Interconexión Eléctrica Colombia - Panamá

Interconexión Eléctrica Colombia - Panamá

Interconexión Eléctrica
Colombia - Panamá
Estado actual del proyecto
y plan de trabajo previsto
Octubre de 2014
Marco general
Integración energética
Un objetivo común
SIEPAC
IMG
ICP
¿Para qué interconectar países?
 Para lograr optimizaciones de recursos
y asignaciones eficientes de costos
 Para incidir de forma positiva en el
desarrollo social y económico de los
países
 Para lograr una mayor competitividad
en el actual entorno globalizado
SINEA
4
Elementos que soportan la viabilización y
desarrollo de los proyectos
Mercados Integrados
Visión Regional
5Rs
Recursos
Reglas
Redes
Respaldo (Voluntad) de los Gobiernos
Recursos
Los recursos de los países son diferentes (composición y margen), y por tanto es posible
aprovechar complementariedades (hidrología, curva de demanda, etc.)
Reglas
La viabilización de las interconexiones debe estar acompañada de un proceso de
armonización de los marcos normativos y regulatorios
Respaldo
Gobiernos
Es necesario contar con el compromiso de los Gobiernos, respaldado en acuerdos y
directrices, enmarcados en su Política Energética
Visión
Regional
Las interconexiones permiten extender y profundizar los procesos de cooperación e
integración energética en la región, asegurando el intercambio internacional de energía
Descripción del proyecto
6
Corredor de ruta
Interconexión Colombia - Panamá
 Línea de transmisión eléctrica
 Tecnología de corriente directa
(HVDC)
 Longitud aproximada de 600 km
(entre Panamá II y Cerromatoso)
 Capacidad de transporte de
400 MW
Diseño ajustado
del proyecto
Beneficios del proyecto
La interconexión puede
verse como una planta
adicional de generación,
disponible al otro lado de
la frontera
 Permite el acceso a fuentes
de generación más
económicas (optimización
del uso de los recursos
energéticos disponibles)
 Aumenta la confiabilidad
del sistema (más opciones
de generación para atender
el crecimiento de la
demanda)
 Constituye una fuente de
apoyo para los dos países
ante situaciones de
emergencia
 Permite reducir emisiones
de carbono debido a la
sustitución de combustibles
fósiles
Imagen: REE
 Genera ingresos por
exportación de energía (de
Panamá hacia Colombia
durante la época de lluvias)
8
Revisión estratégica y Hoja de Ruta
 Con el apoyo del BID, a finales de 2012 se formuló un trabajo de revisión
estratégica, con el propósito de analizar de manera objetiva el esquema
definido para la viabilización de la interconexión, y validar su consistencia con
la visión prevista para este proyecto como medio de integración con el
mercado regional de Mesoamérica
 El plan de trabajo para alcanzar la viabilidad del proyecto se ha resumido en
una Hoja de Ruta, con actividades a nivel estratégico y táctico, orientadas a
alcanzar los beneficios económicos identificados, a través de una inversión
optimizada y un precio de energía competitivo
9
Se confirma en la Revisión Estratégica:
¡La voluntad es fundamental!
¿Como asegurar respaldo, compromiso y voluntad de los Gobiernos?
Demostrando que:
Mediante:
1. Los países se benefician con el
proyecto
− Evaluación económica (beneficios)
2. La inversión de ICP es óptima y el
proyecto es financieramente viable
− Optimización de la inversión y
revisión del diseño
− Administración de los riesgos
3. La energía puede llegar a un precio
competitivo
− Optimización de los componentes
− Ajustes menores al esquema regulatorio
(armonizado) propuesto
Red
Reg
Rec
Respaldo Gobiernos
Revisión estratégica y
Hoja de Ruta
 Evaluación económica y beneficios
del proyecto
11
Evaluación Económica para Panamá
Valores presentes (a enero 2014)
Exporta
Recibe
Beneficios
40
(USD MM)
183
Ahorra
986
27
Balance ICP: Rentas = Inversión
Costos
(USD MM)
513
367
Importa
0
Energía
200
211
Paga
400
Rentas (Col Exporta)
600
Invierte
800
Tarifa
Rentastransmisión
(Pan Exporta)
1000
Inversión ICP
1200
1400
Combustible
Beneficios = 1,237 | Costos = 1,091 | VPN = 146 | TIR = 20% | B/C = 1.1
12
Evaluación Económica para Colombia
Valores presentes (a enero 2014)
Exporta
Beneficios
(USD MM)
Costos
(USD MM)
513
183
27
Total = Energía + FAZNI + Ley 99 + STN
40 55
Importa
0
Energía
Recibe
Paga
273
211
Invierte
Invierte
200
Rentas (Col Exporta)
400
Tarifa
Rentastransmisión
(Pan Exporta)
600
Inversión ICP
800
Combustible
Beneficios = 724 | Costos = 579 | VPN = 145 | TIR = 15% | B/C = 1.3
13
Intercambios esperados (en GWh)
Por mes y por año
350
3.500
Verano
300
3.000
250
2.500
200
2.000
150
1.500
100
1.000
50
500
Polinómica (Línea 400 MW)
Polinómica (Línea 400 MW)
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
Dic
Nov
Oct
Sep
Ago
Jul
Jun
May
Abr
Mar
Feb
Ene
Mediana de los
intercambios (GWh)
2018
0
0
Revisión estratégica y
Hoja de Ruta
 Optimización de la inversión
 Revisión del diseño
15
Optimización de la inversión
 Usando análisis energéticos actualizados y teniendo en cuenta el esquema
previsto de remuneración, se revisó la capacidad de interconexión para definir
el valor óptimo del enlace (que maximiza la rentabilidad del proyecto).
16
Revisión del diseño básico
 Habiendo definido la capacidad óptima,
se ajustó el diseño básico, buscando
capturar todas las posibles
optimizaciones
 Solución adoptada:
 Capacidad: 400 MW (Bipolo)
 Tensión nominal (HVDC): ±300 kV
 Retorno metálico
 Beneficios:
 Menor nivel de tensión
 Menor peso y número de conductores
(6 en lugar de 9 -diseño original-)
 Menor peso de las estructuras (-15%)
 Menor costo de las estaciones (-15%)
Revisión estratégica y
Hoja de Ruta
 Ejecución de estudios y reducción de
riesgos para los participantes
18
Elementos diferenciadores en el proceso
de viabilidad del proyecto
 El proceso de viabilidad del proyecto ha incorporado varios elementos
innovadores:
 Asumir la ejecución (a riesgo) de los estudios técnicos y ambientales
detallados, no condicionados al cierre financiero del proyecto, con el
objetivo de generar condiciones propicias para su viabilidad, y por esta vía
minimizar incertidumbres sobre su desarrollo
 Incorporar de manera previa y participativa a las comunidades étnicas en el
área de influencia del proyecto, en la ejecución de los estudios de viabilidad
ambiental
 Desarrollar los estudios ambientales en el marco de las políticas y
estándares de la banca multilateral
 Incorporar mejores prácticas y experiencias exitosas para la construcción y
el montaje de la línea de transmisión, a través de una estrategia de
“intervención lo menos invasiva posible”, cuyo objetivo es minimizar el
impacto ambiental
19
Medidas de administración de riesgos
asumidas por ICP
OE4
Desarrollar estudios
requeridos para
minimizar incertidumbres
sobre viabilidad
ambiental-social del
proyecto
OE 4,5
Desarrollar estudios
requeridos para
minimizar incertidumbres
sobre viabilidad técnica
del proyecto
Actividad
Meta
Productos
Actualizar DAA Colombia
2013
Acto administrativo inicio
evaluación
Obtener aprobación corredor
Colombia
2014
Acto administrativo aprobación
(ANLA)
Obtener viabilidad ambiental
Panamá
2014
Concepto de viabilidad ambiental
(ANAM)
Elaboración del EIAS (CO-PN)
2015
EIAS finalizado
Obtener aprobación EIAS (incluye
Consultas Previas protocolizadas)
2016
Licencia (ANLA) y
Resolución (ANAM)
Actividad
Meta
Productos
Actualizar las especificaciones
técnicas del proyecto
2013
Solución óptima definida
(máxima disponibilidad)
Desarrollar estudios técnicos
detallados en Atrato y Darién
2013
2014
Informe prospección geotécnica /
definición métodos constructivos
Realizar afinación de ruta en
Colombia (según DAA)
2014
Informe afinación de ruta
Generar plantillado preliminar
2014 Sitos de torre preliminares
Generar plantillado definitivo
2015 Sitos de torre definidos
Realizar diseño de campo
(Tramos 1-2-3)
2015 Sitios de torre materializados
20
Medidas de administración de riesgos
asumidas por ICP
OE 5
Actividad
Meta
Productos
Formular el proyecto con Actualizar estudio de conexión a la
visión regional
Red de Transmisión Regional (RTR)
2014
Informe
Obtener aprobación de conexión a la
Red de Transmisión Regional
2015
Resolución CRIE
Evaluar ampliación a riesgo con
beneficio regional
2015
Aprobación CRIE
(condicionada a criterios RMER)
OE 7
Evaluar escenarios de
viabilidad y alternativas
de capital para el
proyecto
Actividad
Meta
Productos
Actualizar evaluación económica del
proyecto
2014
Informe evaluación económica
Reactivar banca de inversión y
actualizar evaluación de viabilidad
financiera del proyecto
2014
Modelo financiero actualizado
Evaluar escenarios de ingresos y
opciones de financiación
2015
Escenarios evaluados
21
Resumen estudios ambientales-sociales
del proyecto
Análisis de
Restricciones
Ambientales
(ARA)
Diagnóstico
Ambiental de
Alternativas
(DAA)
Viabilidad Social en Panamá
(gestión comunidades indígenas)
Ingeniería básica y
prediseño
Auto 011-2013
Aprobación DAA Colombia
2003
2004
2005
Diagnóstico
Ambiental y Social
de Alternativas
Debida
diligencia Darién (DASA)
Actualización
Diagnóstico
Ambiental (DAA)
Colombia
Auto 1303-2013
Modificación DAA Colombia
2006
2007
2008
2009
Autos 4222-2013 / 1543-2014
Evaluación DAA Colombia
2010
2011
2012
2013
2014
Comunidad
Embera Wounaan
Villa Caleta
Marragantí
Sinaí
Lajas Blancas
Canaan
Dozaque Puro
Comunidad
Embera Wounaan
Bajo Chiquito
Tortuga
Alto Playón
Consejo Nokora EW
Congreso Cémaco
Tierras Colectivas EW
Consejos
Comunitarios
COCOMA Norte
COCOMA Seco
COCOMA Sur
COCOMA Bocas
COCOMA Unguía
Los Mangos
Resguardos
Indígenas
Resguardo Pescadito
Resguardo Alto S Jorge Resguardo Dokerazavi
Resguardo La Palma
Resguardo Las Playas
Resguardo Arquía
Autoridades
Municipales
Carepa
San Pedro de Urabá
Turbo
Apartadó
Chigorodó
Unguía
Juntas Acción
Comunal
Montelibano
Puerto Libertador
Valencia
Tierralta
San José de Uré
Planeta Rica
23
Escenarios de viabilidad financiera
Hay que asegurar un adecuado balance entre administración de riesgos y
oportunidad de negocio (venta de energía)
 Viabilidad soportada en contratos de ingresos (vía asignación de derechos de
largo plazo de uso de la capacidad de la línea):
 Más probable en la medida que las incertidumbres asociadas al esquema
estén controladas (viabilidad técnica, ambiental y social del proyecto)
 Escenario conservador: asignación de derechos una vez se obtenga la
licencia ambiental
 Viabilidad no condicionada a contratos de ingresos (asumiendo ingresos
iniciales por mercado de corto plazo):
 Implica esquemas alternativos de financiación (a gestionar a través de la
banca de inversión)
 El compromiso de los países será fundamental para asegurar los aportes
de capital (mínimo) de los accionistas
Revisión estratégica y
Hoja de Ruta
 Expectativas mercado Panamá
 Evolución mercado Centroamérica
25
Evolución Costo Marginal
Panamá
300
250
200
150
Fuente: La Prensa
100
300
CMg Pan Real
Plan 2010-2024
200
Plan 2011-2025
50
Plan 2012-2026
100
Plan 2013-2027
Valor Promedio Anual (USD/MWh) versus
proyección Plan Indicativo de Generación
Fuente: ETESA
sep-14
jul-14
may-14
mar-14
ene-14
nov-13
sep-13
jul-13
may-13
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
0
2007
0
Plan 2014-2028
26
Resultados de los procesos recientes
de contratación de largo plazo
LPI
ETESA
Requerimiento
Período a contratar
Resultado
evaluación
Adjudica
Estado
01-12
Potencia Firme y Energía
(cualquier tecnología)
15 años
114.19
(ene 2016 - dic 2030) USD/MWh
[Varios GExistentes]
07-12
Sólo Energía
(Centrales de generación
hidroeléctrica de pasada)
14 años y 10 meses 124.51
(mar 2013 - dic 2027)
[Varios GExistentes]
06-12
Potencia y Energía
15 años
141.59
(Centrales nuevas de generación (ene 2017 - dic 2031)
a base de carbón)
Termo
Energia II
150 MW
ASEP canceló
licencia provisional
01-13
Potencia y Energía
20 años
137.87
(Centrales nuevas de generación (mar 2017 - feb 2036)
a base de gas natural)
TELFERS
670 MW
Cuenta con licencia
pero ASEP negó
prórroga cierre
financiero (Oct/14)
01-14
20 años
Potencia y Energía
(Centrales nuevas de generación (jul 2020 - jun 2040)
hidroeléctricas de embalse, con
regulación ≥ 90 días)
Chan II
(EGESA)
120 MW
02-14
Potencia y Energía
15 años
(Centrales nuevas de generación (ene 2017 - dic 2031)
termoeléctricas)
Fuente: ETESA
140.93
Proceso fue
cancelado. Se
emitirá nuevo
pliego 01-15
27
Plan de Acción para la consolidación
del SIEPAC/MER
Los países del SIEPAC acordado adelantar, en el marco de su Hoja de Ruta, las
siguientes acciones para la consolidación del Mercado Eléctrico Regional:
Infraestructura e inversiones
1. Completar la infraestructura física del SIEPAC para finales de 2014
2. Adecuar la capacidad de medición comercial de la RTR
3. Priorizar las inversiones en los refuerzos nacionales de las líneas de
transmisión, acordadas por los países como parte del SIEPAC
Aspectos regulatorios e institucionales
1. Supervisar cumplimiento de las normas de regulación y operación del MER
2. Fortalecer la gobernabilidad y funcionalidad del MER
3. Formular un mecanismo tarifario que garantice la remuneración de la RTR
4. Promover las transacciones a través de Contratos Firmes y el régimen de
Derechos de Transmisión
28
Entrada en operación de la línea SIEPAC
 El 29 de septiembre del 2014 fue energizado el último tramo de la línea
SIEPAC entre las subestaciones Parrita y Palmar Norte en Costa Rica,
concluyéndose de esta manera la primera fase de la infraestructura de
transmisión regional
 Teniendo como objetivo un valor de 300 MW de capacidad operativa de
intercambio internacional mínima entre cualquier par de países miembros del
MER, mediante resolución CRIE-P-20-2014 se ha asignado al EOR la
responsabilidad de realizar los estudios de planificación regional (mediano y
largo plazo) para identificar las obras de transmisión requeridas para mantener
dicho nivel de capacidad
México
Tapachula
San Agustín Panaluya
San Buenaventura
Guate Norte
Cajón
La Vega
Los Brillantes
San Nicolás
Aguacapa
País
T
15 de Sept.
Ahuachapán
Nejapa
Aguacaliente
Sandino
Ticuantepe
km
Tramos
GU
283
3
ES
286
4
HO
275
4
NI
307
3
CR
499
5
PA
150
1
1,800
20
Lago
Nicaragua
Cañas
Parrita
Palmar Norte
Dominical
Río Claro
Fuente: EPR SIEPAC
Veladero
Panamá II
Cerro
Panamá
Colombia
Total
29
Contratos y asignación de los
derechos financieros en el MER
Dentro del Plan de Acción para la consolidación del SIEPAC/MER, se acordó
promover (para 2014) la implementación del marco regulatorio que permita las
transacciones a través de Contratos Firmes y el régimen de Derechos de
Transmisión que de la confianza a los países de firmar contratos de largo plazo
y permita transacciones de mediano y largo plazo
 Mediante Resolución No. CRIE-P-26-2014 (septiembre de 2014) se aprobó
el procedimiento de aplicación de los Contratos Regionales con Prioridad
de Suministro (CRPS) y de los Derechos Financieros (DF), y su transición a
los Contratos Firmes
 El DF asigna a su titular el derecho de inyectar potencia en un nodo de la
RTR y a retirar potencia en otro nodo, y el derecho a percibir o la obligación
de pagar una Renta de Congestión
 A partir de diciembre 2015 se asignarán nuevos DF para los Contratos
Firmes, que entrarán en operación a partir de enero 2016
Fuente: CRIE
30
Intercambios de energía
en América Central
Mercado Eléctrico Regional (MER) y mercado bilateral México - Guatemala
1,600
1,400
1,200
1,000
GWh
800
600
400
Incremento
progresivo de
transacciones
en el MER
2012-2014
200
0
2014‐Ago
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
1984
1983
1982
1981
1980
1979
1978
1977
1976
Fuente: CD MER
Intercambio MER
Intercambio Mexico Guatemala
Ago 2013 a
Ago 2014
= 1,306 GWh
Plan de trabajo
2014 - 2018
32
Plan de trabajo 2014-2018
Metas:
2013
 Actualización Diagnóstico Ambiental de
Alternativas -DAA- en Colombia
 Actualización diseño básico del proyecto
(líneas y estaciones)
2014
 Aprobación del corredor ambiental en
Colombia y Panamá
2015
 Ejecución Estudio de Impacto Ambiental
y Social –EsIA Ejecución diseño detallado de la línea en
los dos países
Ejecución de estudios y obtención de autorizaciones
(para minimizar incertidumbres)
DAA
aprobado
2013
2014
EsIA
2015
Viabilización
Licencia
2016
2017
Construcción
2018
33
Hitos acordados
(como parte de la Hoja de Ruta)
Objetivo estratégico
Minimizar los riesgos
para los participantes en
el negocio
2013
 Diagnóstico
Ambiental de
Alternativas (DAA)
actualizado
2014
 Corredor ambiental
aprobado
2015
 Estudio de Impacto
Ambiental y Social
(EIAS) ejecutado
2016
 Licencia ambiental
otorgada
Realizar un diseño
óptimo
 Diseño básico del
 Especificaciones
 Diseño de campo
(detallado) de la
línea ejecutado
 Servicio de
construcción y
montaje adjudicado
proyecto actualizado
 Alternativas de
conexión evaluadas
y viabilizadas
técnicas de las
estaciones
finalizadas
 Ajustes regulatorios
implementados
Gestionar
proactivamente el marco
normativo
Estructurar y disponer
fuentes de capital
competitivas
 Modelo financiero
actualizado
 Opciones de capital
para el proyecto
definidas
Con base en la Hoja de Ruta del proyecto, y considerando la finalización del EIAS en el 2015, la fecha de
entrada en operación de la interconexión sería el año 2018, asumiendo que no se presenten contratiempos
no gestionables por las empresas, que alteren el plan de trabajo definido
Fin de la presentación