Consejo de Electrificación de América Central

GRUPO DE TRABAJO DE PLANIFICACIÓN

INDICATIVA REGIONAL - GTPIR

PLANES INDICATIVOS REGIONALES PLANES INDICATIVOS REGIONALES DE EXPANSION DE LA DE EXPANSION DE LA

GENERACIONGENERACION

Seminario sobre proyectos MDL

Hotel Meliá Cariari, San José, Costa Rica

7 de marzo del 2007

GRUPO DE TRABAJO DE GRUPO DE TRABAJO DE PLANIFICACIÓN INDICATIVA PLANIFICACIÓN INDICATIVA

REGIONALREGIONAL

• Programa coordinado por el Consejo de Electrificación de América Central (CEAC)

• Grupo conformado por los planificadores de cada una de las seis empresas eléctricas estatales y de la Comisión Nacional de Energía de Nicaragua

• Objetivo: Establecer una base de datos regional y planes indicativos de generación

• Herramientas: Super/Olade-BID y SDDP

PLANIFICACIÓN INDICATIVA PLANIFICACIÓN INDICATIVA REGIONALREGIONAL

• Planes indicativos con un horizonte de 15 años

• Para el período inicial de 3 –5 años los planes corresponden a las propuestas de cada país

• Para el período restante los planes se obtienen con el criterio del mínimo costo de inversión y operación

• Los planes son herramientas útiles para la planificación de largo plazo y para la elaboración y modelamiento de políticas energéticas nacionales

BASE DE DATOSBASE DE DATOS

Características del parque existente Características de las demandas, actuales

y futuras Base de datos hidrológicos de las plantas

hidroeléctricas, existentes y candidatas futuras

Pronóstico de costos de combustibles Características de plantas existentes y

catálogo de proyectos de generación

Capacidad de interconexiones

SITUACION ACTUAL DE LA SITUACION ACTUAL DE LA GENERACION EN GENERACION EN

CENTROAMERICACENTROAMERICA

ENTORNO ECONOMICOENTORNO ECONOMICO

Población (1) Porentaje

Urbano (1)

Cobertura

Eléctrica (2)

Area Generación

anual (2)

Densidad Población

Generación per Cápita

millones hab % % miles km2GWh Hab/km2

kWh/hab

Costa Rica 4.3 62.6 98.6 50.9 8 146 85 1 885El Salvador 6.9 57.8 82.3 20.9 4 943 328 719Guatemala 12.7 50.0 83.2 108.9 7 221 117 569Honduras 7.3 47.9 69.2 112.1 5 625 66 766Nicaragua 5.5 56.9 54.1 139.0 2 808 39 512Panamá 3.2 65.8 85.7 77.1 5 775 42 1 789Istmo 40.0 54.5 78.3 508.9 34 518 79 864

Fuentes:

(1) Boletín Demográfico. América Latina: proyecciones de población urbana y rural 1970-2025. CEPAL/CEDAL julio 2005

(2) Istmo Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico (datos actualizados a 2005). CEPAL, setiembre 2006

Población, Territorio y Generación Eléctrica en Centro AméricaAño 2005

DIMENSION DEL SISTEMADIMENSION DEL SISTEMA

Generación por fuente Año 2005

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

Costa Rica Guatemala Panamá Honduras El Salvador Nicaragua

GW

h

Hidro

Otro Renovable

Petróleo

Carbón

Total por país

Hidro Otro Renovable Petróleo Carbón Total por paísCosta Rica 6 565 1 376 271 0 8 212Guatemala 2 927 870 2 444 979 7 219Panamá 3 784 0 1 946 0 5 730Honduras 1 724 77 3 787 0 5 587El Salvador 1 717 1 073 2 061 0 4 851Nicaragua 370 439 1 865 0 2 674TOTAL 17 087 3 835 12 373 979 34 273

GWhGeneración Año 2005

Fuente: CEPAL

COMPOSICION DEL PARQUE COMPOSICION DEL PARQUE GENERADORGENERADOR

Hidro Otro Renovable Petróleo Carbón Total por paísGuatemala 646 216 980 142 1 983Costa Rica 1 304 262 396 0 1 961Panamá 832 0 724 0 1 556Honduras 477 60 913 0 1 449El Salvador 442 212 544 0 1 198Nicaragua 104 199 439 0 742TOTAL 3 804 949 3 994 142 8 890

Potencia Instalada Año 2005MW

Potencia Instalada Año 2005

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

Guatemala Costa Rica Panamá Honduras El Salvador Nicaragua

MW

Hidro

Otro Renovable

Petróleo

Carbón

Total por país

Potencia Istmo 2005

Hidro43%

Otro Renovable

11%

Petróleo44%

Carbón2%

Fuente: CEPAL

CAMBIOS EN LA COMPOSICION DEL CAMBIOS EN LA COMPOSICION DEL PARQUE GENERADORPARQUE GENERADOR

En la década de los 90’s se redujo la participación hidroeléctrica, a cambio de una mayor dependencia del petróleo

Participación histórica de las fuentes energéticas

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

%G

ener

ació

n Hidro

Otros renovables

Petróleo

Carbón

Fuente: CEPAL

ASPECTOS RELEVANTES BAJO ASPECTOS RELEVANTES BAJO ESTUDIOESTUDIO

PLANTAS REGIONALESPLANTAS REGIONALES

Grandes centrales térmicas

Nombre Nomenclatura Tamaño (MW) CantidadTurbina de Gas TG100 100 2 2009-2020 2010-2020Motores Media Velocidad MMV 5 x20 2 2009-2020 2012-2020Ciclo Combinado Diesel 150 CCDS150 150 2 2010-2020 2012-2020Ciclo Combinado Diesel 250 CCDS250 250 2 2012-2020 2013-2020Carbón 250 CB250 250 2 2014-2020 2015-2020Carbón 500 CB500 500 2 2014-2020 2015-2020Gas Natural Licuado GNL500 500 1 2015-2020

Disponibles en :

En todos los Sistemas :

Grandes hidroeléctricasProyectos Hidroeléctricos de Centroamérica

0

200

400

600

800E

l Tig

re

Cop

alar

Bor

uca

Ver

agua

s

Xal

ala

Rev

enta

zón

Pat

uca

2

Cim

arró

n

Sav

egre

Tum

arin

Cha

ngui

nola

75

Moj

olka

Cha

ngui

nola

75

Cha

ngui

nola

220

MW

Potencia InversiónMW mill $

El Tigre 704 1 284Copalar 660 797Boruca Veraguas 622 1 273Xalala 330 592Reventazón 300 633Patuca 2 270 514Cimarrón 261 579Savegre 200 476Tumarin 160 275Changuinola 75 158 346Mojolka 138 260Changuinola 75 132 204Changuinola 220 126 295

PROYECTOS HIDROELECTRICOS DECENTROAMERICA

RENOVABLES Y DIVERSIFICACION DE RENOVABLES Y DIVERSIFICACION DE FUENTES ENERGETICASFUENTES ENERGETICAS

Renovables

Diversificación de fuentes

Se incluyen plantas renovables genéricas, para medir su impacto en los planes de expansión

Se incluyen, además de las renovables, el carbón y el gas natural, como alternativas para reducir la dependencia del petróleo

PRECIOS DEL PETROLEOPRECIOS DEL PETROLEO

Los precios de los derivados del petróleo han subido alarmantemente

La exposición de la región a la volatilidad del precio de los hidrocarburos crea una gran presión económica y social

PETRÓLEO CRUDO - PRECIO MEDIO ANUAL

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1972 1982 1992 2002

Nominal US$ 2005

IMPORTANCIA DE LA IMPORTANCIA DE LA DIVERSIFICACION EN COMBUSTIBLESDIVERSIFICACION EN COMBUSTIBLES

Proyección EIA Caso Alto

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

$/m

mB

TU

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

$/b

bl

Diesel Bunker GNL Carbón Crudo

Proyección EIA Caso Base

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

$/m

m/B

TU

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

$/b

bl

Diesel Bunker GNL Carbón Crudo

Aunque el gas está ligado al petróleo, en un escenario alto de crecimiento de la demanda mundial, se proyecta que el precio del GN tenderá a crecer menos que el petróleo

GAS:

Se prevé que el precio del carbón se mantendrá estable

CARBON:

DATOS DEL ESTUDIODATOS DEL ESTUDIO

PROYECCION DE CRECIMIENTOPROYECCION DE CRECIMIENTO

Con la tasa de crecimiento proyectada, la demanda se duplica cada 15 años

Año GU ES HO NI CR PA CA2006 7 185 4 866 6 321 2 896 8 594 5 752 35 6142007 7 579 5 061 6 539 3 045 9 033 5 995 37 2512008 7 983 5 263 6 863 3 185 9 498 6 326 39 1182009 8 398 5 474 7 221 3 322 9 989 6 607 41 0112010 8 825 5 693 7 575 3 460 10 506 6 907 42 9662011 9 263 5 921 7 925 3 600 11 050 7 226 44 9842012 9 712 6 158 8 288 3 745 11 624 7 563 47 0912013 10 174 6 404 8 662 3 896 12 234 7 920 49 2902014 10 648 6 660 9 045 4 053 12 887 8 295 51 5882015 11 135 6 926 9 438 4 217 13 575 8 692 53 9832016 11 635 7 203 9 839 4 391 14 303 9 107 56 4782017 12 149 7 492 10 249 4 573 15 071 9 545 59 0782018 12 676 7 791 10 669 4 765 15 882 10 006 61 7892019 13 218 8 103 11 101 4 979 16 738 10 492 64 6302020 13 775 8 427 11 505 5 204 17 643 11 003 67 557

%crec 4.8% 4.0% 4.4% 4.3% 5.3% 4.7% 4.7%

Proyecciones de demandaGWh

Proyecciones de Demanda en Centroamérica

0

5 000

10 000

15 000

20 000

2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

GW

h

GU ES HO NI CR PA

Crecimiento Relativo de la Demanda en Centroamérica

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

2.2

2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

GW

h /

GW

h20

06

GU ES HO NI CR PA CA

0.0

0.1

0.20.3

0.4

0.5

0.6

0.70.8

0.9

1.0

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

D/D

ma

x

GUA

ES

HO

NI

CR

PA

PROM

Demanda_horaria_MEAC.xls

CURVAS DE CARGA HORARIASCURVAS DE CARGA HORARIAS

La curva de carga de PANAMA se complementa con el resto de Centroamérica

Los demás países comparten un patrón de carga muy parecido

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Qm

es/

Qan

ual

Promedio

HIDROLOGIAHIDROLOGIA

El clima en la región es muy homogéneo:

Situación ActualSituación ActualInterconexiones Interconexiones

Bilaterales ExistentesBilaterales Existentes

Supaya

Panamá

Liberia

Masaya

Pavana

Progreso

Ahuachapán

Leon

Rio Claro

15 de Sept.

Guate Este

LT 230 KV Existente

Sistemas Nacionales

INTERCONEXIONESINTERCONEXIONES

Enlaces intraregionales

Enlaces con México y Colombia

México-Guatemala: 200 MW, en construcción, operando en el 2008.

Colombia-Panamá: 300 MW, en planeamiento.

2009

2012

Lago

Nicaragua

Panamá

Aguacapa

Nejapa

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Aguacaliente

Veladero

CajónRío LindoPanaluya

Ahuachapán

Planta Nicaragua

Guate Norte

Palmar Norte

15 de Sept.

T

Río Claro

Ruta de Línea a 230 KVSubestación de interconexiónSubestación nacional

300 MW de capacidad (1a. Etapa)28 bahías en 15 subestaciones

Cable OPGW de 36 fibras ópticasINCLUYE LT 230 kV PREVISTA

PARA SEGUNDO CIRCUITO

País Kms.Guatemala 281El Salvador 285Honduras 270Nicaragua 321Costa Rica 490Panama 150

Total 1797

Línea SIEPAC Línea SIEPAC Primer Sistema de Primer Sistema de

Transmisión RegionalTransmisión Regional

RESULTADOS DEL ESTUDIORESULTADOS DEL ESTUDIO

A B C D E F G HBase Sin

Resticción Hidro

Fuerte Restricción

Hidro

Con Colombia

Combustible Alto

Demanda Alta

Demanda + Combustible

Alto

Renovables Genéricas

Media X X X X XNinguna X XFuerte X

Sin Conexión X X X X X X XCon Conexión X

Media X X X X X XAlta X X

Medio X X X X X X XAlto X

Sin Genéricas X X X X X X XCon Genéricas X

Desarrollo de Pequeñas Centrales

CARACTERISTICA DESCRIPCION DE LOS CASOS

Restricciones al Desarrollo Hidro

Interconexión con Colombia

Proyección Precio Combustible

Crecimiento Demanda

ESCENARIOS ANALIZADOSESCENARIOS ANALIZADOS

En todos los escenarios se considera interconexión con México de 200 MW en el 2008, SIEPAC 1 en el 2009 y SIEPAC 2 en el 2012.

Restricciones MEDIA al hidro: sólo permite plantas inferiores a 150 MW Restricción FUERTE al hidro: sólo permite plantas inferiores a 75 MW

PARTICIPACION DE LAS DIFERENTES PARTICIPACION DE LAS DIFERENTES FUENTESFUENTES

INSTALACIÓN x TIPO de FUENTE

0100020003000400050006000700080009000

10000

A B C D E F G H

M W

Geotérmica Hidro/Eólica Térmica

A B C D E F G HBase Sin

Resticción Hidro

Fuerte Restricción

Hidro

Con Colombia

Combustible Alto

Demanda Alta

Sin Restric Hidro +

Comb. Alto

Renovables Genéricas

DESCRIPCION DE LOS CASOS

COSTOS 2009-2020

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

A B C D E F G H

Mill

. $

Inversión Operación+Déficit

COSTOS DE LOS ESCENARIOSCOSTOS DE LOS ESCENARIOS

A B C D E F G HBase Sin

Resticción Hidro

Fuerte Restricción

Hidro

Con Colombia

Combustible Alto

Demanda Alta

Sin Restric Hidro +

Comb. Alto

Renovables Genéricas

DESCRIPCION DE LOS CASOS

PLAN FIJO DE CORTO PLAZOPLAN FIJO DE CORTO PLAZO

GUATEMALA Adic. Ret. EL SALVADOR Adic. Ret. HONDURAS Adic. Ret. NICARAGUA Adic. Ret. COSTA RICA Adic Ret. PANAMÁ Adic. Ret.

AÑO Mes Proyecto MW MW Mes Proyecto MW MW Mes Proyecto MW MW Mes Proyecto MW MW Mes Proyecto MW MW Mes Proyecto MW MW

2006 1 Geot. Calderas -5 1 Repot. Cerrón G. 17 1 Geot. Tizate1 10 4 BOT General 391 Berlín U3 44 4 Los Negros 171 Talnique 50 4 MMV Pujol 24

6 BOT La Joya 5012 Ingenios 2

2007 1 Geo Calderas 3a (F) 22 9 Ciclo Binario Berlín 9 1 Alsthom (F) 28 1 Geot. Tizate2 (F) 10 4 Cariblanco (F) 801 Ingenios (F) 164 1 Sulzer (F) 30 10 Eólico_1 (Predesp.) (F) 20 4 Canalete (F) 18

13 Ingenios 23

2008 1 Repot. 15 de Sept. 11 1 Geot. Tizate3 48 1 TG Alquiler 60MEX-GU 1 Río Hondo 32 1 Geot. Cuyanausul BP 10 1 Eólico_2 (Predespacho) 20 1 El Encanto 8

1 Geot. Calderas3 50 6 Ampliacion CESSA 50 1 Chinandega -13 4 Pocosol 261 Repot. C. Grande 86 6 TG Alquiler -60

12 Ingenios 8

ADICION 268 277 58 108 355 0RETIRO -5 0 0 -13 -60 0NETO 263 277 58 95 295 0TERMICO 164 189 58 0 117 0GEOTER 72 10 0 68 0 0HIDRO 32 78 0 40 238 0

INSTALACION PREVISTA EN EL INSTALACION PREVISTA EN EL CORTO PLAZOCORTO PLAZO

Cada país aportó el plan de expansión de corto plazo Es notoria la poca instalación que se añadirá en el período 2006-2008

En ese trienio la instalación total crece un 4.3%, mientras la

demanda aumenta un 14%

Instalaciones previstas en el corto plazo 2006-2008

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

GU ES HO NI CR PA

Ins

tala

ció

n (

MW

)

GEOTER

TERMICO

HIDRO

PLAN BASE (CASO A) 2009-2020PLAN BASE (CASO A) 2009-2020GUATEMALA Adic. Ret. EL SALVADOR Adic. Ret. HONDURAS Adic. Ret. NICARAGUA Adic. Ret. COSTA RICA Adic Ret. PANAMÁ Adic. Ret.

AÑO Proyecto MW MW Proyecto MW MW Proyecto MW MW Proyecto MW MW Proyecto MW MW Proyecto MW MW

2009 Geo Calderas 3b (F) 22 Repot. 15 Sept. (F)12 Larreynaga (F) 17 Alquiler Portátiles (F) 20 Gualaca (F) 24Geo Calderas 3c (F) 11 GeoHoyo I 70 Retiro Alquiler (F) -60 Bonyic (F) 32

SIEPAC1 Managua 3 (F) -43 CC Garabito (F) 116 Bajo de Mina (F) 51MMV Garabito (F) 80 Semper-MMV (F) 30BOT Eólico (F) 50

2010 Xacbal (F) 94 Chaparral (F) 66 La Ceiba (F) -24 Pantasma 24 Pirrís (F) 128 Chan75 (F) 158Escuintla Vapor2 (F) -24 Salto YY 25 Toro3 (F) 50 El Alto 60Escuintla Vapor3 (F) 200 GeoHoyo II 70 Mendre 17

P. Nicaragua (F) -95 BLM-CARBON (F) 120Managua4-5_Canal (F) -17 B.L.M.-2-3-4 (F) -120

Cangrejal 40 Pajaritos 312011 Geo Pailas (F) 35 Lorena (Los Añiles) 35

Elcosa1 (F) -80 Ingenios (F) 20 Santa María 31Lufussa1 (F) -40

2012 Modernización Térmicas Pando 33SIEPAC2 Colima+Moín Pistón (F) 20 Prudencia (Chiriquí) 54

2013 Geo San Vicente 55 Patuca3 100 TGDS1x100b_NI 100 BOT Proyecto_CR 50 Chan140 132Las Brisas U.1_2 -55 EOL_Proyecto_CR 120 Monte Lirio 49

2014 CB1x500b_GU 500 Alsthom & Sulzer -60 PPA (NI) -176

2015 Geo Chinameca 55 Puerta ENEE -16 GNL500a_HO 500

2016 Serchil 145 Valentín 28Los Llanos 84RC-500 59

2017 Lufussa3 -210 CB1x500a_CR 500Enersa -200 TGDS1x100a_NI 100

2018 CB1x500a_GU 500Piedra Fina 42

2019 Luffussa2 -77 El Carmen 60 CB1x500b_CR 500 CB1x250b_PA 250Emce2 -55 Corriente Lira 40Tablón 19 MMV5x20a_NI 100

MMV5x20a_NI 100

2020 TGDS1x100a_GU 100TGDS1x100b_GU 100

ADICION 1672 188 659 807 1832 1074RETIRO -24 0 -762 -386 -60 -120 NETO 1648 188 -103 421 1772 954TERMICO 1400 0 500 400 1256 400GEOTER 33 110 0 140 35 0HIDRO 239 78 159 267 541 674

COSTOS MARGINALESCOSTOS MARGINALES

CASO BASECASO BASE

RESULTADOS DEL SDDPESC. A Dem/Comb Medios, s/Hidros Grandes , s/Col. s/Genéricos

COSTO MARGINAL DE DEMANDA

0

50

100

150

200

En

e-0

7

En

e-0

8

En

e-0

9

En

e-1

0

En

e-1

1

En

e-1

2

En

e-1

3

En

e-1

4

En

e-1

5

En

e-1

6

En

e-1

7

En

e-1

8

En

e-1

9

En

e-2

0

($/M

Wh

)

GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ

GENERACION TOTAL Y POR FUENTEGENERACION TOTAL Y POR FUENTE

RESULTADOS DEL SDDPESC. A Dem/Comb Medios, s/Hidros Grandes , s/Col. s/Genéricos

GEN.TÉRMICA x Tipo de Fuente

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

(GW

h)

Carbón Diesel Bunker GNL Geo Bagazo

RESULTADOS DEL SDDPESC. A Dem/Comb Medios, s/Hidros Grandes , s/Col. s/Genéricos

GENERACIÓN TOTAL

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

(GW

h)

TERMICA HIDRO DEFICIT

CASO BASECASO BASE

GENERACION TOTAL Y POR FUENTEGENERACION TOTAL Y POR FUENTE

CASO BCASO B(Sin restricción Hidro)(Sin restricción Hidro)

RESULTADOS DEL SDDPESC B1 Dem/Comb Medios, c/Hidros Grandes , s/Col., s/Genéricos

GEN.TÉRMICA x Tipo de Fuente

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

(GW

h)

Carbón Diesel Bunker GNL Geo Bagazo

RESULTADOS DEL SDDPESC B1 Dem/Comb Medios,c/Hidros Grandes , s/Col., s/Genéricos

GENERACIÓN TOTAL

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

(GW

h)

TERMICA HIDRO DEFICIT

El desarrollo de plantas hidro REGIONALES mantiene la generación térmica futura en los niveles actuales

Este escenario supone que no hay barreras para el desarrollo de plantas grandes hidro REGIONALES

Instalación por fuente

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

B1 B2 B3 B4

MW

Geo

Hidro

Térmico

Gas Natural

ESCENARIO Precio del GN($/mmBtu) Geot. Hidro/Eol. Térmico GN Total

B1 2 68 3060 606 3300 7034B2 4 318 4437 586 2400 7741B3 6 318 4650 586 2100 7654B4 8 318 4919 2586 600 8423

Instalación por Tecnología (MW)

SENSIBILIDADES PARA GAS NATURALSENSIBILIDADES PARA GAS NATURAL

Sensibilidades al Caso B: sin restricciones al hidro

Consumo GN por Escenario

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

mill

. m3 B1

B2

B3

B4

ANALISIS COMPARATIVO ANALISIS COMPARATIVO METAESTUDIO CASOS ANTERIORESMETAESTUDIO CASOS ANTERIORES

mill$ %Total mill$ %OperaEtapa I SIEPAC 2000 MCGN_AIS Siepac 1 585 7.1% 305 6.6%

2001 MSGN-Ais MSGN 370 4.4% 302 5.5%2001 MSGN-Ais MSGN2 259 3.1% 220 4.0%2005 1.1 2.1 274 3.0% 48 0.8%

4% 4%Etapa II SIEPAC 2005 3.1 4.1 156 2% -103 -2%Utilización del hidro 2000 MSTSGN MSGN1 10 0.1% 640 13.2%

2005 2.3 2.1 298 3.2% 487 8.3%2005 3.2 3.1 156 1.6% 673 11.4%2000 MTSGN MSGN1 75 0.9% 1 006 20.7%2001 MTSGN MSGN 440 5.3% 1 139 20.8%2002 6 5 185 2.5% 687 16.2%

2% 15%Disponibilidad de Gas 2000 MSTSGN MSTCGN 526 6.6% 442 8.7%

2000 MTSGN MTCGN 586 7.3% 489 9.1%2001 MSGN MCGN 271 3.4% 149 2.8%

6% 7%Proyectos Regionales 2005 4.2 4.1 148 2% 195 3%

(carbón 500 MW)

Precio en México 2005 3.2 3.4 603 7% 576 10%

VARIABLE

Dif en COSTO TOTAL Dif en COSTO OPERACION

DIFERENCIA DE COSTOS(valor presente a diferentes fechas)

ESTUDIO Y CASOS A COMPARAR

ENERGIA RENOVABLEENERGIA RENOVABLE

Sistemáticamente los estudios regionales indican la clara conveniencia económica del aprovechamiento de renovables

La fuente renovable más importante de la región es la hidroelectricidad, seguida por la geotermia. Otras fuentes, como el viento y la biomasa, aunque económica y ambientalmente muy deseables, son marginales

AMPLIO POTENCIAL AMPLIO POTENCIAL HIDROELECTRICOHIDROELECTRICO

Centroamérica Costa Rica El Salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panamá

E.(GWh/año) (1) 96.773 (2) 33,700 5.000 21.500 16.455 9.541 >11,577Generación año 2000 (GWh/año) (3) 15.120 5.684 1.213 2.674 2.262 204 3.083

Potencia (MW) (4) 22.642

Aprovechamiento (%) 15,6 17,0 24,3 12,4 13,8 2,0 26,6

Potencial Hidroeléctrico Disponible

Potencial Técnicamente Factible (GWh/año)

Fuente:

(1):World Atlas & Industry Guide 2001. The International Journal on Hydropower & Dams. Datos para El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Panamá. El dato de Honduras corresponde al Potencial Teórico bruto.

(2): ICE. CENPE 2002.

(3): CEPAL, Istmo Centroamericano: Estadísticas del subsector electricidad (datos actualizados al 2000). (13 de agosto 2001)

(4): Potencia estimada con base en factor de planta promedio en el año 2000.

AMPLIO POTENCIAL GEOTERMICOAMPLIO POTENCIAL GEOTERMICO

Alto Bajo Alto Bajo(MW) (MW) (GWh) (GWh)

Costa Rica 1.990 970 17.432 8.497El Salvador 1.450 660 12.702 5.782Guatemala 2.260 1.050 19.798 9.198Honduras 590 310 5.168 2.716Nicaragua 2.270 1.080 19.885 9.461Panamá 230 130 2.015 1.139Centro América 8.790 4.200 77.000 36.793

Potencial Geotérmico(Tecnología Actual)

PAIS

Fuente: Gawell K., Reed M.,Wright P.M., Preliminary Report: Geothermal Energy, The Potential For Clean PowerFrom the Earth. April 7, 1999. Geothermal Energy Association. Inédito.

Nota: (1) Potencial definido como los recursos hidrotérmicos que podrían ser razonablemente desarrollados con la Tecnología actual. Excluye consideraciones económicas de proyectos o plazos de desarrollo.(2) Generación anual estimada con base en un factor de disponibilidad del 90%.

NECESIDAD DE UNA POLITICA NECESIDAD DE UNA POLITICA ENERGETICAENERGETICA

La divergencia entre el desarrollo deseable y la realidad debe ser corregida con políticas energéticas adecuadas

La necesidad de esta política es más apremiante con la gran volatilidad e inseguridad de los mercados petroleros

BENEFICIOS DE PLANTAS REGIONALESBENEFICIOS DE PLANTAS REGIONALES

Una segunda etapa de SIEPAC, con capacidad para 600 MW, facilita la inserción de plantas grandes regionales, con economías de escala importantes, ya sean hidros, centrales de carbón o de gas natural.

La capacidad de los interconectores con SIEPAC 2 permite satisfacer una demanda más grande y viabiliza los proyectos hidroeléctricos regionales.

BENEFICIOS DE PLANTAS REGIONALESBENEFICIOS DE PLANTAS REGIONALES

Unidades de Gas NaturalUnidades de Gas Natural

Los beneficios del gas natural dependen del comportamiento futuro de su precio con relación al petróleo.

El GN por gasoducto no depende de grandes centrales regionales. Los Ciclos Combinados a GN logran economías de escala con tamaños modestos.

Sin embargo, el Gas Natural Licuado, por requerir de una terminal regasificadora, sólo es posible con grandes centrales regionales.

SIEPAC 2 provee el mercado necesario para que una planta regional de GNL sea viable.

BENEFICIOS DE PLANTAS REGIONALESBENEFICIOS DE PLANTAS REGIONALES

Unidades de Carbón de 500 MWUnidades de Carbón de 500 MW

La disponibilidad de plantas de carbón del orden de 500 MW permite un ahorro del orden del 2.5% en inversión y operación

El precio del carbón es estable y sigue siendo muy competitivo. Su principal barrera es la inversión inicial en infraestructura de transporte, manejo y almacenamiento

Las emisiones de CO2 representan un serio problema ambiental y una limitación a su implementación

CONCLUSIONESCONCLUSIONES

• SIEPAC significará ahorros en los costos de operación del orden del 4%

• Las plantas regionales grandes pueden evitar cerca del 3% del costo de los combustibles

• El beneficio del gas depende del comportamiento de su precio relativo a los derivados del petróleo

• Las barreras al aprovechamiento de los recursos renovables, principalmente la hidroelectricidad, aumentan en un 27% el gasto de combustibles

• La experiencia de la década pasada señala que sin una política energética que favorezca los renovables, la región no podrá desarrollar su potencial en fuentes renovables

CONCLUSIONESCONCLUSIONES

Gracias por su atenciónGracias por su atención