPE, ETESA, ANAM, ERSP (Panamá).

Primera reunión Grupos de Trabajo en Panamá en Oct.2003.


Resultados de Estudios Ambientales:

Preliminarmente se identifican sensibilidades por las rutas que pudieran afectar las áreas protegidas del Darién en Panamá, y las dificultades relacionadas con el cruce del río Atrato que atraviesa una llanura aluvialde suelos inundables.

Se analizan también rutas combinadas submarinas y terrestres.

Se licitó el estudio DAA Diagnóstico de Alternativasel cual estará listo para el mes de julio de 2004.


Resultados Estudio Energético:

Se realizan conjuntamente ETESA – ISA estudios energéticos que se proyectan en los planes de expansión.

Colombia tiene 13,000 MW instalados y 8,000 MW de demanda máxima.

Los precios del mercado Colombiano son inferioresa los de Centroamérica.

Beneficios operativos a 300 MW de interconexión de$50 MM por año.

Se prevé potencial de exportación de 1,800 GWh al año.


Resultados de los Estudios Eléctricos:

Exportación de 300 MW hacia Centroamérica.

Alternativa a 230 voltios AC no es viable por oscila-ciones no amortiguadas ante contingencias en líneascercanas.

Alternativa DC 230 kV viable tramos terrestre y submarino.

Inversión entre USD 170 y 220 MM y dos años de eje-cusión.

Confiabilidad del servicio dependerá de la ruta entreotros aspectos importantes.


Análisis de la Viabilidad del Proyecto:

Se requiere culminar los estudios ambientales, ener-géticos, eléctricos, financieros y económicos.

Recuperación de la inversión a través de la tarifa poruso y conexión.

Se requiere resultado de estudio DAA para determinarruta y costos.

Se utiliza la base de datos actualizada del sistema eléctrico de Centroamérica y analizar diversosescenarios económicos y financieros.

Se requiere armonización de marcos regulatorios.


Análisis de la Viabilidad del Proyecto:

La legislación de Panamá permite que un privado puedaconstruir una línea de transmisión en territorio nacionalcumpliendo con las reglas comerciales y el reglamentode operaciones.

El tramo de línea entre la frontera y la subestación Panamá II puede servir de “línea de conexión” al sistemade ETESA.

Se estima el período de construcción en 2 años.

Los refuerzos requeridos entre la Subestación Panamá IIy Panamá I serían responsablidad de ETESA.


Acuerdos:

Completado el estudio DAA.

UPME y COPE/ETESA adelantar estudios de la conve-niencia de incluir la interconexión en los planes deexpansión.

Utilizar base de datos de CEAC actualizados sistema CA.

Promover armonización regulatoria (BID facilitador)

Promover participación del EOR, operadores en estu-dio de viabilidad operativa y comercial.

Financiamiento BID de estudios de integración.

Panamá IIPanamá II

CerromatosoCerromatoso

ConversorConversor

Panamá II

DC-250 kV - Monopolar - AéreaConversorConversor

Cerromatoso

Alternativas terrestres (DC)Alternativas terrestres (DC)PANCOL

Terrestre

Sudmarina

298

-

298

273

-

273

571

-

571

km

Panamá IIPanamá II

CerromatosoCerromatoso

ConversorConversor

Panamá II

DC-250 kV - Monopolar - Aérea

ConversorConversor

CerromatosoDC-250 kV - Monopolar - Cable

Alternativas combinadas (DC)Alternativas combinadas (DC)PANCOL

Terrestre

Sudmarina

190

51

241

273

-

273

463

51

514

km

Alternativas en HVDCAlternativas en HVDC Inversión estimada [millones de USD] Inversión estimada [millones de USD]

Col-Pan 172 192

Col 87 107

Pan 85 85

DC Terrestre DC Combinada

49%

51%

44%

56%

Costos marginales CACostos marginales CA

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Ju

l-0

4

No

v-0

4

Ma

r-0

5

Ju

l-0

5

No

v-0

5

Ma

r-0

6

Ju

l-0

6

No

v-0

6

Ma

r-0

7

Ju

l-0

7

No

v-0

7

Ma

r-0

8

Ju

l-0

8

No

v-0

8

Ma

r-0

9

Ju

l-0

9

No

v-0

9

Ma

r-1

0

Ju

l-1

0

No

v-1

0

Ma

r-11

Ju

l-11

No

v-1

1

Ma

r-1

2

Ju

l-1

2

No

v-1

2

Ma

r-1

3

Ju

l-1

3

No

v-1

3

Ma

r-1

4

COSTA RICA ELSALVADOR GUATEMALA HONDURAS NICARAGUA PANAMA

Falla de la Interconexión HVDC Colombia Falla de la Interconexión HVDC Colombia exporta 300 MWexporta 300 MW

19.99915.97911.9597.93973.9198-0.1000 [s]

35.161

29.712

24.263

18.814

13.366

7.9169

sym_5147_1: Active Power in MW


19.99915.97911.9597.93973.9198-0.1000 [s]

51.234

42.489

33.745

25.000

16.255

7.5104

sym_4612_1: Active Power in MWsym_4615_1: Active Power in MWsym_4619_1: Active Power in MW

19.99915.97911.9597.93973.9198-0.1000 [s]

43.974

35.546

27.118

18.690

10.262

1.8341

sym_4600_9: Active Power in MWsym_4608_1: Active Power in MWsym_4611_1: Active Power in MW

19.99915.97911.9597.93973.9198-0.1000 [s]

77.400

65.026

52.651

40.276

27.902

15.527


sym_5086_1: Active Power in MWsym_5123_1: Active Power in MW


Interconexión Electrica ISA - Empresa de Transimisión de Energía ETESA Gen Honduras

- Estabilidad Dinámica - HVDC desde Cerromatoso Salida de Panam (96 MW)

Date: 7/28/2004

Annex: ED06VX3.05 /3

DIg

SIL

EN

T

Alivio de carga en SIEPAC:

Panamá 57 MW

Costa Rica35 MW

Nicaragua18 MW

TOTAL 110 MW

ConclusionesConclusiones

La interconexión Colombia - Panamá es técnicamente viable en HVDC. Presenta un desempeño eléctrico adecuado que permite cumplir con los criterios de calidad, seguridad y confiabilidad eléctricos.

Capacidad Colombia -> Panamá 300 MW

Capacidad Panamá -> Colombia 200 MW

En Panamá, para cualquier alternativa, se requiere reforzar la transmisión entre Panamá y Panamá II.

Viabilidad del proyectoViabilidad del proyecto•Viabilidad ambiental(DAA)

•Viabilidad técnica y costos de inversión•(Estudio eléctrico)

•Intercambios y Beneficios(Estudio energético)

•11

•22

•33

•Recursos •Redes •Reglas

•55

•Estudios de planeamiento coordinados•44•Análisis socio-político con grupos de interés y sustentación de análisis

•Acuerdos comerciales y operativos

•77

•99•Viabilidad financiera

•Financiación y ejecución del proyecto

•Armonización regulatoria

•Esquemas de desarrollo del proyecto

•88

..1111

•66•Acuerdos políticos entre gobiernos para lograr el respaldo al proyecto

.10

Proyecto de Interconexión Tasmania – Australia

Diseño Cable Submarino DC

Buque Instalador de Cable

La Alternativa de Utilización de otros La Alternativa de Utilización de otros energéticosenergéticos

COPE/MEF

El Memo de Entendimiento 1 de noviembre de 2004 entre los presidentes de Colombia y Panamá contempla los estudios de factibilidad para la integración ENERGÉTICA.

Se han celebrado reuniones entre la UPME, la COPE, Ecopetrol, Ecogas, el ERSP para coordinarla realización de estudios de factibilidad iniciando enel año 2004.

El intercambio energético puede ser:

GNC Gas Natural Comprimido

Gasoducto Cartagena – Panamá

Utilización de carbón de Colombia

Distribución de Precio Monómico de Distribución de Precio Monómico de Proyectos Térmicos en Ctvs/kWhProyectos Térmicos en Ctvs/kWh

COPE/MEF

P roye cc ión de P r e cios de Co mbustible

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

1998

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

2009

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

2015

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

US$

/ M

MB

tu

D.Livia no D.M a rino Bu nke r C

GNC G NL Ca rbón

La Alternativa del Gas NaturalLa Alternativa del Gas Natural

COPE/MEF

El Tema de la Exportación de Gas:

Exportación de gas fue insertado y aprobado en elPlan Nacional de Desarrollo de Colombia.

Existe libertad de precios para exportación con unlímite de reserva/producción.

No hay limitante legal ni regulatoria.

En la Guajira y Cusiana habrá hasta 200 MPCD parala venta.

Se estima precio de $1.50/MMBTU en boca de pozo.

Colón

INTERCONEXIÓN A GAS O ELÉCTRICA COLOMBIA - PANAMA

600 km 18plgds $300 MM

70 a 160 mpcd

Demanda Promedio Gas MCF/DíaDemanda Promedio Gas MCF/Día

COPE/MEF

Tabla 2.1: Demanda proyectada promedio de gas - Panamá, MCF/día Estudio CEPAL (ref. 5.)

2005 2010 2015Energía eléctrica 52 103 117Industria 3 8 11

TOTAL 55 111 128CCGT MW Equivalentede potencia gas @ 90%

350 700 795

Transporte GNC CosellesTransporte GNC Coselles

COPE/MEF

Barcaza: USD 25 MM

Panamax USD 110 MM108 coselles

16 km tubería 6plgds3.1 MPC 5º C 3,000 psi

7 días 300 MW 1 ½ días 300 MW80 MPC 28 coselles

Transporte GNC ComparativoTransporte GNC Comparativo

COPE/MEF

Transporte Cosselle Barcaza GNCTransporte Cosselle Barcaza GNC

COPE/MEF

CNG TRANSPORT COST 900 km,COSELLE BARGE 17,500 DWT

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

1.80

- 50 100 150 200 250

Gas Volume mmscfd

Ta

riff

$/m

sc

f

Cronograma GNC PilotoCronograma GNC Piloto

Resumen: Política Energética de laResumen: Política Energética de laRepública de PanamáRepública de Panamá

• Propiciar el abastecimiento de las necesidades energéticasdel país bajo criterios de:

Eficiencia económica, calidad y confiabilidad

• Aumentar la cobertura de los servicios• Promover el uso racional y eficiente de la energía• Desarrollar los recursos naturales de manera sustentable• Proteger el medio ambiente• Respetar la seguridad jurídica de las inversiones

Los lineamientos generales de la Política Energética estándefinidos en la Ley 6 de 3 de febrero de 1997

*SE REQUIEREN MÁS DE B/.1,000 MILLONES DE INVERSIÓN EN EL SECTOR ELECTRICO EN LOS PRÓXIMOS 10 AÑOS

COPE/MEF

Ministerio de Economía y FinanzasMinisterio de Economía y FinanzasComisión de Política EnergéticaComisión de Política Energética

COPE COPE / MEF MEF

MUCHAS GRACIASMUCHAS GRACIAS

www.mef.gob.pa/cope

COPE/MEF

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