Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional

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Plan de Expansión del Sistema Interconectado
Nacional 2012 – 2026
Tomo II
Plan Indicativo de Generación
Gerencia de Planeamiento
ETE-DTR-GPL-142-2012
21 de diciembre de 2012
PANAMÁ
Ave. Ricardo J. Alfaro. Edif. Sun Towers Mall, Piso 3
Tel.: (+507) 501-3800 • Fax: (+507) 501-3506 • www.etesa.com.pa
CONTENIDO
CAPÍTULO 1, INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 13
CAPÍTULO 2, INFORMACIÓN BÁSICA, CRITERIOS Y PARÁMETROS......................................................... 15
Pronóstico de Demanda ....................................................................... 15
Pronósticos de Precios de los Combustibles ........................................ 16
Criterios y Parámetros .......................................................................... 17
Criterio de Mínimo Costo. ............................................................................ 17
Costo Incremental Promedio de Largo Plazo (CIPLP)............................ 17
Criterio de Confiabilidad. .............................................................................. 17
Costo de Racionamiento de Energía. ........................................................ 17
Parámetros Técnicos y Económicos .......................................................... 17
CAPÍTULO 3, SISTEMA DE GENERACIÓN EXISTENTE .............................................................................. 19
Sistema de Generación Hidroeléctrico ................................................. 20
Sistema de Generación Termoeléctrico ............................................... 21
Auto Generadores ................................................................................ 21
CAPÍTULO 4, FUENTES Y SISTEMA DE GENERACIÓN FUTURA ................................................................ 25
Fuentes de Generación ........................................................................ 25
Potencial Eólico ............................................................................................. 25
Potencial Fotovoltaico .................................................................................. 26
Potencial Hidroeléctrico ............................................................................... 26
Potencial Térmico ......................................................................................... 27
Sistema de Generación Futura ............................................................. 28
Proyectos Eólicos .......................................................................................... 28
Proyectos Fotovoltaicos ............................................................................... 28
Turba ............................................................................................................... 28
Proyectos Hidroeléctricos ............................................................................ 28
Proyectos Termoeléctricos .......................................................................... 31
CAPÍTULO 5, METODOLOGÍA DEL ESTUDIO ........................................................................................... 33
Plan de Indicativo de Generación 2012-2026
Diciembre de 2012
CAPÍTULO 6, PLANES DE EXPANSIÓN DE DEMANDA MEDIA ................................................................. 37
Casos de Demanda Media ................................................................... 37
REGMHTCB12 .............................................................................................. 38
REGMHTCBEO12 ........................................................................................ 41
REGMHTTLA12 ............................................................................................ 43
Análisis de las Sensibilidades .............................................................. 47
REGMHTCB12A ........................................................................................... 48
REGMHTCB12B ........................................................................................... 50
REGMHTCB12C ........................................................................................... 52
REGMHTCB12D ........................................................................................... 54
REGMHTCB12E ........................................................................................... 56
REGMHTCB12F ............................................................................................ 58
REGMHTCB12G ........................................................................................... 60
REGMHTCB12H ........................................................................................... 62
REGMHTCB12I ............................................................................................. 64
RESUMEN ..................................................................................................... 66
CAPÍTULO 7, PLANES DE EXPANSIÓN DE DEMANDA ALTA .................................................................... 71
Casos de Demanda Alta ....................................................................... 71
REGAHTCB12 ............................................................................................... 72
REGAHTCBEO12 ......................................................................................... 74
REGAHTTLA12 ............................................................................................. 77
CAPÍTULO 8, ANÁLISIS DE RIESGO .......................................................................................................... 81
Identificación de Riesgos ...................................................................... 81
Evaluación de los Riesgos ................................................................... 85
Metodología .......................................................................................... 85
Análisis de Rentabilidad al Caso Base ................................................. 89
REGMHTCB12 .............................................................................................. 90
Diciembre de 2012
Autosuficiencia Financiera ........................................................................... 90
Evaluación del Inversionista ........................................................................ 94
Evaluación a Precios Económicos ............................................................. 98
RESUMEN ................................................................................................... 101
Análisis del Riesgo de las Sensibilidades ........................................... 103
REGMHTCB12A ......................................................................................... 104
REGMHTCB12B ......................................................................................... 106
REGMHTCB12D ......................................................................................... 108
REGMHTCB12E ......................................................................................... 109
REGMHTCB12F .......................................................................................... 111
REGMHTCB12H ......................................................................................... 115
REGMHTCB12I ........................................................................................... 117
CAPÍTULO 9, INTERCONEXIÓN CON COLOMBIA .................................................................................. 122
REGCOLMHTCB12-300 ............................................................................ 122
REGCOLMHTCB12-600 ............................................................................ 124
CAPÍTULO 10, CONCLUSIONES ............................................................................................................. 128
OPTIMIZACION DEL SISTEMA ............................................................... 128
COSTOS DE LOS PLANES ...................................................................... 129
ANALISIS DE SENSIBILIDAD .................................................................. 130
Diciembre de 2012
Diciembre de 2012
ÍNDICE DE CUADROS.
Cuadro 2.1, Pronóstico de demanda. ................................................................................... 15
Cuadro 2.2, Proyección del Combustible .............................................................................. 16
Cuadro 2.3, Poder Calorífico de los Combustibles. .............................................................. 16
Cuadro 3.1, Capacidad Instalada del SIN. ............................................................................ 19
Cuadro 3.2, Sistema de Generación Hidroeléctrico Existente............................................... 20
Cuadro 3.3, Sistema de Generación Termoeléctrico Existente. ............................................ 21
Cuadro 3.4, Pequeñas Centrales y Autogeneradoras ........................................................... 22
Cuadro 3.5, Unidades de Generación de la ACP.................................................................. 22
Cuadro 4.1, Resultados de los Ensayos de la Turba. ........................................................... 27
Cuadro 4.2, Proyectos Hidroeléctricos Considerados. .......................................................... 30
Cuadro 4.3, Proyectos Térmicos Candidatos. ...................................................................... 31
Cuadro 5.1, Parámetros de las Corridas SDDP. ................................................................... 34
Cuadro 5.2, Planes de Expansión de Centroamérica. .......................................................... 35
Cuadro 6.1, Plan de Expansión de Corto Plazo. ................................................................... 37
Cuadro 6.2, Plan de Expansión de Largo Plazo del Caso REGMHTCB12 ........................... 38
Cuadro 6.3, Plan de Expansión de Largo Plazo del Caso REGMHTCBEO12. ..................... 41
Cuadro 6.4, Plan de Expansión de Largo Plazo del Caso REGMHTTLA12. ......................... 44
Cuadro 6.5, Sensibilidades Analizadas. ............................................................................... 47
Cuadro 6.6, Comparación de Planes de Demanda Media .................................................... 66
Cuadro 6.7, Comparación de Costos por Caso .................................................................... 67
Cuadro 6.8, Comparación de Costos Caso Base vs Sensibilidades ..................................... 69
Cuadro 7.1, Plan de Expansión de Corto Plazo de los Casos de Demanda Alta. ................. 71
Cuadro 7.2, Plan de Expansión de Largo Plazo del Caso REGAHTCB12. .......................... 72
Cuadro 7.3, Generación del caso REGAHTCB12 vs el Caso REGMHTCB12. ..................... 72
Cuadro 7.4, Plan de Expansión de Largo Plazo del Caso REGAHTCBEO12. ...................... 75
Cuadro 7.5, Plan de Expansión de Largo Plazo del Caso REGAHTTLA12. ......................... 77
Cuadro 8.1, Costos Marginales y Precios Promedios de Contrato de Energía y Potencia de
los Proyectos del Caso REGMHTCB12. ............................................................................... 87
Cuadro 8.2, Autosuficiencia Financiera del Caso REGMHTCB12. ....................................... 93
Cuadro 8.3, Rentabilidad del Inversionista del Caso REGMHTCB12. .................................. 97
Cuadro 8.4, Evaluación a precios económicos del Caso REGMHTCB12. .......................... 100
Cuadro 8.5, Costo Marginal del Sistema REGMHTCB12A vs REGMHTCB12. .................. 104
Cuadro 8.6, Valores alcanzados por los Proyectos ............................................................ 105
Cuadro 8.7, Costos Marginales del Sistema REGMHTCB12B vs REGMHTCB12. ............. 106
Cuadro 8.8, Valores alcanzados por Proyecto.................................................................... 107
Cuadro 8.9, Costos Marginales del Sistema REGMHTCB12D vs REGMHTCB12. ............. 108
Cuadro 8.10, Valores alcanzados por los Proyectos .......................................................... 109
Cuadro 8.11, Costos Marginales del Sistema REGMHTCB12E vs REGMHTCB12. ........... 110
Cuadro 8.12, Valores alcanzados por los Proyectos .......................................................... 111
Cuadro 8.13, Costos Marginales del Sistema REGMHTCB12F vs REGMHTCB12. ........... 111
Cuadro 8.14, Comparativo de Generación REGMHTCB12F vs REGMHTCB12................. 113
Diciembre de 2012
Cuadro 8.15, Comparativo de Costos Operativos del Sistema ........................................... 113
Cuadro 8.16, Valores Alcanzados por los Proyectos Térmicos de Expansión REGMHTCB12F
vs REGMHTCB12. ............................................................................................................. 114
Cuadro 8.17, Costos Marginales del Sistema REGMHTCB12H vs REGMHTCB12. ........... 115
Cuadro 8.18, Valores Alcanzados por los Proyectos Hidroeléctricos .................................. 116
Cuadro 8.19, Costos Marginales del Sistema REGMHTCB12I vs REGMHTCB12. ............ 118
Cuadro 8.20, Diferencial de Generación Ante la Ausencia de un Mercado Regional (MER)119
Cuadro 8.21, Rentabilidad del Inversionista del Caso REGMHTCB12I .............................. 121
Diciembre de 2012
ÍNDICE DE GRÁFICOS.
Gráfico 3.1, Composición Porcentual de Plantas Hidroeléctricas y Termoeléctricas. ............ 23
Gráfico 6.1, Costo Marginal de Demanda de Panamá del Caso REGMHTCB12. ................. 39
Gráfico 6.2, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12. ................. 40
Gráfico 6.3, Costos Marginales de Panamá del Caso REGMHTCBEO12. ........................... 42
Gráfico 6.4, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCBEO12. ............ 42
Gráfico 6.5, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCBEO12.......... 43
Gráfico 6.6, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTTLA12. .................................... 45
Gráfico 6.7, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTTLA12. ................ 45
Gráfico 6.8, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTTLA12. ............ 46
Gráfico 6.9, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12A..................................... 48
Gráfico 6.10, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12A .............. 49
Gráfico 6.11, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12A. ......... 49
Gráfico 6.12, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12B. .................................. 50
Gráfico 6.13, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12B. ............. 51
Gráfico 6.14, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12B. ......... 51
Gráfico 6.15, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12C. ................................. 52
Gráfico 6.16, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12C. ............. 53
Gráfico 6.17, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12C. ......... 53
Gráfico 6.18, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12D. ................................. 54
Gráfico 6.19, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12D. ............. 55
Gráfico 6.20, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12D. ......... 55
Gráfico 6.21, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12E. .................................. 56
Gráfico 6.22, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12E. ............. 57
Gráfico 6.23, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12E. ......... 57
Gráfico 6.24, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12F. .................................. 58
Gráfico 6.25, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12F. ............. 59
Gráfico 6.26, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12F........... 59
Gráfico 6.27, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12G. ................................. 60
Gráfico 6.28, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12G. ............. 61
Gráfico 6.29, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12G. ......... 61
Gráfico 6.30, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12H. ................................. 62
Gráfico 6.31, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12H. ............. 63
Gráfico 6.32, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12H. ......... 63
Gráfico 6.33, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12I. ........... 65
Gráfico 6.34, Comparación de los Costos Marginales. ......................................................... 68
Gráfico 7.1, Costo Marginal de Panamá del Caso REGAHTCB12. ...................................... 73
Gráfico 7.2, Intercambios con Costa Rica del Caso REGAHTCB12. .................................... 73
Gráfico 7.3, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGAHTCB12. .............. 74
Gráfico 7.4 Costo Marginal de Panamá del Caso REGAHTCBEO12. .................................. 75
Gráfico 7.5 Intercambios con Costa Rica del Caso REGAHTCBEO12. ................................ 76
Gráfico 7.6 Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGAHTCBEO12. .......... 76
Diciembre de 2012
Gráfico 7.7, Costo Marginal de Panamá del Caso REGAHTTLA12. ..................................... 78
Gráfico 7.8, Intercambios con Costa Rica del Caso REGAHTTLA12.................................... 78
Gráfico 7.9, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGAHTTLA12. ............. 79
Gráfico 9.1, Costos Marginales de Panamá del Caso REGCOLMHTCB12-300 vs
REGMHTCB12. .................................................................................................................. 123
Gráfico 9.2, Intercambios PA-CO del Caso REGCOLMHTCB12-300. ................................ 123
REGMHTCB12. .................................................................................................................. 125
Diciembre de 2012
Índice de Anexos
Tomo II - Anexo 1 Salidas del Caso REGMHTCB12
Tomo II - Anexo 2 Salidas del Caso REGMHTCBEO12
Tomo II - Anexo 3 Salidas del Caso REGMHTTLA12
Tomo II - Anexo 4 Codificación de los Planes
Tomo II - Anexo 5 Metodología Análisis de Riesgo
Tomo II - Anexo 6 Salida de los Análisis de Riesgo
Tomo II - Anexo 7 Metodología Rentabilidad de Proyectos
Tomo II - Anexo 8 Metodología de los Modelos OPTGEN y SDDP
Tomo II - Anexo 9 Costo Operativo Térmico
Tomo II - Anexo 10 Salidas - Casos de Demanda Alta
Tomo II - Anexo 11 Topologías de los Proyectos
Tomo II - Anexo 12 Comentarios de la ASEP y los Agentes
Tomo II - Anexo 13 Respuesta a los Comentarios de la ASEP y los Agentes
Diciembre de 2012
Diciembre de 2012
GLOSARIO
ACP: Autoridad del Canal de Panamá
AID: Agencia Internacional para el Desarrollo
ANAM: Autoridad Nacional de Ambiente
ASEP: Autoridad Nacional de los Servicios Públicos
BEP: Barril Equivalente de Petróleo
BLM: Bahía Las Minas
BTU o BTu: Unidad de Energía Inglesa, Acrónimo Inglés British Thermal Unit.
CENS: Costo de Energía no Servida
CIPLP: Costo Incremental Promedio de Largo Plazo
CMS: Costo Marginal del Sistema
CND: Centro Nacional de Despacho
COPESA: Corporación Panameña de Energía, S.A.
DOE: Departamento de Energía (acrónimo inglés United States Department of the
Energy)
EDECHI: Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S. A.
EDEMET: Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S. A.
EGESA: Empresa de Generación Eléctrica, S. A.
EIA: Administración de Información Energética de Estados Unidos (Organismo de
Estadística y Análisis del Departamento de Energía de los Estados Unidos)
ENSA: Empresa de Distribución Eléctrica Elektra Noreste, S. A.
EOR: Ente Operador Regional
ERNC: Energías Renovables No Convencionales
ETESA: Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A.
FMAM: Fondo para el Medio Ambiente Global
Diciembre de 2012
GNL: Gas Natural Licuado.
kW: Kilovatio
MER: Mercado Eléctrico Regional
MW: Megavatio
MWh: Megavatio-hora
OPTGEN: (Modelo de Planificación
Interconexiones Regionales)
de
la
Expansión
de
Generación
PEST: Plan de Expansión del Sistema de Transmisión
PNUD: Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo
RT: Reglamento de Transmisión
RTMER: Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional
SDDP: Stochastic Dual Dynamic Programming
SIEPAC: Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central
SIN: Sistema Interconectado Nacional
SNE: Secretaría Nacional de Energía
TIR: Tasa Interna de Retorno o Tasa Interna de Rentabilidad
TIRE: Tasa Interna de Retorno Económico
VPN o VAN: Valor Actual Neto (acrónimo inglés de Net Present Value.)
VPNE: Valor Presente Neto Económico
Diciembre de 2012
e
CAPÍTULO
INTRODUCCIÓN
CAPÍTULO 1, INTRODUCCIÓN
La elaboración del Plan de Expansión
de Generación para el Sistema
Interconectado Nacional es una de las
funciones de La Empresa de
Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA),
de acuerdo a lo dispuesto en el
capítulo IV del título III de la Ley No. 6
del 3 de febrero de 1997 que señala lo
siguiente:
“Preparar el plan de expansión de
generación
para
el
sistema
interconectado nacional, el cual será
de obligatorio cumplimiento durante los
primeros cinco años de vigencia de
esta Ley. A partir del sexto año de la
entrada en vigencia de la presente Ley,
este plan de expansión tendrá carácter
meramente indicativo.”
El Plan de Expansión de Generación
de largo plazo considera y armoniza
los criterios y políticas dictadas por la
Secretaría Nacional de Energía (SNE),
con el objeto de asegurar el
abastecimiento de la demanda a costo
mínimo y que los planes sean
suficientemente flexibles y adaptables
a los cambios que determinan las
condiciones técnicas, económicas,
financieras y ambientales que cumplan
los
requerimientos
de
calidad,
confiabilidad y seguridad establecidos.
El Plan de Expansión de Generación
de largo plazo se enmarca en la ley No
43 del 25 abril de 2011 "Que
reorganiza la Secretaría Nacional de
Energía y dicta otras disposiciones".
En el presente documento se exponen
los resultados correspondientes a la
revisión y actualización del plan para el
Página No. 13
período 2012 – 2026, con especial
énfasis en el establecimiento de los
requerimientos de suministro de
potencia y energía del sistema. Para
tal efecto, se consideraron los
siguientes antecedentes vigentes a
saber:
• Solicitud de información para la
elaboración del Plan de Expansión,
hecha a los agentes en diciembre de
2012.
• Definición de política y criterios para
la
expansión
del
Sistema
Interconectado
Nacional
2012,
emitidos por la SNE.
A
partir
de
los
antecedentes
mencionados, se obtienen planes
indicativos para cada uno de los
escenarios
establecidos
por
la
Secretaría Nacional de Energía al igual
que se llevan a cabo análisis de riesgo
de estos planes bajo diferentes
hipótesis de crecimiento de la
demanda.
El Plan Indicativo de Generación una
vez concluido y aprobado por la
Autoridad de los Servicios Públicos
estará a disposición de los agentes,
empresas, instituciones y la sociedad
civil, presenta una visión de desarrollo
del sector eléctrico hasta el año 2026.
El mismo describe la situación actual
de la oferta y la demanda eléctrica con
relación
a
sus variables
más
relevantes,
la
dinámica
de
funcionamiento y las perspectivas de
su crecimiento.
Diciembre de 2012
Página No. 14
Diciembre de 2012
CAPÍTULO
INFORMACIÓN BÁSICA,
Y PARÁMETROS
CAPÍTULO
2, 2,
INFORMACIÓN
BÁSICA,CRITERIOS
CRITERIOS
Y PARÁMETROS
Pronóstico de Demanda
principalmente por la ejecución del
magno proyecto de Ampliación del
Canal, al impulso sostenido de las
actividades turísticas y el desarrollo
de varios mega proyectos estatales
de infraestructura que se van a
realizar en estos años. La mayor
incertidumbre para el cumplimiento
de los estimados de corto plazo de
los escenarios estudiados radica en
la ejecución o no de grandes y
lujosos
proyectos
urbanísticos
orientados al segmento de “turismo
residencial”, ya que en muchos
países de los cuales se origina este
segmento de población, persisten
secuelas de la crisis global.
Como resultado de los análisis de los
Estudios Básicos realizados por
ETESA, se pronostica que la
demanda de energía eléctrica crecerá
anualmente entre 5.6% y 5.8% a
corto plazo (2012-2015), para los
escenarios
medio
y
alto
respectivamente. Estos resultados
son consecuentes con el actual ciclo
económico
expansivo,
el
cual
obedece especialmente a factores
dinámicos internos. Por ende los
incrementos anuales de energía y
potencia en los dos escenarios
estudiados en el Plan Indicativo de
Generación, muestran los efectos de
las premisas utilizadas, con un fuerte
impulso en el corto plazo empujado
PRONOSTICOS
DE DEMANDA
Cuadro
2.1, Pronóstico
de demanda.
Energía
Años
Optimista
Potencia
Moderado
Optimista
Moderado
GWh
D%GWh
GWh
D%GWh
MW
D%MW
MW
D%MW
2011
7,492.0
2.8
7,492.0
2.8
1,254.5
5.4
1,254.5
5.4
2012
8,109.1
8.2
8,076.5
7.8
1,328.2
5.9
1,322.9
5.5
2013
8,646.0
6.6
8,558.2
6.0
1,416.1
6.6
1,401.8
6.0
2014
9,211.9
6.5
9,114.7
6.5
1,506.1
6.4
1,490.6
6.3
2015
9,820.6
6.6
9,655.8
5.9
1,602.7
6.4
1,576.7
5.8
2016 10,423.5
6.1
10,214.5
5.8
1,698.0
5.9
1,665.4
5.6
2017 11,048.9
6.0
10,808.3
5.8
1,796.5
5.8
1,759.5
5.7
2018 11,721.7
6.1
11,397.5
5.5
1,902.5
5.9
1,852.6
5.3
2019 12,399.3
5.8
12,037.8
5.6
2,008.8
5.6
1,953.7
5.5
2020 13,082.1
5.5
12,766.9
6.1
2,115.5
5.3
2,068.9
5.9
2021 13,797.1
5.5
13,452.4
5.4
2,227.1
5.3
2,176.7
5.2
2022 14,518.2
5.2
14,131.4
5.0
2,339.2
5.0
2,283.0
4.9
2023 15,288.8
5.3
14,854.8
5.1
2,458.9
5.1
2,396.2
5.0
2024 16,108.6
5.4
15,637.0
5.3
2,586.0
5.2
2,518.6
5.1
2025 17,006.4
5.6
16,476.4
5.4
2,725.1
5.4
2,649.7
5.2
2026 17,958.9
5.6
17,363.7
5.4
2,872.5
5.4
2,788.2
5.2
Fuente: ETESA, Estudios Básicos, Plan de Expansión 2012
Página No. 15
Diciembre de 2012
Pronósticos de Precios de los Combustibles
Para los precios de los combustibles
convencionales (Bunker C, Diesel
Liviano) y no convencionales (Gas y
Carbón) utilizados para la generación
térmica existente y futura del país, se
consideró un escenario base de
precios medios y altos, aplicándole la
tendencia alta (“High Price”) de la
proyección estimada por el Annual
Energy Outlook de diciembre de 2010
de la EIA/DOE.
Esta
metodología
dio
como
resultados los precios anuales que
fueron acordados para utilizarse
mediante la Definición de Políticas y
Criterios para la Revisión del Plan de
Expansión
del
Sistema
Interconectado
Nacional
2012,
emitidos por la Secretaría Nacional
de Energía y entregado a ETESA el
31 de diciembre de 2012.
A continuación se presenta la
proyección de precios de combustible
para el período 2012-2025, utilizados
para generar electricidad en los
análisis del Plan de Expansión de
Generación, estimados de acuerdo a
lo establecido.
El poder calorífico es la cantidad de
energía desprendida en la reacción
de combustión, referida a la unidad
de masa de combustible. El cuadro
2.3, nos presenta el poder calórico
para
los
distintos
tipos
de
combustibles considerados en este
estudio.
Cuadro 2.2, Proyección del Combustible
Años
Distillate Fuel
(Diesel Liviano)
$/Gal
Residual Fuel
(Bunker)
$/Gal
Carbón
$/tone
Gas Natural
US$/m3
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
3.34
4.16
4.30
4.37
4.42
4.47
4.50
4.53
4.56
4.59
4.61
4.64
4.66
4.68
4.70
2.67
3.32
3.42
3.48
3.53
3.56
3.59
3.61
3.64
3.66
3.68
3.70
3.71
3.73
3.75
103.01
128.09
132.30
134.59
136.23
137.54
138.66
139.64
140.52
141.33
142.08
142.79
143.46
144.09
144.71
0.26
0.33
0.34
0.34
0.35
0.35
0.35
0.36
0.36
0.36
0.36
0.36
0.37
0.37
0.37
Fuentes: Energy information Administration´s – US department of Energy
(Tasa de Crecimiento a Ene. 2012)
Cuadro 2.3, Poder Calorífico de los Combustibles.
Tipo de Combustible
Búnker ( Residual Fuel Oil )
Diesel Liviano ( Distillate Fuel Oil )
Gas Natural Licuado
Carbón ( Coal )
Poder Calorífico
6.287000
5.825000
35.6280
24.694405
MM BTU / BBL
MM BTU / BBL
M BTU / m3
MM BTU / Ton
Fuentes: Energy information Administration´s – US department of Energy
Página No. 16
Diciembre de 2012
Criterios y Parámetros
El objetivo principal del estudio es obtener Planes de Expansión de Generación de
mínimo costo, siguiendo la Definición de Política y Criterios para la Revisión del
Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional elaborado por La
Secretaría Nacional de Energía.
Criterio de Mínimo Costo.
Como se indicó anteriormente, los
planes que se obtienen son de
mínimos costos totales (costos de
inversión más costo de operación y
mantenimiento más costo de déficit),
traídos
a
valor
presente.
Adicionalmente, estos planes deben
satisfacer los criterios establecidos de
confiabilidad de potencia y de
energía.
Costo Incremental Promedio de
Largo Plazo (CIPLP).
Este representa el costo de largo
plazo de servir una unidad adicional
de demanda. Se calcula como la
relación entre los incrementos
anuales de costos totales (inversión,
fijos y variables de operación y
mantenimiento), actualizados al año
referencial y los incrementos anuales
de demanda, igualmente actualizados
al año referencial. La tasa de
actualización que se utiliza debe ser
la misma tasa de descuento que se
usó en el plan.
Criterio de Confiabilidad.
(1) En el caso de la energía para
ningún
año
del
período
de
planificación se permiten déficit que
supere el 2.0% de la demanda de
cualquier mes, en más del 5.0% de
las series hidrológicas, además, (2)
no se permiten déficit de cualquier
Página No. 17
cantidad que aparezcan para el
mismo mes de cualquier año del
período de planificación en todas las
series hidrológicas.
Para la actualización del estudio
indicativo
de
expansión
de
generación 2012 - 2026 la Autoridad
de los Servicios Públicos estableció
como costo de la energía no servida
un valor de 1,850.0 $/MWh. A dicho
valor de costo de energía no servida
le corresponde una reserva de
confiabilidad de largo plazo de 9.82%
(ver Informe de Confiabilidad de
noviembre del 2012. Centro Nacional
de Despacho (CND).
Costo
de
Energía.
Racionamiento
de
Se establece como costo de
racionamiento de energía para esta
revisión del Plan de Expansión un
valor único de 1,850.0 $/MWh, que
corresponde al costo de energía no
servida (CENS).
Parámetros
Económicos
Técnicos
y
Se establece un horizonte de
planificación de 15 años, utilizando
costos de mercado para la inversión y
una tasa anual de descuento de
12.0%.
Diciembre de 2012
Página No. 18
Diciembre de 2012
CAPÍTULO
3, 3,
SISTEMA
GENERACIÓN
EXISTENTE
CAPÍTULO
SISTEMA DE
DE GENERACIÓN
EXISTENTE
La capacidad instalada del Sistema
Interconectado Nacional a marzo de
2012, es de 1,944.80 MW, de los
cuales 1,172.80 MW corresponden a
centrales hidroeléctricas y 772.00
MW a centrales termoeléctricas. Esto
equivale a 60.30% de capacidad
instalada de origen hidroeléctrico y
39.70% termoeléctrico. Las cifras
mencionadas no consideran las
plantas de la Autoridad del Canal de
Panamá (ACP), ni los sistemas
aislados.
60.3%
39.7%
Total Hidroeléctrico
Total Termoeléctrico
En el Cuadro 3.1 se detallan los
diferentes agentes existentes con su
capacidad instalada (MW).
Cuadro 3.1, Capacidad Instalada del SIN.
CAPACIDAD
INSTALADA
MW
AGENTE GENERADOR
%
AES Panamá, S.A.
481.96
24.78%
ENEL Fortuna, S.A.
300.00
15.43%
Bahia Las Minas Corp, S.A.
280.00
14.40%
AES Changuinola, S.A.
222.46
11.44%
Generadora del Atlántico, S.A.
150.00
7.71%
PAN-AM Generating Ltd.
96.00
4.94%
Inversiones y Desarrollos Balboa, S.A.
87.00
4.47%
Ideal Panamá, S.A
56.00
2.88%
Pedregal Power Company
55.40
2.85%
Térmica del Caribe, S.A.
50.40
2.59%
Empresa de Generación Eléctrica, S.A.
42.80
2.20%
Energía y Servicios de Panamá, S.A.
32.07
1.65%
Caldera Energy Corp.
20.00
1.03%
Generadora Pedregalito, S.A.
20.00
1.03%
Generadora Río Chico S.A.
13.00
0.67%
Istmus Hydropower Corp
10.00
0.51%
Paso Ancho Hydro-Power, Corp.
6.78
0.35%
Hidroibérica, S.A.
5.47
0.28%
Saltos de Francoli S.A.
4.95
0.25%
Hidro-Panamá, S.A.
4.30
0.22%
Hidro Boquerón, S.A.
3.51
0.18%
Pequeñas Centrales y Autogeneradoras
2.69
0.14%
Total:
1944.80
100%
Fuente: ETESA. Revisión del Plan del Expansión 2012.
Página No. 19
Diciembre de 2012
Sistema de Generación Hidroeléctrico
La mayoría del plantel hidroeléctrico del
sistema de generación panameño se
encuentra localizado al oeste de la
República. Las centrales La Estrella, Los
Valles y Estí (centrales de pasada),
Fortuna ubicados en la provincia de
Chiriquí y en la Provincia de Bocas de
Toro el proyecto Changuinola I, la cual
entro en operación a finales del 2011 y
cuya capacidad instalada es de 222.4
MW se encuentran en esta región. Por
otro lado hacia el lado este de la
Provincia de Panamá, se encuentra la
Central Hidroeléctrica Bayano, la cual
posee el embalse de mayor tamaño en
nuestro país.
Durante el año 2011 y enero del 2012, se
incorporaron al parque de generación
existente las centrales hidroeléctricas de
pasada Los Planetas 1, Pedregalito,
Pedregalito 2 y Bajo de Mina ubicadas en
la Provincia de Chiriquí y El Fraile que se
encuentra ubicada en la provincia de
Coclé.
Un hecho relevante es que a partir del
sábado 30 de octubre de 2010 se
iniciaron trabajos de mantenimiento por
fuerza mayor en la central hidroeléctrica
Estí. Dichos trabajos son con el objetivo
de reparar ciertos segmentos del túnel de
carga presurizado que en su condición
indispone la entrada en operación
comercial de la Central Hidroeléctrica
Gualaca de 25.3 MW y parcialmente a la
central hidroeléctrica Lorena de 33.8 MW
de capacidad instalada. Se espera que
esta situación se solvente en el tercer
trimestre del presente año 2012.
El cuadro 3.2 muestra el sistema de
generación hidroeléctrica existente de las
diferentes unidades de generación que
forman parte del SIN, con sus
capacidades instaladas y sin incluir
pequeñas
centrales
hidroeléctricas
autogeneradoras. Dichas plantas por
tener esta característica se muestran en
el cuadro 3.4.
Cuadro 3.2, Sistema de Generación Hidroeléctrico Existente.
AGENTE GENERADOR
NOMBRE
POTENCIA FIRME
MW
CAPACIDAD
INSTALADA
MW
ENERGÍA
ANUAL
PROMEDIO
GWh
ENEL Fortuna, S.A.
Fortuna
H / Embalse
284.0200
300.00
AES Panamá, S.A.
Bayano
H / Embalse
160.1200
260.00
577.00
AES Panamá, S.A.
La Estrella
H / Pasada
16.1300
47.20
249.00
AES Panamá, S.A.
Los Valles
H / Pasada
17.6300
54.76
304.00
AES Panamá, S.A.
Estí
H / Pasada
112.6700
120.00
620.00
Istmus Hydropower Corp
Concepción
H / Pasada
2.4900
10.00
59.00
Caldera Energy Corp.
Mendre
H / Pasada
3.9200
20.00
100.00
Paso Ancho Hydro-Power, Corp.
Paso Ancho
H / Pasada
4.3000
6.78
37.00
Hidro Boquerón, S.A.
Macano
H / Pasada
0.8980
3.51
21.21
Algarrobos
H / Pasada
2.4100
9.86
49.10
Macho de Monte
H / Pasada
0.8000
2.50
11.10
La Yeguada
H / Pasada
3.0000
6.60
32.14
Dolega
H / Pasada
1.1000
3.12
16.10
Hidro-Panamá, S.A.
Antón I
H / Pasada
0.2400
1.40
5.75
Hidro-Panamá, S.A.
Antón II
H / Pasada
0.2400
1.40
5.75
Hidro-Panamá, S.A.
Antón III
H / Pasada
0.2600
1.50
5.75
Saltos de Francoli S.A.
Los Planetas 1
H / Pasada
0.9100
4.95
24.65
Generadora Pedregalito, S.A.
Pedregalito
H / Pasada
5.2500
20.00
94.40
Ideal Panamá, S.A
Bajo de Mina
H / Pasada
20.0700
56.00
265.60
AES Changuinola
Changuinola 1
H / Pasada
165.6700
212.80
970.90
AES Changuinola
Mini Chan
H / Pasada
9.6600
9.66
75.60
Generadora Río Chico S.A.
Pedregalito 2
H / Pasada
3.2200
13.00
55.15
Hidroibérica, S.A.
El Fraile
H / Pasada
1.4980
5.47
Página No. 20
TIPO DE
PLANTA
Total
816.51
1170.51
1600.00
32.00
5211.20
Diciembre de 2012
Sistema de Generación Termoeléctrico
En la Provincia de Colón se localiza el
principal plantel térmico del país,
destacándose la Central Termoeléctrica
Bahía Las Minas, que cuenta con un
Ciclo Combinado de Diesel y la primera
planta termoeléctrica de carbón en
Panamá, con una capacidad de 120.0
MW. Además, en esta misma provincia
se encuentra Térmica Cativa de 87.0
MW, el plantel térmico El Giral de 50.4
MW y Termocolón con 150.0 MW de
capacidad instalada.
capacidad instalada de 42.8 MW, están
ubicadas a un costado del Centro
Nacional de Despacho en la Ciudad de
Panamá. En el cuadro 3.3, se muestran
las principales características de las
plantas térmicas existentes, sin incluir
pequeñas centrales termoeléctricas.
En cuanto a los retiros de unidades de
generación cabe mencionar como único
retiro el de las Turbinas de Gas
propiedad de EGESA la cual se
contempla para el 31 de marzo de 2013.
En la Provincia de Panamá se ubican el
resto de las plantas térmicas. En el lado
oeste de la Ciudad de Panamá se
encuentra PAN-AM y al lado este se
localiza PACORA. Las Turbinas de Gas
propiedad de la Empresa de Generación
Eléctrica S.A. (EGESA), con una
Adicionalmente, al igual que hay
pequeñas plantas hidroeléctricas, existen
plantas termoeléctricas de capacidades
menores, que se detallan en el cuadro
3.4.
Cuadro 3.3, Sistema de Generación Termoeléctrico Existente.
AGENTE GENERADOR
NOMBRE
TIPO DE
PLANTA
TIPO DE
COMBUSTIBLE
CAPACIDAD
RENDIMIENTO POTENCIA FIRME
INSTALADA
Gal/MWh
MW
MW
Pedregal Power Company
Pacora
T / MMV
Búnker
57.07
53.5300
55.40
PAN-AM Generating Ltd.
Pan_Am
T / MMV
Búnker
57.08
96.0000
96.00
Inversiones y Desarrollos Balboa, S.A.
Térmica Cativá
T / MMV
Búnker
61.29
80.0000
87.00
El Giral
T / MMV
Búnker
61.51
14.4685
15.48
El Giral II
T / MMV
Búnker
60.64
32.5565
34.92
Generadora del Atlántico, S.A.
Termocolón
T / CC
Diesel Liviano
67.25
144.5000
150.00
Panamá 1
T / TG
Diesel Liviano
116.34
17.0000
21.40
Panamá 2
T / TG
Diesel Liviano
114.66
17.0000
21.40
Capira
T / MMV
Diesel Liviano
79.72
5.5000
5.50
Chitre
T / MMV
Diesel Liviano
79.72
4.5000
4.50
Ciclo Comb.BLM
T / CC
Diesel Liviano
67.27
147.4700
160.00
Bahía las Minas Carbón
T / TV
Carbón
108.0000
120.00
720.53
771.60
Fuente: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2012.
0.56
Total
Auto Generadores
Se define como auto generador a la
persona natural o jurídica que produce y
consume energía eléctrica en un mismo
Página No. 21
predio, para atender sus propias
necesidades y que no usa, comercializa
o transporta su energía con terceros o
Diciembre de 2012
asociados; pero que puede vender
excedentes a otros Agentes del Mercado.
Existen pequeñas centrales generadoras
menores de 1 MW declaradas como auto
generador (Canopo) o que están
conectadas a la red de distribución o que
mantienen un contrato con las mismas.
Estas se muestran a continuación en el
Cuadro 3.4
Cuadro 3.4, Pequeñas Centrales y Autogeneradoras
AGENTE DE
MERCADO
CAPACIDAD
INSTALADA
MW
NOMBRE DE LA
TIPO DE PLANTA
PLANTA
Café de Eleta, S.A.
Candela
Hidroeléctrica
0.5400
Arkapal, S.A.
Arkapal
Hidroeléctrica
0.6750
Empresas Melo, S.A.
El Salto
Hidroeléctrica
0.3400
Empresas Melo, S.A.
Río Indio
Hidroeléctrica
0.7330
Empresas Melo, S.A.
Canopo
Termoeléctrica
0.4000
TOTAL
2.6880
Total Termoeléctrico
0.400
Total Hidroeléctrico
2.2880
La Autoridad del Canal de Panamá
(ACP) como el auto generador más
grande del SIN, cuenta con una
capacidad instalada de 216 MW, de los
cuales un 27.8% corresponde a plantas
hidroeléctricas y el 72.2% restante a
plantas térmicas.
El objetivo de la ACP es mantener el
buen funcionamiento del Canal de
Panamá, por lo que sus transacciones
con el Mercado Mayorista se basan en
ofertar sus excedentes de energía y
potencia. A continuación, se muestran en
el cuadro 3.5 las unidades de generación
de la ACP.
Cuadro 3.5, Unidades de Generación de la ACP.
NOMBRE DE LA PLANTA
Gatún-1
Gatún-2
Gatún-3
Gatún-4
Gatún-5
Gatún-6
Madden-1
Madden-2
Madden-3
Miraflores-1
Miraflores-2
Miraflores-3
Miraflores-4
Miraflores-5
Miraflores-6
Miraflores-7
Miraflores-8
TIPO
Hidroeléctrica
Hidroeléctrica
Hidroeléctrica
Hidroeléctrica
Hidroeléctrica
Hidroeléctrica
Hidroeléctrica
Hidroeléctrica
Hidroeléctrica
Termoeléctrica (TG)
Termoeléctrica (TV)
Termoeléctrica (TV)
Termoeléctrica (MMV)
Total (MW)
Tipo
Total Hidroeléctrica
Total Termoeléctrica
Fuente: ACP, Autoridad Del Canal de Panamá
Página No. 22
Total
60
156
CAPACIDAD
INSTALADA
MW
3.00
3.00
3.00
5.00
5.00
5.00
12.00
12.00
12.00
10.00
10.00
25.00
39.00
18.00
18.00
18.00
18.00
216.00
Porcentaje
27.78%
72.22%
Diciembre de 2012
De los 1,942.11 MW instalados en la República de Panamá (Sin tomar en cuenta
las pequeñas centrales, autogeneradoras y las plantas de la Autoridad del Canal
de Panamá), 1170.51 MW corresponden a plantas hidroeléctricas y 771.60 MW a
plantas térmicas, lo que refleja una distribución porcentual de 60.3% y 39.7%
respectivamente. En el Gráfico 3.1, se muestra la composición porcentual de
ambos tipos de centrales en el sistema panameño.
Gráfico 3.1, Composición Porcentual de Plantas Hidroeléctricas y Termoeléctricas.
0.5% 2.2%
6.2%
Hidroelécticas de Embalse
28.8%
16.0%
Hidroelécticas de Pasada
Motores de Media Velocidad (Búnker)
Ciclo Combinado
Tubinas de Vapor
14.9%
Motores de Media Velocidad (Diesel)
31.4%
Tubinas de Gas
Fuente: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2012
Página No. 23
Diciembre de 2012
Página No. 24
Diciembre de 2012
CAPÍTULO
4, 4,
FUENTES
DEGENERACIÓN
GENERACIÓN
FUTURA
CAPÍTULO
FUENTESYYSISTEMA
SISTEMA DE
FUTURA
Actualmente surge la necesidad de
diversificar fuentes de generación de
electricidad lo obedece a la volatilidad
en los precios del combustible y a la
disponibilidad de tecnologías de
mayor eficiencia y con un impacto
ambiental sensiblemente menor que
las plantas convencionales que
utilizan derivados del petróleo. Es
importante estudiar e incorporar
nuevas fuentes de generación,
incluyendo
alternativas
como
pequeñas, micro y mini centrales
hidroeléctricas, centrales eólicas,
centrales fotovoltaicas y de gas
natural.
Fuentes de Generación
Potencial Eólico
Los avances en el sector de la
energía eólica han venido tomando
fuerza en la región de Centro América
en países como Costa Rica,
Nicaragua y recientemente Honduras.
Panamá no se queda atrás. En el año
2011 se realizo la primera licitación
para
compra
de
energía
exclusivamente
de
generadores
eólicos.
En 1981 se elaboro una evaluación
preliminar del recurso eólico en
Panamá, muestra que las áreas con
mayores recursos están en la costa
del Caribe y en los pasos de vientos a
lo largo de la cordillera central. Los
vientos
alisios
cruzan
transversalmente Panamá.
Página No. 25
Los resultados del estudio “Desarrollo
de la Energía Eólica en Panamá”,
auspiciado por el Fondo para el
Medio Ambiente Global (FMAM) y
administrado en Panamá por el
Programa de las Naciones Unidas
para el Desarrollo (PNUD) se
presentaron en marzo del 2001.
De este estudio se obtuvo datos
eólicos medidos y analizados de seis
sitios con potencial eólico a lo largo
del istmo, la elaboración del mapa
eólico nacional, el objetivo principal
del Proyecto, consistió en la
identificación de las barreras que
impiden el desarrollo de la fuente
eólica como parte de la oferta
eléctrica en Panamá, y el diseño y la
implementación
de
un
plan
estratégico que considere el proceso
de reestructuración del subsector
eléctrico con el de facilitar la
penetración de esta fuente.
A mediados del año 2011, la
Secretaria Nacional de Energía de
Panamá contrato los Servicios de
Consultoría
a
la
compañía
DIgSILENT para la Determinación de
la Capacidad Máxima de Generación
Eólica a Instalarse en el Sistema
Interconectado
Nacional.
Los
resultados del estudio indican que el
sistema tiene la capacidad de
soportar la adición de entre 150MW
hasta 450 MW en el periodo 2014 2017.
Diciembre de 2012
Potencial Fotovoltaico
La tecnología fotovoltaica convierte la
luz solar en energía eléctrica
directamente usando fotones de la luz
del sol para excitar los electrones a
niveles de energía más altos. La
diferencia de potencial resultante a
través de las celdas solares permite
el flujo de una corriente eléctrica.
Aunque esta tecnología actualmente
es
utilizada
en
aplicaciones
residenciales en pequeña escala,
también puede ser escalada para
aplicarse en centrales eléctricas
mayores.
En la actualidad, el costo de la
energía eléctrica producida con
paneles solares es demasiado alto
debido a que los componentes de los
paneles son caros y la eficiencia de
conversión de la energía solar en
electricidad es muy baja. Desde las
primeras celdas solares construidas
en la década de 1950, se tenían
eficiencias de conversión de 5-6%, la
cual con el desarrollo tecnológico ha
mejorado hasta niveles de 12-18% en
las modernas celdas de silicio.
Esta tecnología seguirá ganando
participación de mercado en países
donde existen incentivos financieros
respaldados por el gobierno.
Potencial Hidroeléctrico
El Plan de Expansión del Sistema de
Generación debe considerar los
proyectos
hidroeléctricos
más
factibles que permitan disminuir el
impacto de los precios de los
derivados del petróleo a nivel mundial
y se promueva el desarrollo racional y
sustentable de los recursos naturales
del país
Página No. 26
La última re-evaluación realizada por
ETESA, indica el potencial resultante
de los mejores esquemas de
aprovechamientos en las cuencas de
los Ríos Changuinola, Teribe, Santa
María y San Pablo. En cuanto a la
inclusión de los esquemas de
proyectos micro, mini y medianos
podemos indicar que el listado o
catálogo de estudios hidroeléctricos
cuenta con aproximadamente 180
proyectos que representan un
potencial
hídrico
disponible
inventariado de 3,040.3 MW. En el
Anexo 10 se pueden ver la topología
de estos proyectos.
Es importante señalar que esta
actualización permitió aumentar el
catálogo de proyectos que conforman
el potencial hídrico nacional en unos
651.17 MW.
Como datos relevantes de este
inventario, podemos mencionar que
el mismo comprende estudios de
proyectos hidroeléctricos a nivel de
reconocimiento con un potencial de
1,030.0 MW, y unos 2,010.2 MW en
estudios de proyectos a nivel de prefactibilidad, factibilidad y diseño.
Según el estudio realizado, el
aprovechamiento hidroeléctrico sería
de 1,169.0 MW en la cuenca del Río
Changuinola, 369.6 MW en la cuenca
del Río Santa María, 243.5 MW en la
cuenca del Río San Pablo y 1258.8
MW, lo integran diversas cuencas a
nivel nacional, en la que destaca la
cuenca del Río Chiriquí Viejo.
Diciembre de 2012
Potencial Térmico
composición, se estimó la cantidad
del recurso de turba utilizable para
combustible en alrededor de 118.0
millones de toneladas métricas (con
un contenido de humedad de 35%).
Turba
En 1985, con el apoyo de la Agencia
para el Desarrollo Internacional (AID),
se localizó un depósito importante de
turba de buena calidad y potencial,
cerca de Changuinola, Provincia de
Bocas del Toro en el noroeste de la
República de Panamá.
Esta
cantidad
de
turba
es
considerable, comparada con niveles
mundiales.
Es
suficiente
para
abastecer de combustible a una
planta de energía de 30 MW por un
período de más de 30 años. En el
cuadro 4.1 se presentan los
resultados de las características
físico-químicas del material.
El depósito de turba de Changuinola
ocupa una zona de más 80 km2 con
un espesor promedio de 8 m. Del
análisis
de
su
geometría
y
Cuadro 4.1, Resultados de los Ensayos de la Turba.
Tipo de Turba
Juncia.hierba-helecho (pastos), especies del
tipo sagitaria y otras, bosques pantanoso,
ninfeáceas sagitaria (lirios de agua), rizoforo,
en transición
Contenido de fibra
26% de fibra, 58% hémico, 16% sáprico (región central)
Carbón fijo
34% (promedio del peso seco)
Materia volátil
Ceniza
Materia orgánica
Humedad
Valor calorífico
85% a 95% (variación aproximada)
10,000 Btu/lb(promedio en seco) / 8,824 a 11,310 Btu/lb variación
PH
Densidad del Total
Contenido de madera
Absorbencia (Capacidad de
retención de agua)
Temperatura de fusión de la
ceniza
3.5 a 4.8 variación aproximada en área central
3
0.1g/cm (aprox.)
Despreciable
De 1400% a 2400% (aprox.)
2270 ºF temperatura inicial condiciones reductoras
2310 ºF temperatura inicial condiciones de oxidación
2640 ºF fluido condiciones reductoras
2670 ºF condiciones de oxidación
Combustibles Fósiles
En consideración a las directivas de
la SNE de diversificar las fuentes de
suministro de energía para producir
electricidad, se contempla que en los
análisis de los casos a desarrollar por
ETESA, se promueva el desarrollo
racional y sustentable de los recursos
naturales y en su defecto a la
Página No. 27
utilización de fuentes energéticas no
tradicionales en Panamá, como el
gas natural licuado, utilizando la
última tecnología para la mitigación
de las emisiones de los gases de
efecto invernadero y cumpliendo con
las
normas
ambientales
correspondientes.
Diciembre de 2012
La alternativa de suministro con gas
natural, debe ser enfocada y
analizada a través de la concreción
del gas natural licuado cuya
infraestructura está estipulada a
instalarse en la Provincia de Colón.
Con respecto a la generación
termoeléctrica convencional en base
a combustibles derivados del petróleo
como el Búnker, Diesel Oil y la SNE
sugiere utilizar los escenarios de
proyección más recientes de la EIADOE.
Sistema de Generación Futura
Proyectos Eólicos
Turba
A la fecha, ETESA tiene conocimiento
de que se han dado avances
importantes de proyectos eólicos, los
cuales cuentan con viabilidad de
acceso a la red de transmisión
aprobados. Estos proyectos son:
Antón con 105.0 MW, Toabré con
150.0 MW, los proyectos Viento Sur y
Escudero de Helium Energy Panamá
de 250 MW de capacidad total
instalada,
el
proyecto
eólico
Penonomé de 336.0 MW y el
proyecto Santa Cruz de 54 MW.
Todos ubicados en la Provincia de
Coclé.
Al no existir al presente, ningún
proyecto vigente con la disponibilidad
de información técnica y económica
para el desarrollo del proyecto y
basado en los criterios establecidos
por la SNE a través de la Definición
de Políticas y Criterios para la
Revisión del Plan de Expansión del
Sistema Interconectado Nacional
2012, se omite la inserción de este
recurso, como fuente de generación
eléctrica a considerarse en este
estudio.
Proyectos Fotovoltaicos
En el marco de la Ley No. 6 de
febrero de 1997, se establece que la
ASEP, tiene la facultad de otorgar
concesiones
de
proyectos
hidroeléctricos y geotérmicos.
Actualmente se inicio el desarrollo por
la Empresa de Generación Eléctrica,
S.A., del primer plantel fotovoltaico
que se integrara a la matriz
energética nacional. El mismo
contara con una potencia inicial
instalada de 2.4 MW.
Este proyecto se ubicara en la zona
central del país, específicamente en
el distrito de Parita, provincia de
Herrera.
Página No. 28
Proyectos Hidroeléctricos
Aún cuando se analizaron diversos
proyectos
que
cuentan
con
concesión,
muchos
no
fueron
tomados en cuenta para el estudio,
debido a que no tenían la
conducencia de aguas de la ANAM, o
porque los promotores no entregaran
la
información
completa
que
permitiera caracterizar y modelar el
proyecto.
Diciembre de 2012
Dada la nueva disposición de la
ASEP de retirar las concesiones a
aquellos promotores que por una
razón u otra se hayan retrasado
significativamente en el inicio de la
construcción de sus respectivos
proyectos, no aparecen consideradas
aquellos proyectos que mantienen
esta situación. En consecuencia, el
catálogo de proyectos hidroeléctricos,
solamente incluye aquellos proyectos
con
estudios
a
nivel
de
reconocimiento,
pre-factibilidad,
factibilidad o que efectivamente se
encuentran en construcción.
En consenso la SNE, ASEP y
ETESA, determinaron cuáles y a
partir de qué fecha los proyectos
candidatos cuentan con posibilidades
reales de incorporarse al sistema de
generación. El Cuadro 4.2 muestra
las características generales y año de
entrada
de
los
proyectos
hidroeléctricos
candidatos
considerados en la actualización del
Plan Indicativo de Generación 2012.
Página No. 29
Diciembre de 2012
Cuadro 4.2, Proyectos Hidroeléctricos Considerados.
AGENTE PROMOTOR
PROYECTO
TIPO DE
PLANTA
POTENCIA CAPACIDAD ENERGIA PROM. COSTO FIJO
FIRME
INSTALADA
ANUAL
O&M
MW
MW
GWh
$/KW-Año
COSTO DE
PUNTO DE
CONSTRUCCION
CONEXIÓN AL SIN
$/KW
Bontex, S.A.
Gualaca
Filo de Agua
23.04
25.20
126.55
5.00
3478.17
S/E Gualaca
Alternegy, S.A.
Lorena
Filo de Agua
30.62
33.80
168.62
5.00
3478.11
S/E Zambrano
Ideal Panamá, S.A
Baitún
Filo de Agua
31.09
88.70
406.40
5.00
1348.14
S/E Baitún
Generadora Alto Valle, S.A.
Cochea
Filo de Agua
3.06
12.50
60.70
5.00
2500.00
S/E Caldera
Electro Generadora del Istmo S.A.
Mendre 2
Filo de Agua
1.56
8.00
38.62
5.00
2500.00
S/E Caldera
Hidro Piedra, S.A.
RP-490
Filo de Agua
1.79
9.95
49.24
5.00
4021.31
S/E Boquerón III
Hidronorth Corp.
La Huaca
Filo de Agua
0.17
5.05
24.63
5.00
2500.99
S/E Llano Sanchez
Las Perlas Norte, S.A.
Las Perlas Norte
Filo de Agua
2.46
10.00
65.70
5.00
2500.00
S/E Boquerón III
Las Perlas Sur, S.A.
Las Perlas Sur
Filo de Agua
2.46
10.00
65.70
5.00
2500.00
S/E Boquerón III
Alternegy, S.A.
Prudencia
Filo de Agua
50.09
56.00
273.15
5.00
3478.21
S/E El Valle
Los Naranjos Overseas, S.A.
El Síndigo
Filo de Agua
3.00
10.00
48.00
5.00
2500.00
S/E Caldera
Hydro Caisán, S.A.
El Alto
Filo de Agua
22.14
68.00
293.00
5.00
2250.00
S/E Dominical
Electron Investment
Monte Lirio
Filo de Agua
32.38
51.65
275.70
5.00
2249.76
S/E Dominical3
Electron Investment
Pando
Filo de Agua
25.13
32.00
178.40
5.00
2250.00
S/E Dominical
Hidroeléctrica Bajos del Totuma, S.A.
Bajo de Totumas
Filo de Agua
1.95
5.00
33.11
5.00
2500.00
S/E Boquerón III
Caldera Power Inc.
Caldera
Filo de Agua
1.20
4.00
15.90
5.00
2200.00
S/E Caldera
9 Power, S.A.
La Palma
Filo de Agua
0.24
2.02
9.51
5.00
2094.06
S/E Llano Sanchez
Aht,S.A.
Los Trancos
Filo de Agua
0.26
0.95
4.40
5.00
2084.21
S/E Llano Sanchez
Hidroeléctrica Río Piedra, S.A.
Río Piedra
Filo de Agua
3.00
10.00
nd
5.00
2508.00
S/E Santa Rita
Panama Hydroelectrical Development Co. S.A.
Santa Maria 82
Filo de Agua
7.68
25.60
91.97
5.00
2237.11
S/E Santa María
Hidroecológica del Teribe, S.A
Bonyic
Filo de Agua
22.22
31.30
156.00
5.00
2250.16
S/E Changuinola
Fuerza Eléctrica del Istmo, S.A.
Los Planetas 2
Filo de Agua
1.12
3.73
nd
5.00
2096.51
S/E Mata de Nance
Hidroeléctrica San Lorenzo S.A.
San Lorenzo
Filo de Agua
1.33
8.40
40.48
5.00
3083.33
S/E Mata de Nance
Manuel Jaramillo Castillo
Asturias
Filo de Agua
1.23
4.10
nd
5.00
2090.24
S/E Boquerón III
Fountain Intertrade Corp.
Bajo Frío
Filo de Agua
16.51
56.00
250.00
5.00
3214.29
S/E Bajo Frío
Generadora del Istmo S.A.
Barro Blanco
Filo de Agua
11.57
28.84
131.08
5.00
3398.06
S/E Barro Blanco
Natural Power & Resources, S.A.
Cañazas
Filo de Agua
0.68
5.94
27.17
5.00
2500.00
S/E San Bartolo
1
Hidroeléctrica Los Estrechos S.A.
Los Estrechos
Filo de Agua
3.00
10.00
44.40
5.00
2700.00
S/E San Bartolo
1
Estrella del Sur, S.A.
Ojo de Agua
Filo de Agua
1.00
6.46
nd
5.00
2541.43
S/E Llano Sanchez
Desarrollos Hidroeléctricos Corp.
San Andres
Filo de Agua
2.54
9.00
38.00
5.00
2500.00
S/E Baitún
Mifta Power, Inc.
Santa María
Filo de Agua
12.54
26.00
111.50
5.00
2823.08
S/E San Bartolo
Hidroeléctrica Tizingal S.A.
Tizingal
Filo de Agua
2.55
4.64
33.30
5.00
2502.16
S/E Boquerón III
Reforestadora Cañazas, S.A.
La Laguna
Filo de Agua
2.79
9.30
46.34
5.00
2580.65
S/E San Bartolo
1
Corporación de Energía del Istmo Ltd.
Las Cruces
Filo de Agua
2.75
9.17
42.00
5.00
2617.23
S/E San Bartolo
1
Empresa de Generación Eléctrica, S. A.
Remigio Rojas
Filo de Agua
2.58
8.60
37.60
5.00
2243.02
S/E Boquerón III
Corporación de Energía del Istmo Ltd.
San Bartolo
Filo de Agua
4.57
15.25
69.65
5.00
2180.24
S/E San Bartolo
Consorcio Hidroeléctrico Tabasará, S.A.
Tabasará II
Embalse
11.90
34.53
148.50
5.00
2249.93
S/E Veladero
Fuerza Hidráulica del Caribe, S.A.
Potrerillos
Filo de Agua
1.25
4.17
27.21
5.00
2001.44
S/E Caldera
Hidro Burica, S.A.
Burica
Filo de Agua
15.00
50.00
81.27
5.00
2800.00
S/E Burica
AES Changuinola, S.A.
Chan II
Embalse
150.38
214.00
1053.00
5.00
2570.09
S/E Changuinola II
3
3
nd Dato no disponible
1
Secciona línea 230-14
2
Secciona línea 230-6A
3
Secciona línea 230-25
Valores Aproximados: Criterio tomado del estudio realizado por PREICA donde dice que el 30% de la capacidad instalada equivale a la potencia firme.
Página No. 30
Diciembre de 2012
2
1
1
Proyectos Termoeléctricos
El catálogo de plantas generadoras
térmicas, consideradas para su
inclusión en el plan de expansión,
comprende
a
centrales
cuyas
tecnologías son las más atractivas en
el mercado actualmente y a los
proyectos
termoeléctricos
en
desarrollo con licencia vigente de
explotación otorgada por la ASEP o
con
contratos
de
suministro,
recientemente acordados con las
distribuidoras. El tamaño adecuado
de las unidades se selecciona bajo
criterios
relacionados
con
la
estabilidad del sistema. El Cuadro 4.3
presenta las características generales
de los proyectos térmicos candidatos
contemplados en este estudio.
Cuadro 4.3, Proyectos Térmicos Candidatos.
PROYECTOS DE
EXPANSIÓN
CAPACIDAD
INSTALADA
MW
RENDIMIENTO
COMBUSTIBL
E UTILIZADO
COSTO DE O & M
FIJO
$/kW-Año
VARIABLE
$/MWh
COSTO DE
CONSTRUCCIÓ
N
$/kW
Motor de Media Velocidad
50
52.00
Gal/MWh
Búnker C
46.86
3.4
1,500.00
Motor de Media Velocidad
100
55.05
Gal/MWh
Búnker C
47.05
7.5
1,000.00
Ciclo Combinado
150
57.97
Gal/MWh
Diesel
35.87
2.4
1,300.00
Ciclo Combinado
250
54.35
Gal/MWh
Diesel
38.63
2.1
1,200.00
Ciclo Combinado
100
219.31
m3/MWh
Gas Natural
35.87
2.0
2,240.00
Ciclo Combinado
150
219.31
m3/MWh
Ciclo Combinado
200
204.70
m /MWh
Ciclo Combinado
250
204.70
m /MWh
Turbina de Gas
50
292.42
m /MWh
Turbina de Gas
100
277.80
Turbina de Gas Diesel
100
72.46
Carbón 150
150
Carbón 250
250
Gas Natural
30.35
1.8
2,033.00
3
Gas Natural
30.35
1.7
2,000.00
3
Gas Natural
30.35
1.7
1,850.00
3
Gas Natural
8.58
2.1
980.00
3
m /MWh
Gas Natural
7.36
1.8
930.00
Gal/MWh
Diesel
9.81
2.4
900.00
0.51 Ton/MWh.
Carbón
68.99
4.5
1,800.00
0.39 Ton/MWh.
Carbón
64.39
4.2
1,650.00
Fuente: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2012. Costos Típicos de Plantas Térmicas.
Página No. 31
Diciembre de 2012
Página No. 32
Diciembre de 2012
CAPÍTULO 5,
5, METODOLOGÍA
DEL
ESTUDIO
CAPÍTULO
METODOLOGÍA
DEL
ESTUDIO
Para la realización del Plan de
Expansión
de
Generación
del
Sistema Interconectado Nacional se
considera
parte
la
siguiente
Información:

Página No. 33
Premisas: se especifican todos
los parámetros básicos en los
que se enmarca el plan de
expansión: el horizonte del
estudio se realizo para un
lapso de 15 años (2012-2026),
más un período de extensión
de un (1) año para estabilizar
los efectos terminales de los
embalses. La hidrología fue
tratada de manera estocástica
a partir de los registros
históricos de caudales para un
período de 42 años (19571998). Proyección de precios
de combustibles (Ver Capitulo
2), Tasas de Descuento, Costo
de
Energía
No
Servida
(CENS).

Demanda: Se utilizaron dos
escenarios de demanda. (1) el
escenario
de
crecimiento
medio de demanda, con tasas
de crecimiento anual de 5.62%
en energía y 5.47% en
potencia; y (2) el escenario de
crecimiento alto de demanda,
con tasas de crecimiento anual
de 5.84% y 5.66%. (Ver
Capitulo 2).

Sistema
de
Generación
Existente. (Ver Capitulo 3).

Proyectos
de
Generación
Futuros. (Ver Capitulo 4)
A partir de éstos, se realizaron varias
simulaciones con el fin de obtener un
plan de expansión de mínimo costo
que considera diversas tecnologías
como alternativas de expansión del
sistema de generación.
Para obtener el cronograma de
expansión de mínimo costo se utilizó
el modelo OPTGEN. Posteriormente,
se simuló con el modelo Stochastic
Dual Dynamic Programming (SDDP),
la operación del sistema para cada
uno de los planes derivados del
OPTGEN.
La
simulación
del
despacho se utiliza para validar el
criterio de confiabilidad, además de
obtener los parámetros técnicos y
económicos del despacho que se
incluyen en la descripción y el análisis
de los resultados obtenidos con cada
plan.
Para realizar el análisis que abarca
este estudio, se utiliza el modelo
SDDP
en
modo
operativo
Coordinado. En el Cuadro 5.1 se
presentan los parámetros de las
corridas SDDP. Cabe anotar que
cuando se hacen análisis de sistemas
interconectados, existen tres modos
operativos para el SDDP: Aislado
(cada sistema se optimiza por
separado), Integrado (se optimiza el
despacho de todos los sistemas
interconectados) y Coordinado (se
optimiza cada sistema por separado y
en la fase de simulación se toman en
cuenta intercambios económicos con
los países vecinos).
Diciembre de 2012
Debido a la forma en que está
estructurado el Mercado Eléctrico
Regional (MER), es necesario utilizar
el modo Coordinado del modelo.
Adicionalmente, se consideraron los
límites de intercambio entre los
diferentes países antes y después del
inicio de operaciones del proyecto
SIEPAC.
En este análisis operativo se
contempló la utilización de los planes
de expansión nacionales aprobados
por cada uno de los países de la
región.
Estos cronogramas de
expansión se presentan en el Cuadro
5.2. También se consideró el inicio de
operaciones de todos los tramos que
componen el primer circuito del
proyecto SIEPAC, en base al último
cronograma del mismo.
Cuadro 5.1, Parámetros de las Corridas SDDP.
Descripción
Valor
Panamá
Costa Rica
Nicaragua
Sistemas
Honduras
El Salvador
Guatemala
Objetivo del Estudio
Politica Operativa
Tipo de Estudio
Coordinado
Tamaño de la Etapa
Meses
Caudales
Series sinteticas
Programa de Mantenimiento
Representado
Configuracion
Representacion de la Red Eléctrica
Dinamica
Sin Red Solo Intercambios
Fecha Inicial
Horizonte del Estudio (meses)
Enero 2012
180
Número de Series para Simulación
50
Número de Discretaciones
25
Numero de Bloques de Demanda
5
Numero de Años Adicionales
1
Tasa de Descuento (% a.a.)
12
Costo de Deficit (US $ / MWh)
1850.00
Página No. 34
Diciembre de 2012
Cuadro 5.2, Planes de Expansión de Centroamérica.
Costa Rica
Año
Colima
Cubujuquí
Valle Central
Moín 1
CATSA
Cutris
El Palmar
Tacares
Toro 3
Anonos
Balsa Inferior
Térm
Hidro
Eólic
Térm
Biom
Biom
Biom
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Potencia
MW
-14.0
22.0
15.0
-19.5
8.0
3.0
5.0
7.0
49.7
3.6
37.5
Río Macho
Río Macho Ampl.
Chucás
Cachí
Cachí 2
Moín 2
Capulín
Torito
CC Moín 1
CC Moín 2
Eólico Proyecto 1
Reventazón Minicentral
Reventazón
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Térm
Hidro
Hidro
Térm
Térm
Eólic
Hidro
Hidro
-120.0
140.0
50.0
-105.0
158.4
-130.5
48.7
50.0
93.0
93.0
50.0
13.5
292.0
Proyecto
2012
2013
2014
2015
2016
Nicaragua
Fuente
2017
Geotérmico Proyecto 1
Geot
Proyecto
San Jacinto
Blue Power 2
Managua 3
Fuente
Geot
Eólic
Térm
El Salvador
Potencia
MW
36.0
40.0
-40.0
Larreynaga (filo de agua)
Pantasma (filo de agua)
EOLO
Hidro
Hidro
Eólic
17.0
12.0
38.0
Eolico
Eólic
40.0
Geo
Boboké
Tumarín
Geo
Nicaragua 1
Nicaragua 2
Gesarsa
Geot
Hidro
Hidro
Geot
Térm
Térm
Térm
105.0
70.0
253.0
35.0
-50.0
-50.0
-5.0
Proyecto
Contrato Xacbal
Exp. Ingenio La Cabaña
El Chaparral
Optimizac. Ahuachapan
Fuente
Hidro
Biom
Hidro
Geot
Honduras
Potencia
MW
30.0
15.0
66.0
5.0
35.0
Hidro Proyecto 1
Eólico Proyecto 2
Diquís
Diquís Minicentral
Hidro
Eólic
Hidro
Hidro
50.0
50.0
623.0
27.0
2019
2020
2021
Copalar Bajo
Tipitapa PPA
Corinto PPA
Censa PPA
Hidro
Térm
Térm
Térm
150.0
-50.9
-68.5
-57.0
2025
2026
El Carmen
Pacuare
Hidro
RC-500
Hidro
Geotérmico Proyecto 3 Geot
Geotérmico Proyecto 4 Geot
Toro Amarillo
Hidro
158.0
58.4
35.0
35.0
59.0
Hidro
100.0
Térm
Eólic
Térm
Térm
Térm
Térm
Térm
Térm
Hidro
Eólic
Eólic
Térm
Hidro
Hidro
Térm
Térm
Térm
Térm
Hidro
Fuente
Izabal
Huehue I
Comb. Base CNEE-12-2007
Hidro
Hidro
Térm
Potencia
MW
10.0
198.0
275.0
San Marcos I
Huehue II
Hidro
Hidro
50.0
114.0
AV I
Hidro
181.0
AV VI
Distribuida II
Hidro
Hidro
16.0
30.0
80.0
5.0
250.0
250.0
Licitación Renovable
Biomasa
Llanitos
Jicatuyo
Biom
Hidro
Hidro
149.2
150.0
98.0
173.0
Chinameca
Berlin, unidad 5
Ciclo combinado GNL
Geot
Geot
Térm
47.0
26.0
143.0
Tablón
Hidro
40.0
20.0
Eólico
Biomasa
Lufussa 3
Enersa
Ampliación ENERSA
Eólico
Emce 2
Lufussa 2
Eólic
Biom
Térm
Térm
Térm
Eólic
Térm
Térm
230.0
400.0
200.0
-210.0
-200.0
-30.0
200.0
-60.0
-80.0
San Marcos III
San Marcos IV
AV IV
Hidro
Hidro
Hidro
15.7
11.0
340.0
Quiché III
Hidro
140.0
Biomasa
Biom
100.0
Quiché II
Comb. Base II
Hidro
Térm
80.0
200.0
La Tarrosa
Valencia
Hidro
Hidro
15.0
150.0
270.0
GNL
Térm
100.0
GNL
Térm
100.0
GNL
Térm
100.0
2022
2023
2024
Westport diesel
Proyecto Mesoamérica
Nacional de Ingenieros
Ceiba
Santa Fe
La Puerta Hitachi
La Puerta General
Westport gas
Pequeñas hidroeléctricas
Proyecto Mesoamérica
Electrotecnia
Westport diesel
Piedras Amarillas
Elcosa
Lufussa 1
Ampliación Lufussa 1
CECHSA (carbón)
Ampliación Cajón
Proyecto
Hidro
Geot
Térm
Térm
2018
Geot
Hidro
Fuente
Exp. 5 de noviembre
Berlin, unidad 6
Ciclo combinado GNL - a
Ciclo combinado GNL - b
35.0
Geotérmico Proyecto 2
Guatemala
Potencia
MW
50.0
100.0
0.7
-20.0
-26.6
-5.0
-18.0
-15.0
89.9
4.6
25.0
50.0
15.0
-50.0
6.2
113.0
100.0
-80.0
-40.0
-30.5
150.0
8.3
137.0
75.0
Proyecto
Ciclo combinado GNL - c
Térm
250.0
Ciclo combinado GNL - d
Térm
250.0
Fuente: GTPIR - Actualización de los Planes de Expansión de Generación de Centroamérica.
Página No. 35
Diciembre de 2012
Página No. 36
Diciembre de 2012
CAPÍTULO
6, PLANES
EXPANSIÓN
DEMANDA
MEDIA
CAPÍTULO
6, PLANES
DEDE
EXPANSIÓN
DE DE
DEMANDA
MEDIA
Casos de Demanda Media
En esta sección los planes de
expansión analizados consideran un
escenario de crecimiento de la
demanda medio o moderado. Las
premisas básicas para la elaboración
del programa de expansión radica en
considerar la diversificación de las
fuentes
de
generación
como
proyectos
hidroeléctricos
y
termoeléctricos de similar tecnología
a las existentes en el sistema, así
como proyectos que utilizan gas
natural licuado, proyectos eólicos y
una pequeña planta fotovoltaica.
Igualmente,
se
contempla
la
ampliación de la capacidad de
intercambio
con
la
región
centroamericana producto del inicio
de operación del proyecto SIEPAC.
El cuadro 6.1 se presenta un plan de
corto plazo de cuatro años de los
casos de demanda media.
Año
Mes
Δ% MW
25.20
Lorena
Baitún
33.80
Jul
Cochea
12.50
Jul
1,322.9
5.5
Jul
Sarigua
2.40
Mendre 2
8.00
Feb
9.95
Dic
RP - 490
La Huaca
Las Perlas Norte
Turbinas de Gas de EGESA
Las Perlas Sur
Prudencia
El Síndigo
El Alto
Monte Lirio
Pando
Ene
Eólico I
Ene
5.00
Ene
Bajos de Totuma
Caldera
Ene
La Palma
2.02
Abr
Abr
May
Sep
1,401.8
6.0
Oct
Dic
Dic
2015
88.70
Oct
Abr
2014
MW
Gualaca
Jun
2013
Proyecto
Ene
1,490.6
Los Trancos
6.3
56.00
Total
Termo
241
2611
151
151
2762
32.00
150.00
150
4.00
0.95
25.60
31.30
Ago
Los Planetas 2
3.73
Ago
San Lorenzo
8.40
Ene
Asturias
Ene
Bajo Frío
56.00
Ene
Barro Blanco
28.84
Ene
Cañazas
4.10
5.94
10.00
Ene
Ojo de agua
6.46
Ene
San Andrés
Santa María
26.00
Tizingal
91
51.65
Bonyic
Total Instalado por Tipo »MW«
2370
253
68.00
Santa Maria 82
Ene
253
2.4
10.00
Ago
Ene
2160
10.00
Ene
Los Estrechos
171
5.05
10.00
5.8
168
1989.15
42.00
Río Piedra
1,576.7
Capacidad Instalada
Actual
Capacidad
Instalada
MW
10.00
Ene
Ene
Solar
POTENCIA
MW
Jun
2012
OFERTA
Eólico
DEMANDA
Hidro
Cuadro 6.1, Plan de Expansión de Corto Plazo.
Entrada en
Operación
9.00
4.64
663
150
2.4
Turbinas de Gas EGESA: Retiro de las Turbinas de Gas Panamá 1 y Panamá 2 propiedad de EGESA.
Página No. 37
Diciembre de 2012
REGMHTCB12
De la metodología descrita en el capítulo 5 de este documento, se ha obtenido
este caso donde se consideran proyectos hidroeléctricos y térmicos de tecnologías
similares con las que contamos en la actualidad, así como aquellos proyectos que
generan a base de carbón a partir del 2016, cuyo Plan de Expansión de Largo
Plazo se presenta en el Cuadro 6.2.
Año
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Mes
MW
Δ% MW
Proyecto
MW
Ene
La Laguna
9.30
Ene
Las Cruces
9.17
Ene
Remigio Rojas
8.60
Ene 1,665.4
5.6
San Bartolo
Mar
Potrerillos
Abr
Tabasará II
Capacidad Instalada
Corto Plazo
2762.37
Termo
POTENCIA
Capacidad
Instalada
MW
Solar
OFERTA
Eólico
DEMANDA
Hidro
Entrada en
Operación
Total
Cuadro 6.2, Plan de Expansión de Largo Plazo del Caso REGMHTCB12
81
81
2843
15.25
4.17
34.53
1,759.5
5.7
Burica
50.00
Ene 1,852.6
5.3
CB250a
250.00
1,953.7
5.5
Ene 2,068.9
5.9
Chan II
214.00
Ene 2,176.7
5.2
CB250b
250.00
2,283.0
4.9
CB250c
250.00
250 250
3857
CB250d
250.00
250 250
4107
Dic
Ene 2,396.2
5.0
2,518.6
5.1
Ene 2,649.7
5.2
2,788.2
5.2
50
50
2893
250 250
3143
214
3357
250 250
3607
214
345
1000
El caso REGMHTCB12 presenta una
adición de 2160 MW, de los cuales
1008 MW (46.7%) corresponden a
plantas hidroeléctricas, 1000 MW
(46.1%) en plantas térmicas y 150
MW (6.9%) con plantas eólicas y 2.4
MW (0.1%) de una planta solar.
Tomando en cuenta la potencia
instalada actualmente y los retiros
programados, el resultado sería de
4107 MW, con lo cual la oferta supera
a la demanda proyectada por casi el
Página No. 38
doble durante todo el periodo de
estudio.
Costo de Inversión = 1,484.54 M$
Costo Operación = 1,722.56 M$
Costo de Déficit = 1.4 M$
Costo Total = 3,208.46 M$.
El resultado de los costos marginales
del sistema (CMS) se presenta en el
gráfico 6.1 donde se aprecia una
tendencia a la baja entre los años
Diciembre de 2012
renovables,
tiene
un
impacto
importante en la reducción del CMS,
además que contribuyen a amortizar
los efectos que se pudiesen presentar
por los cambios en el precio de de los
combustibles fósiles.
2012 y 2016, debido a la entrada de
proyectos hidroeléctricos (744 MW) y
una planta eólica de 150 MW de
capacidad instalada en el año 2014.
Esta adición de capacidad al sistema
por tratarse de plantas de generación
200.00
185
Gráfico 6.1, Costo Marginal de Demanda de Panamá del Caso REGMHTCB12.
180.00
160.00
115
123
140.00
2024
2025
88
83
80
89
79
85
80.00
85
103
92
90
86
100.00
91
$ / MWh
120.00
60.00
40.00
20.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Años
2020
2021
2022
2023
2026
CMS REGMHTCB12
Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2012.
La entrada de dichos proyectos
además de disminuir el CMS tiende a
aumentar los intercambios a partir de
la entrada del proyecto SIEPAC, ya
Página No. 39
que presentaríamos una oferta más
económica en comparación con otros
países lo cual consolida a Panamá
como un país exportador de energía
como se muestra en el gráfico 6.2.
Diciembre de 2012
Gráfico 6.2, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12.
2400.00
1420
1416
1472
1379
1434
1481
1438
1348
756
900.00
493
GWh
1040
1176
1400.00
1430
1484
1900.00
-74
-78
2017
2018
2019
2020
2021
Exp. REGMHTCB12
2022
2023
2024
-178
-120
2016
-165
-66
2015
-103
-42
2014
-164
-36
2013
-129
-3
2012
-12
-600.00
-20
-100.00
-92
133
400.00
2025
2026
Imp. REGMHTCB12
En el gráfico 6.3 se puede apreciar la
participación de la generación hidro,
térmica y eólica, dando como
resultado durante todo el horizonte un
mayor aporte hidroeléctrico, lo cual
impacta directamente en el CMS.
Nótese que el inicio de operación del
proyecto hidroeléctrico Chan II en el
año 2020 incrementa la participación
hidráulica hasta un 84% en dicho
año.
Cuadro 6.3, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12.
100%
10.20%
90%
25.09%
5.57% 5.39% 5.47%
6.10%
5.34%
5.12%
9.03%
5.07%
14.88% 16.32%
4.86%
80%
11.78%
17.57% 19.97%
4.33%
4.74%
4.24%
4.13%
23.95% 25.32%
3.97%
70%
30.59% 33.01%
3.77%
3.63%
3.46%
2024
63.49%
2023
65.74%
2022
70.87%
2021
72.02%
2019
75.84%
2018
78.14%
2016
83.83%
2015
78.88%
2014
80.20%
89.33%
2013
85.84%
89.19%
30%
88.26%
40%
74.87%
50%
89.71%
60%
2025
2026
20%
10%
0%
2012
Hidroeléctricas
2017
Eoloeléctrica
Referencia: ETESA, Revisión del Plan de Expansión 2012.
Página No. 40
2020
Termoeléctricas
Diciembre de 2012
REGMHTCBEO12
En este caso considera proyectos hidroeléctricos y térmicos similares a los de
actualidad, y proyectos que utilizan carbón a partir del 2016, además fuentes de
generación eólica a partir del año 2014. Este plan de expansión generación de
largo plazo se presenta en el cuadro 6.3.
Mes
MW
Δ% MW
2015
Ene
1,576.7
5.8
Proyecto
MW
Eólico II
La Laguna
9.30
Ene
Las Cruces
9.17
Ene
Remigio Rojas
1,665.4
5.6
8.60
San Bartolo
Termo
2762.37
40
81
40
2802
81
2883
130
3013
250
3263
334
3597
15.25
Mar
Potrerillos
Abr
Tabasará II
34.53
4.17
Eólico III
80.00
2017
Dic
1,759.5
5.7
Burica
50.00
2018
2019
Ene
1,852.6
5.3
CB250a
250.00
1,953.7
5.5
Ene
Capacidad Instalada
Corto Plazo
40.00
Ene
Ene
Capacidad
Instalada
MW
Solar
POTENCIA
Año
2016
OFERTA
Eólico
DEMANDA
Hidro
Entrada en
Operación
Total
Cuadro 6.3, Plan de Expansión de Largo Plazo del Caso REGMHTCBEO12.
80
50
250
Eólico IV
120.00
2020
Ene
2,068.9
5.9
Chan II
214.00
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Ene
2,176.7
5.2
CB250b
250.00
250
250
3847
2,283.0
4.9
Ene
2,396.2
5.0
CB250c
250.00
250
250
4097
2,518.6
5.1
2,649.7
5.2
CB250d
250.00
250
250
4347
2,788.2
5.2
Ene
Ene
120
214
345
240
1000
Fuente: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2012.
El cronograma de expansión obtenido
para este caso es similar al caso
anterior en cuanto a las fechas y
proyectos hidroeléctricos y térmicos
presentes, con la única diferencia que
al tener plantas eólicas candidatas,
estas son despachadas en los años
2015, 2017 y 2020 con 40 MW, 80
MW, y 120 MW respectivamente,
llegando a tener al final del horizonte
390MW instalados de este tipo de
tecnología.
Página No. 41
Costo Operación = 1,485.89 M$
Costo Déficit = 1.4 M$
Costo Total = 3,140.76 M$
Este caso presenta un costo de
inversión mayor que el del caso
REGMHTCB12 por la entrada de tres
proyectos eólicos, pero el efecto de la
adición capacidad instalada con
fuente netamente renovable produce
que el costo de operación baje, ya
Diciembre de 2012
partir del año 2015, el CMS muestra
una disminución con respecto a los
CMS
que
arroja
el
caso
REGMHTCB12. Este comportamiento
puede apreciarse en el gráfico 6.4.
que dichos proyectos no se ven
afectados con la variación de los
precios de los combustibles fósiles.
Debido a la incorporación de 240 MW
adicionales de proyectos eólicos a
186
200.00
185
Gráfico 6.3, Costos Marginales de Panamá del Caso REGMHTCBEO12.
180.00
160.00
88
79
83
73
69
76
80
85
89
75
79
66
68
82
85
91
92
102
90
83
86
80.00
80
91
100.00
89
$ / MWh
120.00
103
115
123
122
140.00
60.00
40.00
20.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Años
2020
CMS REGMHTCB12
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGMHTCBEO12
Referencia: ETESA. Revisión del Plan de Expansión 2012
con los países Centroamericanos, por
lo tanto se ve un aumento en los
intercambios. Dicho comportamiento
se muestra en el gráfico 6.5
La reducción del CMS de Panamá,
hace aún más competitiva en precio
la energía del país en comparación
Gráfico 6.4, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCBEO12.
2400.00
1420
1428
1416
1433
1472
1490
1379
1425
1434
1485
1481
1554
1438
1542
1348
1444
756
756
1040
1040
1400.00
900.00
-600.00
2012
2013
2014
Exp. REGMHTCB12
2015
2016
2017
2018
2019
Exp. REGMHTCBEO12
2020
2021
2022
Imp. REGMHTCB12
2023
2024
2025
-178
-167
-165
-142
-103
-90
-164
-128
-129
-93
-78
-52
-74
-42
-120
-89
-66
-47
-42
-33
-36
-32
-3
-3
-12
-12
-20
-20
-100.00
-92
-93
400.00
133
131
493
493
GWh
1430
1497
1176
1194
1484
1557
1900.00
2026
Imp. REGMHTCBEO12
Página No. 42
Diciembre de 2012
generación eólica con respecto al
caso REGMHTCB12.
En el gráfico 6.6 se muestra la
participación
hidroeléctrica,
termoeléctrica y eoloeléctrica. Se
puede apreciar el aumento en la
Gráfico 6.5, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCBEO12.
100%
9.94%
90%
5.36% 4.77% 4.62% 6.92%
6.10%
6.65%
6.36%
25.33%
12.51% 13.69%
8.91%
8.52%
80%
8.02%
11.99%
15.04%
10.86%
10.78%
8.41%
10.72%
18.52% 20.49%
10.29%
25.33% 28.11%
9.75%
70%
9.39%
8.97%
2024
62.87%
69.71%
2023
65.24%
71.14%
2019
74.19%
2018
77.18%
2016
81.07%
2015
77.84%
2014
78.91%
88.96%
2013
84.10%
88.50%
30%
88.46%
40%
74.63%
50%
89.98%
60%
2025
2026
20%
10%
0%
2012
Hidroeléctricas
2017
2020
Eoloeléctrica
2021
2022
Termoeléctricas
REGMHTTLA12
Los proyectos candidatos de generación considerados en el presente estudio este
caso incluyen proyectos hidroeléctricos y térmicos de tecnologías similares con las
que contamos en la actualidad, así como aquellos proyectos que utilizan carbón a
partir del 2016, además fuentes de generación eólica a partir del año 2014 y de
gas natural a partir del años 2015. Como resultado de esta corrida se obtiene el
cronograma de expansión de largo plazo que se presenta en el cuadro 6.4
Página No. 43
Diciembre de 2012
Mes
MW
2015
Ene
1,576.7
Δ% MW
5.8 Eólico II
Total
Capacidad Instalada
Corto Plazo
40.00
40
2762.37
40
2802
281
3083
130
3213
370
3583
214
3797
158.00
Abr
Jul
CC GNL200
200.00
Eólico III
80.00
Burica
50.00
Eólico IV
120.00
CC GNL 250a
Chan II
250.00
CC GNL 250b
CC GNL 250c
250.00
250
250
4047
250.00
250
250
4297
Ene
Ene
Ene
Ene 1,665.4
5.6
Mar
Abr
Ene
Dic
1,759.5
5.7
1,852.6
5.3
1,953.7
5.5
Ene 2,068.9
5.9
Ene 2,176.7
5.2
2,283.0
4.9
Ene
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
MW
Capacidad
Instalada
MW
CC GNL BLM
La Laguna
Las Cruces
Remigio Rojas
San Bartolo
Potrerillos
Tabasará II
CC GNL TCOL
Ene
2017
2018
2019
Proyecto
Termo
POTENCIA
Año
2016
OFERTA
Solar
DEMANDA
Eólico
Entrada en
Operación
Hidro
Cuadro 6.4, Plan de Expansión de Largo Plazo del Caso REGMHTTLA12.
Ene 2,396.2
5.0
Ene 2,518.6
5.1
2,649.7
5.2
2,788.2
5.2
9.30
9.17
8.60
81
15.25
4.17
34.53
150.00
200
80
50
120
250
214.00 214
345
240
950
CC GNL BLM y CC GNL TCOL: Conversión de CC BLM y TCOLON a GNL, no aumenta la capacidad del SIN.
Un cambio importante en la matriz
energética del país se ve reflejado
por la implementación de GNL,
abaratando el CMS a partir de su
entrada, lo que lograría mayor
competitividad
del
parque
de
generación, un aumento en los
intercambios y a la vez haciendo más
eficiente el plantel térmico existente
con la incorporación del GNL con la
adecuación de los ciclos combinados
de Termocolón y BLM.
Página No. 44
Costo de Inversión = 1,858.90 M$,
Costo de Operación = 1,498.15 M$
Costo de déficit = 1.3 M$
En el gráfico 6.7 se muestra el
comportamiento que tendría el CMS
en comparación con el caso
REGMHTCB12,
dando
como
resultado una disminución de un 35%
en el costo marginal a partir de la
entrada de las plantas de gas en el
año 2016.
Diciembre de 2012
185
186
Gráfico 6.6, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTTLA12.
200.00
180.00
160.00
115
124
123
140.00
77
83
74
72
80
68
69
62
65
85
89
79
85
72
60.00
64
60
58
80.00
88
103
92
90
77
91
86
100.00
91
$ / MWh
120.00
40.00
20.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Años
2020
CMS REGMHTCB12
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGMHTTLA12
Debido a esto la oferta de energía de
Panamá sería más atractiva para los
países
de
Centroamérica
aumentando así las exportaciones,
como se puede apreciar en el gráfico
6.8.
Gráfico 6.7, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso
REGMHTTLA12.
1420
1411
1416
1425
1472
1501
1379
1440
1434
1504
1481
1583
1438
1480
1348
1489
756
756
900.00
-600.00
2012
2013
2014
2015
Exp. REGMHTCB12
2016
2017
2018
Exp. REGMHTTLA12
2019
2020
2021
2022
Imp. REGMHTCB12
2023
2024
2025
-178
-178
-165
-138
-103
-81
-164
-118
-129
-85
-78
-38
-74
-75
-120
-60
-66
-36
-42
-21
-36
-20
-3
-3
-12
-12
-20
-20
-100.00
-92
-93
400.00
133
132
493
492
GWh
1040
1041
1400.00
1176
1259
1484
1643
1900.00
1430
1555
2400.00
2026
Imp. REGMHTTLA12
Página No. 45
Diciembre de 2012
plantel de generación a base de
fuentes renovables, como también el
hecho de que el GNL aumenta la
eficiencia del plantel termoeléctrico.
La participación de la generación se
muestra en el gráfico 6.9
La exportación de energía se
incrementa en comparación al caso
REGMHTCB12 a partir del año 2016,
debido a la entrada en operación las
unidades de GNL. El sistema de
generación de Panamá presenta una
oferta energética atractiva al mercado
regional debidos a los precios de la
energía eléctrica resultante tanto del
Gráfico 6.8, Porcentaje de Participación de Generación del Caso
REGMHTTLA12.
100%
10.32%
90%
25.01%
5.72%
4.65%
6.10%
6.61%
9.18%
6.01%
12.88% 14.56%
13.70% 16.34%
17.36% 17.47%
19.17% 21.51%
8.56%
80%
8.18%
8.20%
10.64%
11.43%
10.62%
10.21%
70%
9.69%
25.56% 28.55%
9.32%
8.96%
2022
2023
2024
62.45%
68.75%
2021
65.08%
70.57%
2019
72.99%
2018
75.60%
2017
71.05%
74.38%
2015
77.19%
2014
78.50%
2013
84.75%
88.67%
30%
88.11%
40%
74.95%
50%
89.60%
60%
2025
2026
20%
10%
0%
2012
2016
Hidroeléctricas
2020
Eoloeléctrica
Termoeléctricas
Página No. 46
Diciembre de 2012
importantes o sensitivos para el
sistema; se procedió a realizar las
debidas simulaciones que muestran
el impacto que pudiese producir en el
sistema,
de
cumplirse
estos
inconvenientes en el desarrollo y
posterior puesta en marcha de los
proyectos de generación. Dichas
sensibilidades se muestran en el
cuadro 6.5 donde se aprecian las
fechas que se consideran para cada
una de las sensibilidades que forman
parte de estos análisis.
Análisis de las Sensibilidades
Con el objetivo de evaluar el
comportamiento
del
plan
de
expansión de generación en caso
REGMHTCB12,
se
realizaron
sensibilidades
considerando
inconvenientes como el atraso en la
construcción
de
los
proyectos
hidráulicos, aumento de la demanda
o el combustible u otras situaciones
que podrían afectar la entrada en
operación en las fechas previstas de
los proyectos que se consideran
Cuadro 6.5, Sensibilidades Analizadas.
2012
Junio
Enero 2013
Junio
Enero 2013
SENSIBILIDADES
D
E
Febrero
La Huaca
Abril
Las Perlas Norte
Turbinas de Gas de EGESA
Abril
Las Perlas Sur
Mayo
Septiembre
Diciembre
Junio 2014
Monte Lirio
Diciembre
Junio 2014
Pando
Diciembre
Junio 2014
Eólico I
Enero
Bajos de Totuma
Enero
Caldera
Enero
Octubre
La Palma
Enero 2015
Enero
2014
Río Piedra
Enero
Enero
Santa Maria 82
Enero
Bonyic
Agosto
Los Planetas 2
Agosto
San Lorenzo
Agosto
Asturias
Enero
Bajo Frío
Enero
Barro Blanco
Enero
Cañazas
Enero
Enero 2016
Enero
Enero 2016
Los Estrechos
2015
Ojo de agua
Enero
San Andrés
Enero
Santa María
Enero
Tizingal
Enero
H
I
Octubre 2013
Abril
2013
G
Julio 2013
Julio 2013
El Síndigo
El Alto
Los Trancos
F
Julio
Julio
Julio
Octubre
RP - 490
Prudencia
C
Septiembre 2014
Octubre 2014
Diciembre 2014
Diciembre 2014
Diciembre 2014
Agosto 2015
Agosto 2015
Sin Desarrollo del Mercado Regional
Lorena
Baitún
Cochea
Sarigua
Mendre 2
B
PROYECCIÓN DE DEMANDA OPTIMISTA (ALTA)
Gualaca
A
PROYECCIÓN DE COMBUSTIBLE ALTO
Proyecto
CASO BASE
Año Mes
Agosto 2015
Enero 2016
Enero 2016
Enero 2016
Página No. 47
Diciembre de 2012
REGMHTCB12A
Esta sensibilidad consistió en evaluar el impacto que causa el retraso en la
entrada en operación de los proyecto Los Estrechos, Santa María y Cañazas (un
año) a enero de 2016.
Al tener como punto de conexión al
SIN la Subestación San Bartolo, tiene
importancia
para
ETESA,
el
desarrollo de estos proyectos que
aprovechan las cuencas de los ríos
San Pablo y Santa María, que se
localizan en la región central del país.
Estos proyectos totalizan 42 MW, de
adición al plantel de generación del
sistema en el 2015, se analiza el
impacto que tendría en el sistema de
darse un atraso de 12 meses en la
entrada en operación de los mismos.
comportamiento del CMS en este
caso donde se muestra un aumento
de 6 $/MWh en el año 2015. El CMS
se estabiliza con el reingreso de los
proyectos a partir de enero del 2016.
185
200.00
185
Gráfico 6.9, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12A.
180.00
160.00
88
88
83
85
83
85
80
80
89
79
85
79
85
80.00
89
103
92
92
103
115
91
90
91
92
86
100.00
91
$ / MWh
120.00
115
123
123
140.00
60.00
40.00
20.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
CMS REGMHTCB12
2019
Años
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGMHTCB12A
Por otra parte los intercambios no
reflejan
niveles
de
variación
importantes, ya que la diferencia con
respecto al caso REGMHTCB12. El
gráfico 6.11 muestra la comparación
Página No. 48
de los intercambios entre el caso
REGMHTCB12 y la sensibilidad
REGMHTCB12A.
Diciembre de 2012
Gráfico 6.10, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12A
2400.00
1420
1420
1416
1416
1472
1472
1379
1379
1434
1434
1481
1481
1438
1438
1348
1348
756
756
900.00
-600.00
2012
2013
2014
2015
Exp. REGMHTCB12
2016
2017
2018
2019
Exp. REGMHTCB12A
2020
2021
2022
2023
Imp. REGMHTCB12
2024
2025
-178
-178
-165
-165
-103
-103
-164
-164
-129
-129
-78
-78
-74
-74
-120
-120
-66
-66
-42
-43
-36
-36
-3
-3
-12
-12
-92
-92
-100.00
-20
-20
400.00
133
133
493
493
GWh
1040
1038
1176
1176
1400.00
1430
1431
1484
1485
1900.00
2026
Imp. REGMHTCB12A
El
gráfico
participación
6.12
muestra
porcentual
de
la
la
generación para
REGMHTCB12A.
la
sensibilidad
Gráfico 6.11, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12A.
100%
10.02%
90%
25.20%
5.65%
5.70% 5.69%
6.10%
5.51%
5.12%
9.02%
5.07%
14.90% 16.33%
4.86%
80%
11.78%
17.57% 19.97%
4.33%
4.74%
4.24%
4.13%
23.95% 25.32%
3.97%
70%
30.59% 33.01%
3.77%
3.63%
3.46%
2024
63.49%
2023
65.74%
2022
70.87%
2021
72.02%
2019
75.84%
2018
78.14%
2016
83.83%
2015
78.87%
2014
80.17%
89.12%
2013
85.85%
88.72%
30%
88.17%
40%
74.76%
50%
89.89%
60%
2025
2026
20%
10%
0%
2012
Hidroeléctricas
2017
2020
Eoloeléctrica
Termoeléctricas
Página No. 49
Diciembre de 2012
REGMHTCB12B
Este caso plantea un atraso en la entrada en operación del Proyecto Eólico I
(1 año) a enero 2015.
Se ha implementado en Panamá, la
Ley No. 44 de 25 de abril de 2011
"Que establece el régimen de
incentivos para el fomento de la
construcción
y
explotación
de
centrales eólicas destinadas a la
prestación del servicio público de
electricidad"
para
promover
el
desarrollo de capacidad eólica en el
país y debido a la gran expectativa
que se tiene sobre el primer Proyecto
Eólico que pudiese entrar en
operación en Panamá, se analizo las
consecuencias que tendría el sistema
si dicho proyecto se retrasa.
El gráfico 6.13 muestra un incremento
de 16 $/MWh del CMS de no entrar
este proyecto en la fecha prevista en
el año 2014.
185
200.00
185
Gráfico 6.12, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12B.
180.00
88
88
83
85
83
85
80
89
89
79
85
79
85
80.00
80
103
92
92
90
90
87
103
115
107
86
100.00
91
$ / MWh
120.00
115
123
140.00
126
160.00
60.00
40.00
20.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
CMS REGMHTCB12
2019
Años
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGMHTCB12B
Los intercambios de energía no
presentan cambios considerables en
Página No. 50
el año 2015 como se muestra en el
gráfico 6.14.
Diciembre de 2012
Gráfico 6.13, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12B.
2400.00
1420
1420
1416
1416
1472
1472
1379
1379
1434
1434
1481
1481
1438
1438
1348
1348
756
755
900.00
-600.00
2012
2013
2014
2015
Exp. REGMHTCB12
2016
2017
2018
2019
Exp. REGMHTCB12B
La disminución en la producción de
energía eoloeléctrica por el atraso de
este proyecto se refleja en el
aumento en el CMS. La comparación
entre el caso REGMHTCB12 y en
2020
2021
2022
2023
Imp. REGMHTCB12
2024
2025
-178
-178
-165
-165
-103
-103
-164
-164
-129
-129
-78
-78
-74
-74
-120
-119
-66
-66
-42
-42
-36
-35
-3
-3
-12
-13
-92
-92
-100.00
-20
-20
400.00
133
133
493
493
GWh
1040
1040
1176
1177
1400.00
1430
1430
1484
1486
1900.00
2026
Imp. REGMHTCB12B
cuanto a la producción de energía
hidroeléctrica y termoeléctrica se
aprecia en el gráfico 6.15.
Gráfico 6.14, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12B.
100%
10.83% 8.41%
90%
25.05%
5.74%
5.46%
5.36%
5.15%
9.02%
5.07%
14.90% 16.32%
4.86%
80%
11.78%
17.57% 19.97%
4.33%
4.74%
4.24%
4.13%
23.95% 25.32%
3.97%
70%
30.59% 33.01%
3.77%
3.63%
3.46%
2024
63.49%
2023
65.74%
2022
70.87%
2021
72.02%
2019
75.84%
2018
78.14%
2016
83.83%
2015
78.88%
2014
80.17%
89.32%
2013
85.84%
88.83%
30%
91.51%
40%
74.91%
50%
89.08%
60%
2025
2026
20%
10%
0%
2012
Hidroeléctricas
2017
2020
Eoloeléctrica
Termoeléctricas
Página No. 51
Diciembre de 2012
REGMHTCB12C
Este caso de sensibilidad contempla la ocurrencia de un atraso de la entrada
proyectos Estí, Gualaca y Lorena a enero 2013.
Según
la
última
información
proporcionada por los propietarios del
proyecto Estí, se espera que a
mediados del 2012, sea subsanada
esta situación.
La planta hidroeléctrica de Estí con
una capacidad instalada de 120 MW,
cuya construcción se concluyó en
noviembre de 2003, se encuentra en
la
Provincia
de
Chiriquí,
aproximadamente a 25 kilómetros al
noreste de la Ciudad de David y 400
kilómetros al oeste de la Ciudad de
Panamá.
Estos proyectos que totalizan 179
MW, esta capacidad se considera
importante para el sistema, se estudia
el comportamiento que tendría el
sistema si se llegara a atrasar este la
entrada de estos proyectos.
El 30 de octubre de 2010, se iniciaron
trabajos de mantenimiento de fuerza
mayor en la central hidroeléctrica
Estí, para la reparación de las áreas
afectadas en el túnel de carga
presurizado de 4.7 km de largo, que
conecta las aguas del embalse
Barrigón con la casa de máquinas de
esta central hidroeléctrica, lo cual a
su vez indispone la generación de la
Central Hidroeléctrica Gualaca con
25,2 MW y parcialmente a la Central
Hidroeléctrica Lorena con 33.8 MW.
El atraso de entrada en operación de
los proyectos propicia un aumento de
23 $/MWh en los costos marginales
en el año 2012, tal como se muestra
en el gráfico 6.16
Gráfico 6.15, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12C.
200.00
185
208
250.00
90
88
80
86
83
85
81
90
80
89
79
86
85
79
103
92
92
90
90
86
92
86
91
100.00
103
115
115
127
$ / MWh
123
150.00
50.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
CMS REGMHTCB12
Página No. 52
2019
Años
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGMHTCB12C
Diciembre de 2012
Gráfico 6.16, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12C.
2400.00
1420
1421
1416
1421
1472
1471
1379
1383
1434
1441
1481
1487
1438
1441
1348
1362
756
756
900.00
-600.00
2012
2013
2014
2015
Exp. REGMHTCB12
2016
2017
2018
2019
Exp. REGMHTCB12C
2020
2021
2022
2023
Imp. REGMHTCB12
2024
2025
-178
-174
-165
-159
-103
-103
-164
-161
-129
-119
-78
-77
-74
-78
-120
-121
-66
-68
-42
-43
-36
-36
-3
-3
-12
-12
-92
-130
-100.00
-20
-21
400.00
133
95
493
489
GWh
1040
1040
1176
1176
1400.00
1430
1432
1484
1486
1900.00
2026
Imp. REGMHTCB12C
Referencia: ETESA Revisión del Plan de Expansión 2012.
Este aumento en el CMS afectaría
directamente los intercambios con
Costa Rica al presentarse una oferta
de energía más cara en comparación
con el caso base, resultando en una
disminución en las exportaciones
hacia este país (ver Grafico 6.17).
comportamiento
de
la
matriz
energética del sistema de darse esta
sensibilidad.
Gráfico 6.17, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12C.
100%
11.31%
90%
5.75%
5.31%
5.54%
6.10%
5.35%
5.14%
9.03%
5.07%
31.74%
14.86% 16.24% 11.95% 17.64%
19.58%
4.87%
80%
4.34%
4.74%
4.23%
24.12% 26.09%
30.13% 33.14%
4.12%
3.97%
70%
3.76%
3.63%
3.46%
2024
63.37%
2023
66.20%
2022
70.10%
2021
71.87%
2019
76.25%
2018
78.07%
2016
83.65%
2015
78.96%
2014
80.21%
89.25%
2013
85.83%
89.27%
30%
88.07%
40%
68.21%
50%
88.60%
60%
2025
2026
20%
10%
0%
2012
Hidroeléctricas
2017
2020
Eoloeléctrica
Termoeléctricas
Página No. 53
Diciembre de 2012
REGMHTCB12D
En esta sensibilidad se analiza el impacto de un atraso de la entrada en operación
de los proyectos Monte Lirio, Pando y El Alto a junio de 2014.
Estos proyectos se encuentran
ubicados en la misma región y
aprovechan el agua del rio Chiriquí
Viejo, en la provincia de Chiriquí. Por
tratarse un grupo proyectos cuya
potencia instalada se considera
importante para el sistema, se estudia
el comportamiento que tendría el
sistema si se llegaran a atrasar. La
potencia que aportaría esta planta
sería de 151.65 MW.
El resultado de esta sensibilidad
muestra una variación de en el año
2013 y 2014. El comportamiento de
los costos marginales de esta
sensibilidad se muestra en el gráfico
6.19.
186
200.00
185
Gráfico 6.18, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12D.
180.00
88
88
83
83
85
85
80
80
89
79
79
85
85
80.00
89
103
103
92
92
90
90
85
94
86
100.00
91
$ / MWh
120.00
116
115
123
140.00
125
160.00
60.00
40.00
20.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
CMS REGMHTCB12
El atraso de estos proyectos no
refleja
niveles
de
variación
importantes en los intercambios, en
Página No. 54
2019
Años
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGMHTCB12D
comparación
con
el
caso
REGMHTCB12. Este comportamiento
se muestra en el gráfico 6.20.
Diciembre de 2012
Gráfico 6.19, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12D.
2400.00
1420
1420
1416
1416
1472
1472
1379
1379
1434
1434
1481
1481
1438
1438
1348
1348
1176
1178
756
756
900.00
-600.00
2012
2013
2014
2015
Exp. REGMHTCB12
2016
2017
2018
2019
Exp. REGMHTCB12D
2020
2021
2022
2023
Imp. REGMHTCB12
2024
2025
-178
-178
-165
-165
-103
-103
-164
-164
-129
-129
-78
-78
-74
-74
-120
-120
-66
-66
-42
-42
-36
-35
-3
-3
-12
-12
-92
-92
-100.00
-20
-20
400.00
133
133
493
493
GWh
1040
1040
1400.00
1430
1430
1484
1484
1900.00
2026
Imp. REGMHTCB12D
En el gráfico 6.21 se muestra la
distribución de la generación en caso
de darse esta sensibilidad.
Gráfico 6.20, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12D.
100%
10.51%
90%
6.61% 5.34% 5.52% 9.03%
6.11%
25.21%
5.33%
5.12%
5.07%
14.89% 16.32%
4.86%
80%
11.78%
17.57% 19.97%
4.33%
4.74%
4.24%
4.13%
23.95% 25.32%
3.97%
70%
30.59% 33.01%
3.77%
3.63%
3.46%
2024
63.49%
2023
65.74%
2022
70.87%
2021
72.02%
2019
75.84%
2018
78.14%
2016
83.83%
2015
78.87%
2014
80.19%
89.29%
2013
85.84%
89.26%
30%
87.20%
40%
74.75%
50%
89.41%
60%
2025
2026
20%
10%
0%
2012
Hidroeléctricas
2017
2020
Eoloeléctrica
Termoeléctricas
Página No. 55
Diciembre de 2012
REGMHTCB12E
Este caso se analiza riesgo de retraso en la construcción del proyecto Barro
Blanco y Bajo Frio (1 año) a enero de 2016.
La central hidroeléctrica Barro
Blanco, que aprovechará las aguas
del río Tabasará y la central
hidroeléctrica
Bajo
Frio
que
aprovechará las aguas del río Chiriquí
Viejo, suman una capacidad de
84.84MW. Estas centrales tienen
programada su entrada en operación
a inicios del 2015, estas representan
56% de la expansión hidroeléctrica de
en ese año. Se analiza el impacto
que tendría en el sistema de darse un
atraso de 12 meses en su entrada en
operación.
En el gráfico 6.22 se puede apreciar
el comportamiento del CMS con esta
sensibilidad.
186
200.00
185
Gráfico 6.21, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12E.
180.00
160.00
88
88
83
83
85
85
80
80
89
79
79
85
85
80.00
89
103
92
92
103
115
92
97
90
86
92
100.00
91
$ / MWh
120.00
115
123
123
140.00
60.00
40.00
20.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
CMS REGMHTCB12
El CMS presenta un aumento 11
$/MWh en el año 2015. Dicho
comportamiento que demuestra la
importancia de estos proyectos para
Página No. 56
2019
Años
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGMHTCB12E
el sistema. En la gráfica 6.23 se
presentan los intercambios con Costa
Rica.
Diciembre de 2012
Gráfico 6.22, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12E.
2400.00
1420
1420
1416
1416
1472
1472
1379
1379
1434
1434
1481
1481
1438
1438
1348
1348
1430
1431
756
756
900.00
-600.00
2012
2013
2014
2015
Exp. REGMHTCB12
2016
2017
2018
Exp. REGMHTCB12E
2019
2020
2021
2022
2023
Imp. REGMHTCB12
2024
2025
-178
-178
-165
-165
-103
-103
-164
-164
-129
-129
-78
-78
-74
-74
-120
-120
-66
-66
-42
-43
-36
-35
-3
-3
-12
-12
-20
-20
-100.00
-92
-93
400.00
133
133
493
493
GWh
1040
1037
1400.00
1176
1178
1484
1485
1900.00
2026
Imp. REGMHTCB12E
comportamiento
de
la
matriz
energética del sistema de darse esta
sensibilidad.
Gráfico 6.23, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12E.
100%
10.14%
90%
25.16%
5.61%
6.20%
5.85%
6.10%
5.63%
5.12%
8.97%
5.07%
14.87% 16.33%
4.86%
80%
11.78%
17.57% 19.97%
4.33%
4.74%
4.24%
4.13%
23.95% 25.32%
3.97%
70%
30.59% 33.01%
3.77%
3.63%
3.46%
2024
63.49%
2023
65.74%
2022
70.87%
2021
72.02%
2019
75.84%
2018
78.14%
2016
83.83%
2015
78.87%
2014
80.20%
88.96%
2013
85.89%
88.10%
30%
88.22%
40%
74.80%
50%
89.77%
60%
2025
2026
20%
10%
0%
2012
Hidroeléctricas
2017
2020
Eoloeléctrica
Termoeléctricas
Página No. 57
Diciembre de 2012
REGMHTCB12F
En esta sensibilidad se considera una proyección de precios de combustibles altos
en el sistema de generación de Panamá.
hecho en el sistema eléctrico de
Panamá.
Tomado en cuenta las constantes y
drásticas variaciones que tiene el
precio de los combustibles derivados
del petróleo a causas de la
especulación, desastres naturales,
guerras u otras situaciones que
pudieran conllevar un aumento en el
precio del combustible, se evalúa en
este caso el efecto que tendría este
Gráfico 6.24, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12F.
98
90
88
83
86
85
94
97
80
89
85
79
90
107
103
85
92
96
119
115
93
90
88
94
91
100.00
86
$ / MWh
123
150.00
131
200.00
185
206
250.00
50.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Años
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGMHTCB12 CMS REGMHTCB12F
Se puede apreciar en el gráfico 6.25
que de darse este comportamiento se
presentaría un aumento del CMS de
21 $/MWh en el año 2012, año en
donde la generación térmica depende
principalmente
de
combustibles
derivados del petróleo. Entre el 2014
y 2019 la variación del CMS no
supera los 5 $/MWh esto es un
comportamiento esperado debido a la
adición de proyectos hidroeléctricos y
Página No. 58
eólicos. La variación en promedio de
los costos marginales, de presentarse
un escenario de precios altos de
combustibles es de un 7% con
respecto al caso REGMHTCB12.
Este aumento afecta directamente los
intercambios que podrían darse con
Costa Rica como se aprecia en el
gráfico 6.26.
Diciembre de 2012
Gráfico 6.25, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12F.
2400.00
1420
1368
1416
1367
1472
1448
1379
1371
1434
1406
1481
1437
1438
1396
1348
1301
1176
1153
756
756
900.00
-600.00
2012
2013
2014
Exp. REGMHTCB12
2015
2016
2017
2018
2019
Exp. REGMHTCB12F
2020
2021
2022
Imp. REGMHTCB12
2023
2024
2025
-178
-223
-165
-207
-103
-127
-164
-174
-129
-167
-78
-107
-74
-94
-120
-132
-66
-81
-42
-48
-36
-38
-3
-3
-12
-12
-20
-27
-100.00
-92
-122
400.00
133
111
493
482
GWh
1040
1034
1400.00
1430
1368
1484
1417
1900.00
2026
Imp. REGMHTCB12F
En esta sensibilidad la participación
térmica es menor debido a los costos
de operación de esta tecnología en
comparación
con
el
caso
REGMHTCB12. En el gráfico 6.27 se
muestra el porcentaje de participación
de generación por tipo de tecnología.
Gráfico 6.26, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12F.
100%
9.55%
90%
24.28%
5.76%
5.17%
5.21%
6.09%
5.33%
5.11%
8.52%
5.09%
14.18% 15.69% 11.33% 16.77%
19.23%
4.88%
80%
4.35%
4.75%
4.26%
23.36% 25.11%
29.51% 32.24%
4.15%
3.96%
70%
3.78%
3.65%
3.48%
2024
64.24%
2023
66.80%
2022
71.06%
2021
72.62%
2019
76.58%
2018
78.92%
2016
84.26%
2015
79.50%
2014
80.88%
89.60%
2013
86.32%
89.43%
30%
88.07%
40%
75.68%
50%
90.37%
60%
2025
2026
20%
10%
0%
2012
Hidroeléctricas
2017
2020
Eoloeléctrica
Termoeléctricas
Página No. 59
Diciembre de 2012
REGMHTCB12G
Este caso supone la ocurrencia de un escenario de demanda alta de modo que se
evalúa la robustez del plan.
Como se puede observar en el
gráfico 6.28 que de darse este
comportamiento se presentaría un
aumento del CMS, debido a que esta
energía adicional requerida por el
aumento de la demanda representa
un mayor porcentaje de participación
termoeléctrica. Esto no representa
grandes
cambios
en
las
exportaciones con respecto al caso
REGMHTCB12 como se muestra en
el grafico 6.29.
Con la finalidad de asegurar que el
país no solo pueda atender de
manera confiable el incremento
esperado de la demanda, si no que
adicionalmente el país debe estar
preparado para superar cualquier
alza de crecimiento económico que le
lleve a escenarios de crecimiento alto
de la demanda se procedió a realizar
esta sensibilidad.
189
200.00
185
Gráfico 6.27, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12G.
180.00
95
88
87
83
85
85
91
95
80
85
92
79
85
80.00
89
110
103
98
92
97
90
91
96
86
100.00
91
$ / MWh
120.00
123
115
123
140.00
126
160.00
60.00
40.00
20.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
CMS REGMHTCB12
Página No. 60
2019
Años
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGMHTCB12G
Diciembre de 2012
Gráfico 6.28, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12G.
2400.00
1420
1414
1416
1410
1472
1463
1379
1367
1434
1416
1481
1451
1438
1397
1348
1306
1430
1381
756
756
900.00
-600.00
2012
2013
2014
2015
Exp. REGMHTCB12
2016
2017
2018
Exp. REGMHTCB12G
2019
2020
2021
2022
2023
Imp. REGMHTCB12
2024
2025
-178
-182
-165
-173
-103
-113
-164
-182
-129
-148
-78
-91
-74
-96
-120
-152
-66
-90
-42
-56
-36
-43
-3
-3
-12
-13
-20
-21
-100.00
-92
-95
400.00
133
132
493
490
GWh
1040
1039
1400.00
1176
1156
1484
1441
1900.00
2026
Imp. REGMHTCB12G
La matriz de generación muestra una
mayor aportación hidroeléctrica en
comparación
con
el
REGMHTCB12 (Gráfico 6.30).
caso
Gráfico 6.29, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12G.
100%
10.80%
90%
25.22%
6.23% 5.81% 6.16%
6.09%
5.37%
5.15%
10.11%
15.91% 17.38%
5.02%
4.82%
80%
12.81%
18.93% 20.89%
4.29%
4.65%
4.17%
25.65% 27.05%
32.26% 34.38%
4.05%
3.88%
70%
3.68%
3.53%
2024
62.22%
2023
3.35%
64.16%
2022
69.22%
2021
70.42%
2019
75.01%
2018
76.84%
2016
82.84%
2015
77.91%
2014
79.21%
88.62%
2013
84.80%
88.76%
30%
87.61%
40%
74.74%
50%
89.11%
60%
2025
2026
20%
10%
0%
2012
Hidroeléctricas
2017
2020
Eoloeléctrica
Termoeléctricas
Página No. 61
Diciembre de 2012
REGMHTCB12H
Este caso analiza un escenario atrasando en 1 año la fecha de entrada en
operación comercial de todo proyecto del Plan de Corto Plazo que esté
programado para entrar durante el segundo semestre del año respectivo.
El gráfico 6.31 muestra un incremento
en el CMS en los primeros años, que
es donde estos proyectos se
sensibilizan. Sin embargo esto no
representa un cambio significativo en
las exportaciones (grafico 6.32).
Con la finalidad de analizar la
robustez del plan se procedió se
procedió a realizar esta sensibilidad.
De modo que se pueda analizar en
un escenario crítico suponiendo el
atraso de un año a todos los
proyectos que estén programados
para entrar en operación segundo
semestre de los años de corto plazo.
Gráfico 6.30, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12H.
88
88
83
83
85
85
80
80
89
89
79
79
85
85
103
92
92
90
91
90
91
100.00
86
103
115
119
$ / MWh
123
150.00
115
139
185
200.00
197
250.00
50.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
CMS REGMHTCB12
2019
Años
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGMHTCB12H
Página No. 62
Diciembre de 2012
Gráfico 6.31, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12H.
2400.00
1420
1420
1416
1416
1472
1472
1379
1379
1434
1434
1481
1481
1438
1438
1348
1348
1430
1430
756
750
900.00
-600.00
2012
2013
2014
Exp. REGMHTCB12
2015
2016
2017
2018
2019
Exp. REGMHTCB12H
2020
2021
2022
2023
Imp. REGMHTCB12
2024
2025
-178
-178
-165
-165
-103
-103
-164
-164
-129
-129
-78
-78
-74
-74
-120
-120
-66
-66
-42
-42
-36
-35
-3
-3
-12
-18
-20
-23
-100.00
-92
-103
400.00
133
117
493
484
GWh
1040
1040
1400.00
1176
1176
1484
1484
1900.00
2026
Imp. REGMHTCB12H
La matriz de generación muestra una
menor aportación hidroeléctrica en el
corto plazo, lo que explica el aumento
de los costos marginales durante los
primeros cuatro años del estudio,
comparación
con
el
caso
REGMHTCB12 (Gráfico 6.33).
Gráfico 6.32, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12H.
100%
90%
14.51%
9.95%
6.49% 5.52%
5.46%
5.12%
6.39%
27.95%
9.04%
5.07%
14.90% 16.32%
4.86%
80%
11.78%
17.57% 19.97%
4.33%
4.74%
4.24%
4.13%
23.95% 25.32%
3.97%
70%
30.59% 33.01%
3.77%
3.63%
3.46%
2024
63.49%
2023
65.74%
2022
70.87%
2021
72.02%
75.84%
2019
78.14%
2018
83.83%
78.88%
2016
80.18%
2015
85.82%
2014
89.29%
2013
87.98%
30%
83.58%
40%
72.01%
50%
85.40%
60%
2025
2026
20%
10%
0%
2012
Hidroeléctricas
2017
2020
Eoloeléctrica
Termoeléctricas
Página No. 63
Diciembre de 2012
REGMHTCB12I
En esta sensibilidad presenta un escenario donde se analiza el supuesto de que el
Mercado Eléctrico Regional no se desarrolle en su totalidad.
El mercado eléctrico mayorista en
América
Central
denominado
Mercado Eléctrico Regional (MER),
surge de la creación y puesta en
marcha del primer sistema de
transmisión regional denominado
Línea
SIEPAC.
Pero
también
depende de la puesta en marcha del
Reglamento del Mercado Regional
(RMER).
Costo de Operación = 1350.22 M$
Este caso presenta un costo de
operación menor que el del caso
REGMHTCB12, debido que al
limitarse el mercado regional no hay
grandes transacciones en la región
(grafico 6.34) y la demanda nacional
se cubre casi en su totalidad con
fuentes netamente renovables. Lo
que a su vez produce que los costos
marginales bajen como se ve en la
grafica 6.35.
Existe
mucha
expectativa
con
respecto al RMER, debido a la
cercanía de la entrada en operación
del proyecto SIEPAC. Con la finalidad
de analizar el supuesto de que el
MER no llegara a desarrollarse en su
totalidad se realizo esta sensibilidad.
Gráfico 6.34, Intercambios de Energía con Costa Rica del Caso REGMHTCB12I.
2400.00
-600.00
2013
2014
2016
2017
1420
1416
1472
1379
1434
1481
1438
1348
712
716
745
726
709
717
711
675
706
2018
Exp. REGMHTCB12I
2019
2020
2021
2022
Imp. REGMHTCB12
2023
2024
2025
-178
-57
-165
-47
-103
-25
-164
-41
-129
-54
-78
-46
-74
-45
-120
-65
-66
-47
-42
-36
-3
-6
2015
Exp. REGMHTCB12
-36
-20
258
-12
-3
248
133
133
2012
-20
-11
-100.00
-92
-92
400.00
497
516
717
756
900.00
493
GWh
1040
1176
1400.00
1430
1484
1900.00
2026
Imp. REGMHTCB12I
Página No. 64
Diciembre de 2012
185
Gráfico 6.35, Costo Marginal de Panamá del Caso REGMHTCB12I.
185
200.00
180.00
160.00
88
80
83
76
78
73
80
85
89
68
77
79
85
69
73
66
64
80.00
88
92
90
75
86
91
100.00
90
103
115
123
$ / MWh
120.00
118
140.00
60.00
40.00
20.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
CMS REGMHTCB12
2019
Años
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGMHTCB12I
La generación total disminuye, por
cuanto la matriz de generación
muestra un aumento de la aportación
hidroeléctrica,
absorbiendo
la
evidente
reducción
del
aporte
generación termoeléctrica, producto
de la ausencia de un completo
Mercado Eléctrico Regional (Gráfico
6.36).
Gráfico 6.33, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGMHTCB12I.
100%
8.68%
90%
3.38% 3.14% 2.80% 4.97%
6.13%
5.20%
4.92%
5.12%
25.09%
10.89% 13.28% 8.68%
14.03%
4.91%
4.35%
4.86%
4.36%
80%
17.53%
4.26%
21.22% 22.98%
4.08%
28.59%
31.69%
3.91%
70%
3.75%
3.57%
2024
64.70%
2023
67.61%
2019
73.06%
2018
74.65%
2017
78.16%
2016
81.56%
2015
86.91%
89.84%
2014
81.79%
92.21%
2013
84.13%
91.59%
30%
90.40%
40%
74.87%
50%
91.24%
60%
20%
10%
0%
2012
Hidroeléctricas
2020
Eoloeléctrica
2021
2022
2025
2026
Termoeléctricas
Página No. 65
Diciembre de 2012
RESUMEN
Como se pudo apreciar los planes de demanda media no presentan grandes
diferencias en el período de corto plazo. En el Cuadro 6.6 presenta la comparación
de un plan con respecto al otro, además de la adición de plantas de GNL y la
conversión a gas por parte de Termocolón y CC BLM en el año 2016.
Cuadro 6.6, Comparación de Planes de Demanda Media
CRONOGRAMA DE EXPANSIÓN SEGÚN ESCENARIO
Proyecto
MW
TIPO
2012
Gualaca
25.20
Hidroeléctrica
6
6
6
Lorena
33.80
Hidroeléctrica
6
6
6
Baitún
Cochea
88.70
Hidroeléctrica
7
7
7
12.50
Hidroeléctrica
7
7
7
7
7
7
2013
2014
2015
Sarigua
Mendre 2
2.40
Solar
8.00
Hidroeléctrica
RP - 490
La Huaca
Las Perlas Norte
Turbinas de Gas
de
LasEGESA
Perlas Sur
9.95
Hidroeléctrica
2
2
2
5.05
Hidroeléctrica
4
4
4
10.00
Hidroeléctrica
4
4
4
42.00
Retiro
4
4
4
10.00
Hidroeléctrica
5
5
5
Prudencia
El Síndigo
56.00
Hidroeléctrica
9
9
9
10.00
Hidroeléctrica
10 10 10
El Alto
Monte Lirio
68.00
Hidroeléctrica
12 12 12
51.65
Hidroeléctrica
12 12 12
Pando
Eólico I
32.00
Hidroeléctrica
12 12 12
150.00
Eoloeléctrica
1
1
1
Bajos de Totuma
Caldera
5.00
Hidroeléctrica
1
1
1
4.00
Hidroeléctrica
1
1
1
La Palma
Los Trancos
2.02
Hidroeléctrica
1
1
1
0.95
Hidroeléctrica
1
1
1
Río Piedra
Santa Maria 82
10.00
Hidroeléctrica
1
1
1
25.60
Hidroeléctrica
1
1
1
Bonyic
Los Planetas 2
31.30
Hidroeléctrica
8
8
8
3.73
Hidroeléctrica
8
8
8
8.40
Hidroeléctrica
8
8
8
40.00
Eoloeléctrica
1
1
4.10
Hidroeléctrica
1
1
1
56.00
Hidroeléctrica
1
1
1
28.84
Hidroeléctrica
1
1
1
5.94
Hidroeléctrica
1
1
1
10.00
Hidroeléctrica
1
1
1
6.46
Hidroeléctrica
1
1
1
9.00
Hidroeléctrica
1
1
1
26.00
Hidroeléctrica
1
1
1
4.64
Hidroeléctrica
1
1
1
San Lorenzo
Eólico II
Asturias
Bajo Frío
Barro Blanco
Cañazas
Los Estrechos
Ojo de agua
San Andrés
Santa María
Tizingal
CC GNL BLM
La Laguna
158.00
2016
2017
1
1
1
9.17
Hidroeléctrica
1
1
1
8.60
Hidroeléctrica
1
1
1
San Bartolo
Potrerillos
15.25
Hidroeléctrica
1
1
1
4.17
Hidroeléctrica
3
3
3
Tabasará II
34.53
Hidroeléctrica
4
4
4
CC GNL TCOL
150.00
Conversión / GNL
4
CC GNL200
Eólico III
200.00
Térmica / GNL
7
80.00
Eoloeléctrica
1
12 12 12
50.00
Hidroeléctrica
250.00
Térmica / Carbón
Chan II
Eólico IV
214.00
Hidroeléctrica
120.00
Eoloeléctrica
CC GNL 250a
CB250b
CB250c
250.00
Térmica / GNL
250.00
Térmica / Carbón
250.00
Térmica / Carbón
CC GNL 250b
CC GNL 250c
250.00
Térmica / GNL
250.00
Térmica / GNL
CB250d
250.00
Térmica / Carbón
REGMHTCB12
REGMHTCBEO12
REGMHTTLA12
Página No. 66
2020
2021
2022
2023
2024
2025
1
Conversión / GNL
Hidroeléctrica
Burica
CB250a
2019
10 10 10
9.30
Las Cruces
Remigio Rojas
2018
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
ESCENARIO HIDRO-TÉRMICO CONSIDERANDO CARBÓN / DEMANDA MEDIA
ESCENARIO HIDRO-TÉRMICO CONSIDERANDO CARBÓN Y FUENTES DE ENERGÍA EÓLICA / DEMANDA MEDIA
ESCENARIO HIDRO-TÉRMICO CONSIDERANDO CARBÓN, FUENTES DE ENERGÍA EÓLICA Y GAS NATURAL LICUADO / DEMANDA MEDIA
Diciembre de 2012
2026
En el cuadro 6.7 se muestra los
costos de Inversión, Operación y
Déficit de los tres planes de demanda
media, además de la diferencia en
costo total de cada uno de los planes
con
respecto
al
caso
base
REGMHTCB12.
respuesta inmediata, que suelen ser
de bajo costo de inversión pero con
muy altos costos operativos. Este
concepto no se contempla en su
totalidad en los modelos de
simulación utilizados en este análisis
de mínimo costo.
Se puede observar que el costo
operativo
en
el
caso
REGMHTCBEO12 obviamente es
inferior al caso REGMHTCB12, esto
se debe a que en este caso aumenta
la generación proveniente de plantas
de fuente eólica la cual tiene muy
bajo costo de uso.
Con respecto al caso de Gas
(REGMHTTLA12), donde la inversión
resulta mayor debido a la instalación
de una planta de regasificación en el
país, el costo de inversión supera en
374.36 M$ al caso base, el costo
operativo de este escenario baja
debido a que el precio de gas natural
licuado es mucho menor que el de los
combustibles líquidos, aun con esta
reducción en los costos operativos
este caso resulta más costoso que el
caso REGMHTCB12.
Sin embargo se tiene que tomar en
cuenta que las plantas eólicas, por
confiabilidad y seguridad del sistema,
requieren de cierto nivel reserva de
potencia, la cual debe ser con plantas
Cuadro 6.7, Comparación de Costos por Caso
CASO
Costo
Inversión
M$
DEMANDA MEDIA
Costo
Operativo
M$
1,484.54
1,722.56
REGMHTCB12
1,653.46
1,485.89
REGMHTCBEO12
REGMHTTLA12
1,858.90
1,498.15
Costo
Deficit
M$
1.4
1.4
1.3
Costo
Total
M$
3,208.46
3,140.76
3,358.34
Diferencia
M$
0.00
-67.70
149.88
El
Grafico
6.37
muestra
la
comparación en los CMS de los tres
casos de demanda media estudiados,
donde se puede apreciar que el caso
de Gas presenta el menor CMS dado
que con el uso de este combustible
eficiente y con un precio económico
se logra una reducción notable en el
costo de la energía.
Página No. 67
Diciembre de 2012
200
185
186
186
Gráfico 6.34, Comparación de los Costos Marginales.
180
160
60
88
79
77
83
73
74
85
76
72
69
68
80
89
75
69
79
66
62
68
65
60
64
72
82
85
91
92
102
90
83
58
80
86
80
77
100
91
89
91
$ / MWh
120
103
115
123
122
124
140
40
20
0
2012
2013
2014
2015
CMS REGMHTCB12
2016
2017
2018
2020
2021
CMS REGMHTCBEO12
En el Cuadro 6.8 se presentan las
diferencias en los costos de las
sensibilidades estudiadas, donde se
puede apreciar que la sensibilidad
REGMHTCB12I donde se estudia el
plan obtenido en el caso base con el
supuesto que el Mercado Eléctrico
Regional no se desarrolle en su
totalidad presenta una diferencia
menor de 372.34 M$ con respecto al
caso
REGMHTCB12.
Dicha
diferencia es debido a la reducción en
la exportación, (ver intercambios en el
Grafico 6.34). En la sensibilidad
REMHTCB12F
considera
una
proyección
de
precios
de
combustibles altos, esto implica el
Página No. 68
2019
Años
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGMHTTLA12
aumento de los costos operativos en
108 M$ con respecto al caso base.
En las sensibilidades G y H donde se
analiza la ocurrencia de un escenario
de demanda alta y el atraso de un
año a todos los proyectos que estén
programados
para
entrar
en
operación segundo semestre de los
años de corto plazo respectivamente,
el presentan un aumento de los
costos de operación debido a que
esta energía adicional requerida por
el aumento de la demanda o el atraso
de un proyecto hidroeléctrico tendría
que ser reemplazada por energía
proveniente de fuentes térmicas.
Diciembre de 2012
Cuadro 6.8, Comparación de Costos Caso Base vs Sensibilidades
CASO
REGMHTCB12
REGMHTCB12A
REGMHTCB12B
REGMHTCB12C
REGMHTCB12D
REGMHTCB12E
REGMHTCB12F
REGMHTCB12G
REGMHTCB12H
REGMHTCB12I
Costo
Inversión
M$
SENSIBILIDADES
Costo
Operativo
M$
1,484.54
1,722.56
1.4
Costo
Total
M$
3,208.46
1,479.13
1,732.07
1.1
1.4
1.5
1.3
1.4
1.3
1.5
1.3
1.4
3,212.27
3,241.72
3,309.53
3,208.93
3,216.68
3,316.58
3,357.93
3,340.75
2,836.12
1,467.10
1,773.20
1,484.54
1,823.47
1,465.89
1,741.76
1,473.40
1,741.89
1,484.54
1,830.73
1,484.54
1,871.91
1,449.78
1,889.63
1,484.54
1,350.22
Página No. 69
Costo
Deficit
M$
Diciembre de 2012
Diferencia
3.81
33.26
101.07
0.47
8.22
108.12
149.47
132.29
-372.34
M$
0.00
Página No. 70
Diciembre de 2012
CAPÍTULO
7, PLANES
DE EXPANSIÓN
DE DEMANDA
ALTA
CAPÍTULO
7, PLANES
DE EXPANSIÓN
DE DEMANDA
ALTA
Casos de Demanda Alta
El presente entorno energético de
Panamá, se enfrenta a grandes retos
de abastecimiento a corto, mediano y
largo
plazo,
debido
al
auge
económico que con que se proyecta
el desarrollo nacional.
Es
necesario
analizar
el
comportamiento del Sistema Eléctrico
Nacional
de
presentarse
un
incremento en la demanda eléctrica,
bajo el supuesto de ocurrencia de un
aumento repentino de la economía
del
país
debido
a
factores
macroeconómicos
externos
e
internos.
Por
consiguiente
es
necesario analizar un plan que pueda
cumplir con este comportamiento
incremental de la demanda.
Al igual que los planes de demanda
media, el período de corto plazo es
de cuatro años el cual se presenta en
el cuadro 7.1.
Año
2012
MW
Δ%MW
2014
2015
Proyecto
MW
Gualaca
Lorena
Baitún
Cochea
Sarigua
Mendre 2
25.20
33.80
88.70
12.50
2.40
8.00
Feb
Abr
RP - 490
La Huaca
9.95
5.05
Abr
Las Perlas Norte
Turbinas de Gas de
EGESA
Las Perlas Sur
Jun
Jun
Jul
Jul
Jul
Oct
1,328.2
5.9
May
Sep
Oct
Dic
Dic
Dic
1,416.1
6.6
Eólico I
Ene
Bajos de Totuma
Ene
Ene
Ene
Ene
Ene
Ago
Ago
Ago
Caldera
La Palma
Los Trancos
Río Piedra
Santa Maria 82
Bonyic
Los Planetas 2
San Lorenzo
Ene
Ene
Ene
Ene
Ene
Ene
Ene
Ene
Ene
1,506.1
1,602.7
6.4
Total
Termo
Capacidad Instalada Actual
168
=
Capacidad
Instalada
MW
1989.15
171
2160
253
2370
91
241
2611
151
151
2762
2.4
10.00
42.00
10.00
56.00
10.00
68.00
51.65
32.00
Prudencia
El Síndigo
El Alto
Monte Lirio
Pando
Ene
Solar
POTENCIA
Mes
Abr
2013
OFERTA
Eólico
DEMANDA
Entrada en
Operación
Hidro
Cuadro 7.1, Plan de Expansión de Corto Plazo de los Casos de Demanda Alta.
253
150.00
Asturias
Bajo Frío
Barro Blanco
Cañazas
6.4 Los Estrechos
Ojo de agua
San Andrés
Santa María
Tizingal
150
5.00
4.00
2.02
0.95
10.00
25.60
31.30
3.73
8.40
4.10
56.00
28.84
5.94
10.00
6.46
9.00
26.00
4.64
663
150
2.4
Turbinas de Gas EGESA: Retiro de las Turbinas de Gas Panamá 1 y Panamá 2 propiedad de EGESA.
Página No. 71
Diciembre de 2012
REGAHTCB12
Este caso considera un escenario de demanda alta. Se toman como oferta de
generación para suplir la demanda proyectos hidroeléctricos y térmicos de
tecnologías similares con las que contamos en la actualidad, así como aquellos
proyectos que generan a base de carbón a partir del 2016. El Plan de Expansión
de Largo Plazo obtenido se presenta en el cuadro 7.2.
POTENCIA
Año
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Mes
MW
Δ% MW
Proyecto
La Laguna
9.30
Ene
Las Cruces
9.17
Ene
Remigio Rojas
8.60
San Bartolo
15.25
Ene
1,698.0
5.9
Mar
Potrerillos
4.17
Abr
Tabasará II
34.53
Dic
1,796.5
5.8
Burica
50.00
Ene
1,902.5
5.9
CB250a
250.00
2,008.8
5.6
Ene
2,115.5
5.3
Chan II
214.00
Ene
2,227.1
5.3
CB250b
2,339.2
5.0
Ene
2,458.9
5.1
Ene
2,586.0
5.2
Ene
2,725.1
5.4
2,872.5
5.4
Total
Capacidad Instalada
Corto Plazo
MW
Ene
Termo
OFERTA
Solar
DEMANDA
Eólico
Entrada en Operación
Hidro
Cuadro 7.2, Plan de Expansión de Largo Plazo del Caso REGAHTCB12.
81
81
50
Capacidad
Instalada
MW
2762.37
2843
50
2893
250
250
3143
214
3357
250.00
250
250
3607
CB250c
250.00
250
250
3857
CB250d
250.00
250
250
4107
214
345
1000
En la grafica 7.1 se muestra una
similitud de los CMS entre los dos
casos. Esta similitud se debe a que
las diferencias que existen entre las
demandas son cubiertas por un
incremento de la aportación térmica
del sistema de generación de
Panamá (Ver Cuadro 7.3).
El caso REGAHTCB12 no muestra
diferencias considerables con el caso
de demanda media REGMHTCB12.
Cuadro 7.3, Generación del caso REGAHTCB12 vs el Caso REGMHTCB12.
REGMHTCB12 vs REGAHTCB12
Periodo 2012-2026
CASO
DIESEL
GWh
HIDRO
TOTAL
Gen. REGAHTCB12
33904.84
1253.19
5172.26
8127.40
112.57
156794.36
205364.63
Gen. REGMHTCB12
31271.56
1128.29
4560.95
8073.66
112.57
156060.68
201207.72
2633.28
124.90
611.31
53.74
0.00
733.68
4156.90
Dif.
CARBÓN
BUNKER
EÓLICO
SOLAR
Página No. 72
Diciembre de 2012
189
200.00
185
Gráfico 7.1, Costo Marginal de Panamá del Caso REGAHTCB12.
180.00
88
85
83
78
85
85
80
95
95
89
85
85
80.00
79
92
110
103
98
92
97
92
90
95
86
100.00
91
$ / MWh
120.00
122
115
123
140.00
126
160.00
60.00
40.00
20.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Años
CMS REGMHTCB12
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGAHTCB12
A su vez, los intercambios muestran
montos con poca diferencia en
comparación
con
el
caso
REGMHTCB12. En el gráfico 7.2 se
aprecia con más claridad los
intercambios de este escenario.
Gráfico 7.2, Intercambios con Costa Rica del Caso REGAHTCB12.
2400.00
1420
1414
1416
1413
1472
1469
1379
1367
1434
1418
1481
1450
1438
1391
1348
1306
1430
1381
756
756
900.00
-600.00
2012
2013
2014
2015
Exp. REGMHTCB12
2016
2017
2018
Exp. REGAHTCB12
2019
2020
2021
2022
Imp. REGMHTCB12
2023
2024
2025
-178
-182
-165
-172
-103
-111
-164
-180
-129
-144
-78
-90
-74
-94
-120
-153
-66
-91
-42
-54
-36
-42
-3
-3
-12
-13
-20
-22
-100.00
-92
-94
400.00
133
132
493
490
GWh
1040
1039
1400.00
1176
1155
1484
1439
1900.00
2026
Imp. REGAHTCB12
Página No. 73
Diciembre de 2012
período de estudio a la generación
térmica. Este comportamiento se
repite en todos los casos analizados
de demanda alta.
La distribución de la generación,
indicada en el gráfico 7.3 muestra
que la generación hidroeléctrica
supera en promedio para todo el
Gráfico 7.3, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGAHTCB12.
100%
10.85%
90%
25.20%
5.99% 5.83% 6.26%
6.08%
5.38%
5.15%
10.08%
5.02%
15.86% 17.31% 12.83%
18.91% 20.89%
4.82%
80%
4.30%
4.66%
4.18%
25.37%
28.92%
31.96% 34.34%
4.04%
3.88%
70%
3.68%
3.53%
62.27%
3.35%
64.47%
2022
67.36%
2021
70.70%
2019
75.02%
2018
76.86%
2016
82.82%
2015
77.98%
2014
79.26%
88.52%
2013
84.84%
88.72%
30%
87.85%
40%
74.75%
50%
89.07%
60%
2025
2026
20%
10%
0%
2012
Hidroeléctricas
2017
2020
Eoloeléctrica
2023
2024
Termoeléctricas
REGAHTCBEO12
En este caso considera proyectos hidroeléctricos y térmicos similares a los de
actualidad, y proyectos que utilizan carbón a partir del 2016, además fuentes de
generación eólica a partir del año 2014. Este plan de expansión generación de
largo plazo para este se presenta en el cuadro 7.4.
Página No. 74
Diciembre de 2012
POTENCIA
Año
Mes
MW
Δ% MW
2015
Ene
1,602.7
6.4
2016
Proyecto
40.00
Ene
La Laguna
9.30
Ene
Las Cruces
9.17
Ene
Remigio Rojas
8.60
San Bartolo
15.25
Ene
1,698.0
5.9
Mar
Potrerillos
4.17
Abr
Tabasará II
34.53
Total
40
81
Eólico III
80.00
2017
Dic
1,796.5
5.8
Burica
50.00
2018
2019
Ene
1,902.5
5.9
CB250a
250.00
2,008.8
5.6
Ene
Capacidad
Instalada
MW
Capacidad Instalada
Corto Plazo
MW
Eólico II
Termo
OFERTA
Solar
DEMANDA
Hidro
Eólico
Cuadro 7.4, Plan de Expansión de Largo Plazo del Caso REGAHTCBEO12.
2762.37
40
2802
81
2883
130
3013
250
3263
80
50
250
Eólico IV
120.00
2020
Ene
2,115.5
5.3
Chan II
214.00
334
3597
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Ene
2,227.1
5.3
CB250b
250.00
250
250
3847
2,339.2
5.0
Ene
2,458.9
5.1
CB250c
250.00
250
250
4097
Ene
2,586.0
5.2
CB250d
250.00
250
250
4347
2,725.1
5.4
2,872.5
5.4
Ene
120
214
345
240
1000
Igual que el análisis de los casos
anteriores las variaciones en los CMS
de los casos que integran la
generación eólica resultan muy
pequeñas. Estas diferencias se
muestran en el gráfico 7.4.
189
186
Gráfico 7.4 Costo Marginal de Panamá del Caso REGAHTCBEO12.
200.00
180.00
98
83
79
75
73
71
76
74
69
80
75
69
66
73
68
82
91
91
88
102
80.00
83
80
86
94
100.00
89
$ / MWh
120.00
109
122
140.00
124
160.00
60.00
40.00
20.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
CMS REGMHTCBEO12
Página No. 75
2019
Años
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGAHTCBEO12
Diciembre de 2012
Gráfico 7.5 Intercambios con Costa Rica del Caso REGAHTCBEO12.
1428
1423
1433
1427
1490
1484
1425
1405
1485
1455
1554
1520
1542
1513
1444
1395
756
756
900.00
-600.00
2012
2013
2014
2015
Exp. REGMHTCBEO12
2016
2017
2018
2019
Exp. REGAHTCBEO12
2020
2021
2022
2023
Imp. REGMHTCBEO12
2024
2025
-167
-175
-142
-155
-90
-94
-128
-152
-93
-112
-52
-64
-42
-53
-89
-113
-47
-61
-33
-38
-32
-37
-3
-3
-12
-12
-20
-20
-100.00
-93
-96
400.00
131
128
493
492
GWh
1040
1040
1400.00
1194
1174
1557
1513
1900.00
1497
1449
2400.00
2026
Imp. REGAHTCBEO12
El comparativo de los intercambios
como se aprecia en el gráfico 7.5.
En el Gráfico 7.6 se muestra la matriz
de generación para este escenario.
Gráfico 7.6 Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGAHTCBEO12.
100%
10.59%
90%
25.57%
5.69%
5.28%
5.25%
6.07%
6.70%
6.42%
7.87%
13.53% 14.95%
8.89%
8.52%
80%
9.07%
13.25%
16.34%
20.25%
10.85%
10.71%
8.29%
10.54%
10.08%
70%
23.34%
9.51%
27.06% 29.88%
9.14%
8.70%
2024
61.38%
67.10%
2023
63.76%
69.62%
2019
73.07%
2018
75.99%
2016
80.02%
2015
76.70%
2014
77.89%
88.26%
2013
83.18%
87.95%
30%
88.16%
40%
74.39%
50%
89.32%
60%
2025
2026
20%
10%
0%
2012
Hidroeléctricas
2017
2020
Eoloeléctrica
2021
2022
Termoeléctricas
Página No. 76
Diciembre de 2012
REGAHTTLA12
Los proyectos candidatos de generación considerados en el presente caso
incluyen proyectos hidroeléctricos y térmicos de tecnologías similares con las que
contamos en la actualidad, así como aquellos proyectos que utilizan carbón a
partir del 2016, además fuentes de generación eólica a partir del año 2014 y de
gas natural a partir del años 2015. Como resultado de esta corrida se obtiene el
cronograma de expansión de largo plazo que se presenta en el cuadro 7.5.
POTENCIA
Año
Mes
MW
Δ% MW
2015
Ene
1,602.7
6.4
Eólico II
5.9
CC GNL BLM
La Laguna
Las Cruces
Remigio Rojas
San Bartolo
Potrerillos
Tabasará II
CC GNL TCOL
CC GNL200
Ene
Ene
Ene
Ene
2016
Ene
1,698.0
Mar
Abr
Abr
Jul
Ene
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Dic
1,796.5
5.8
1,902.5
5.9
Ene
2,008.8
5.6
Ene
2,115.5
5.3
Ene
2,227.1
5.3
Ene
2,339.2
5.0
2,458.9
5.1
Ene
2,586.0
5.2
Ene
2,725.1
5.4
2,872.5
5.4
Proyecto
MW
Capacidad
Instalada
MW
Capacidad Instalada
Corto Plazo
40.00
40
2762.37
40
2802
281
3083
130
3213
158.00
9.30
9.17
8.60
81
15.25
4.17
34.53
150.00
200.00
Eólico III
80.00
Burica
50.00
200
80
50
CC GNL 250a
Eólico IV
Chan II
CC GNL 250b
250.00
250.00
250
CC GNL 250c
CC GNL 250d
250.00
250.00
Total
Termo
OFERTA
Solar
DEMANDA
Eólico
Hidro
Cuadro 7.5, Plan de Expansión de Largo Plazo del Caso REGAHTTLA12.
250
120.00
214.00
250
3463
120
3583
214
3797
250
4047
250
250
4297
250
250
4547
120
214
345
240
1200
CC GNL BLM y CC GNL TCOL: Conversión de CC BLM y TCOLON a GNL, no aumenta la capacidad del SIN.
Página No. 77
Las variaciones en el CMS son
pequeñas en comparación con el
caso de gas con la demanda media
(REGMHTTLA12) como se muestra
en el gráfico 7.7.
Diciembre de 2012
189
200.00
186
Gráfico 7.7, Costo Marginal de Panamá del Caso REGAHTTLA12.
180.00
124
140.00
127
160.00
60.00
77
77
74
74
74
72
69
68
69
69
65
68
62
65
72
69
67
65
64
64
58
80.00
60
77
84
95
100.00
91
$ / MWh
120.00
40.00
20.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Años
2020
CMS REGMHTTLA12
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGAHTTLA12
El
comportamiento
de
los
intercambios se aprecia en el gráfico
7.8.
Gráfico 7.8, Intercambios con Costa Rica del Caso REGAHTTLA12
1411
1408
756
755
900.00
-600.00
2012
2013
2014
2015
Exp. REGMHTTLA12
2016
2017
2018
Exp. REGAHTTLA12
2019
2020
2021
2022
Imp. REGMHTTLA12
2023
2024
2025
-178
-189
-138
-153
-81
-92
-118
-128
-85
-101
-38
-49
-75
-90
-60
-85
-36
-44
-21
-24
-20
-22
-3
-3
-12
-12
-20
-21
-100.00
-93
-94
400.00
132
132
492
491
GWh
1041
1040
1400.00
1425
1417
1501
1476
1440
1434
1504
1484
1583
1553
1480
1455
1489
1488
1259
1252
1900.00
1555
1522
1643
1632
2400.00
2026
Imp. REGAHTTLA12
Página No. 78
Diciembre de 2012
En el Gráfico 7.9 se muestra el
porcentaje
participación
de
generación de darse este escenario.
Gráfico 7.9, Porcentaje de Participación de Generación del Caso REGAHTTLA12.
100%
10.91%
90%
25.26%
6.08%
5.11%
6.08%
6.68%
10.03%
14.38% 15.84%
6.12%
8.60%
80%
20.32% 18.48%
8.24%
8.09%
11.29%
15.01%
10.56%
18.34% 21.07%
23.21% 22.25% 25.67%
10.44%
70%
10.00%
9.47%
9.75%
9.36%
67.27%
67.96%
2022
2023
2024
2025
64.93%
68.89%
2020
71.17%
2019
74.38%
2018
70.18%
2017
71.54%
2015
75.86%
2014
76.96%
2013
83.79%
88.14%
30%
87.76%
40%
74.70%
50%
89.00%
60%
20%
10%
0%
2012
2016
Hidroeléctricas
Eoloeléctrica
2021
2026
Termoeléctricas
Página No. 79
Diciembre de 2012
Página No. 80
Diciembre de 2012
CAPÍTULO
8, ANÁLISIS
DE RIESGO
CAPÍTULO
8, ANÁLISIS
DE RIESGO
Identificación de Riesgos
En evaluación de proyectos, se
entiende por riesgos la incertidumbre
que
afecta
las
variables
que
determinan la ejecución o gestión de
cualquier actividad, o en otras
palabras, como todo aquello que
atente con el logro de un objetivo
específico.
Por
consiguiente
la
evaluación de los riesgos, conlleva el
establecimiento de las bases para un
proceso de administración de riesgos,
que permita identificar, cuantificar y
priorizar
los
riesgos
críticos
relacionados con el objetivo específico.
Una de las principales barreras para el
desarrollo de un plan de expansión de
la generación eléctrica, es la timidez de
la inversión ante la percepción de
riesgos asociadas a los resultados
económicos
de
los
proyectos
planeados, dado los altos montos de
inversión requeridos por las diversas
tecnologías y al extenso período de
recuperación del capital que tienen los
proyectos
de
generación.
Esta
aversión a los riesgos, es más enfática,
en los proyectos hidroeléctricos y los
proyectos de energías renovables no
convencionales (ERNC)1, por lo cual
hubo en el período reciente, una
tendencia universal a favorecer en el
corto plazo, la implementación de
nuevas,
modernas
y
eficientes
centrales termoeléctricas, actual pilar
de sostenibilidad de las llamadas
fuentes convencionales.
Esta redescubierta inclinación del
mercado
por
nuevas
centrales
térmicas, obedece a la posibilidad de
un mayor control de las variables que
inciden en el repago oportuno de la
inversión de este tipo de tecnología,
frente al desafío de los sistemas
eléctricos, en lidiar con la componente
estocástica de la hidrología, y hacer un
uso óptimo de este recurso, que
contemplen los distintos escenarios
futuros. Sin considerar que estas
ventajas que observa el plantel
térmico, no considera los grados de
contaminación ambiental, derivadas
del consumo de combustibles fósiles,
costos no totalmente considerados en
la ecuación de valor; adicional a que
estos recursos ya se encuentran en
producción
declinante
hacia
su
agotamiento, y por consiguiente en una
lenta pero creciente espiral de precios,
con su efecto directo en la balanza de
pago de los países dependientes de
estas fuentes externas.
De acuerdo al Reglamento de
Transmisión, en la Resolución JD-5353
del 14 de junio de 2005 y a las
resoluciones
subsiguientes
que
modificaron
el
Reglamento
con
respecto a los Planes Indicativos de
Generación, se estableció, que el
“Deberá de verificar la
PEST,2
rentabilidad
individual
de
cada
inversionista de la generación nueva,
considerando el riesgo asociado.”3
2 Plan de Expansión del Sistema de Transmisión
1 Fuentes de ERNC: geotérmica, eólica, solar, biomasa, pequeñas y
3 Reglamento de Transmisión Septiembre de 2009. Título V: La
mini hidroeléctricas
expansión del Sistema de Transmisión, Capitulo V.1 Criterios
Página No. 81
Diciembre de 2012
Mediante la Resolución AN No. 2504,
del 18 de marzo de 2009, en que se
aprobaron las últimas modificaciones al
Reglamento de Transmisión, vigentes
para el período del 1 de julio del 2009
al 30 de junio del 2013. Se establece
que el Plan Indicativo de Generación,
“Deberá existir un análisis de riesgo
adecuadamente fundamentado. Este
análisis de riesgo relativo debe ser
aplicado tanto a las alternativas del
plan indicativo de generación como a
las alternativas del PEST.”4
En el contexto general, los riesgos
asociados
identificados
en
los
proyectos de generación eléctrica,
considerados
en
los
diferentes
escenarios del Plan Indicativo de
Generación del mercado eléctrico
nacional, son políticos, ambientales,
culturales, regulatorios, de mercado y
en última instancia macroeconómicos.
En este punto es necesario diferenciar
entre los riesgos de cumplimiento de
los diversos escenarios planteados
para el Plan Indicativo de Generación,
que conllevan el atender de manera
global la demanda futura de energía
eléctrica. De los riesgos asociados a
la inserción individual de los nuevos
generadores, representados por los
proyectos que integran los diversos
escenarios planteados.
En la planificación de la expansión de
la generación eléctrica de largo plazo
de todo sistema eléctrico, se analizan
Generales, Articulo 63, c) Planes Indicativos de Generación, literal
(iv)
4 Reglamento de Transmisión Septiembre de 2009.
Título V: La
expansión del Sistema de Transmisión, Capitulo V.2 Metodologías de
Desarrollo del Plan de Expansión de Transmisión: Articulo 74, literal d) y
literal g)
Página No. 82
los riesgos que comprometen el
cumplimiento
de las
metas y
estrategias establecidas en los casos
analizados.
En el Plan Indicativo de Generación,
se analiza, en primer lugar la
probabilidad de atender la modificación
en la demanda futura de la energía
eléctrica, originada en diversas causas,
especialmente ante significativos e
imprevistos
incrementos
de
la
demanda,
superiores
a
las
previamente estimadas en el PEST.
A su vez existen riesgos en el
cumplimiento ordenado de la oferta, de
acuerdo a lo planteado en los planes o
casos analizados, especialmente, al
riesgo inherente a la entrada oportuna
en operación de las nuevas centrales
hidroeléctricas, eólicas y térmicas no
convencionales.
Al riesgo de una posible restricción en
el financiamiento local y extranjero,
debido a los problemas específicos
que se le presentan a los promotores
de proyectos, y/o al incremento del
costo de uso del capital, originado en
una depresión del sistema global
económico – financiero y su impacto
en el entorno nacional.
Otro riesgo general implícito, en los
casos analizados, es la garantía de
suministros de los combustibles en una
franja de precios no especulativa. De
mayor importancia, en los escenarios
que implican una mayor utilización del
carbón y el gas natural líquido (GNL).
Dado el carácter “indicativo y
normativo” del Plan Indicativo
Generación, es necesario recordar
son las acciones efectivas de
no
de
que
los
Diciembre de 2012
agentes del mercado, las que conllevan
a la cobertura de la demanda.
Son las señales combinadas de precio
de venta de potencia y de la energía
vigentes,
versus
los
costos
de
implementación de
las diferentes
tecnologías para cubrir la demanda
eléctrica, las que confluyen en las
decisiones de ejecución o no de los
diferentes agentes generadores, de un
sistema eléctrico de mercado como el
que rige en Panamá.
Son los
promotores de estos proyectos, los que
en última instancia deciden finalmente
como la oferta futura va a cubrir la
demanda, dando repuesta a las
principales interrogantes del plan de
expansión. ¿Cuándo es el momento
oportuno de invertir? ¿Cuánto invertir?
¿Con qué tecnología?
En vista que estas decisiones privadas
para cubrir la oferta, son vagas al
alejarnos en el tiempo y son decisiones
sobre las que los organismos de
planeamiento de la expansión de la
oferta eléctrica, no tienen ningún control,
los principales riesgos a analizar en el
plan indicativo de generación son los
correspondientes a las situaciones más
críticas para el cumplimiento de los
Casos5. O sea, el aseguramiento de la
oferta, para los próximos quince años.
Para una mejor comprensión y
determinar la criticidad e importancia de
los
riesgos
asociados
a
la
implementación de los planes de
expansión analizados se presenta un
listado o matriz de riegos asociados a la
factibilidad integral de los casos
presentados. En la página siguiente se
presenta la tabla de riesgos, en que se
identifican por categoría e importancia
crítica, de acuerdo a sus efectos en el
cumplimiento del plan.
Sobre la base de este listado, se
consideró que solo son pertinentes en
esta
sección
los
riesgos
correspondientes a la categoría de la
oferta, y dentro de estos solo tres tipos
de riesgos excedían un nivel significativo
de tolerancia al riesgo y podrían afectar
sensiblemente la implementación del
plan de expansión.
En primer lugar se analiza el atraso en la
incorporación ordenada de capacidad o
sea de oferta efectiva en el período
crítico y años subsiguientes.
En
segundo lugar, se analiza el impacto de
un imprevisto incremento desmesurado
del nivel de precios de los combustibles
utilizado
por
las
centrales
termoeléctricas. Finalmente se analiza el
impacto en el sistema de generación
nacional,
de
una
interrupción
generalizada de los intercambios de
energía eléctrica, ante un atraso en el
desarrollo del MER.
En consideración a la diversidad de
elementos como son: la cantidad de
proyectos
hidroeléctricos
y
termoeléctricos que conforman los casos
analizados, a lo complejo de los propios
proyectos
de
generación,
a
la
incertidumbre
de
la
información
entregada por los promotores, a la
estimación del costo-beneficio del propio
proceso de planeación y a la propia
factibilidad de implementación de los
casos sugeridos por la Secretaría
Nacional de Energía y al énfasis
negativo de los posibles efectos de los
riesgos, se priorizó la evaluación de los
riesgos
asociados
a
proyectos
esenciales que inician operaciones en el
período
crítico
(2012-2015),
incorporados al Caso de Demanda
Media.
5 Tres escenarios analizados por el programa OPTGEN.
Página No. 83
Diciembre de 2012
MATRIZ DE RIESGOS
PLANES INDICATIVOS DE GENERACIÓN
RIESGO
CATEGORIA
POLITICAS
SECTORIALES,
INSTUCIONALES,
AMBIENTALES,
CULTURALES
DEMANDA
EFECTO
1. Decisiones Variables de Política Energética, basadas en coyunturas económicas
2. Variación de la legislación pertinente
3. Cambios de Regulación
4. Incrementos en la Tributación fiscal
5. Modificaciones Ambientales durante el horizonte del Plan
6. Implementacion de Polos de Desarrollo Regionales y Estrategicos
7. Resistencia de las Comunidades a los cambios físicos y culturales de su entorno
8. Presión de grupos de interés por incrementos de tasas, cargos tarifas originadas en la expansión del sector
Acciones que un contexto individual o combinado, dentro de un
proceso de planificación energética de largo plazo se pueden
interpretar por los promotores de la oferta en expansión, como
incentivos o desincentivos a la implementación y operación de
nuevas centrales eléctricas, dentro de los escenarios de
desarrollo planteados.
1. Sobreestimación de la demanda
2. Establecimiento de tarifas máximas
3. Estancamiento del Crecimiento Económico y desmejora en la distribución de ingresos
No permite una recuperación del capital invertido en oferta
propuesta.
1. Atraso en la entrada de Proyectos ( Especialmente los de Gran Capacidad y Estratégicos)
a. Riesgos de retrasos en la preparación de los proyectos por organización, deficiencias de equipo de ingeniería, desarrollo de la estrategia ambiental y social del
proyecto (EIA), y/o ausencia de financiamiento semilla adecuado,
Replanteamiento de los promotores o financistas de los
b. Riesgos en la obtención del financiamiento del Proyecto, por condiciones económicas internas y externas adversas al crédito de largo plazo.
proyectos en expansión, que pueden llevar a la restricción parcial
c. Riesgos constructivos Asociados con condiciones imprevistas de geología y condiciones naturales en el sitio de obras y reclutamiento de MO calificada.
o total de la oferta planeada en el horizonte de estudio del Plan.
b. Riesgos contractuales asociados con el incumplimiento de contratistas
d. Riesgos en la entrega de equipos asociados con imponderables externos como quiebras empresariales , huelgas etc.
e, Obstrucción legal y de hecho por parte de las comunidades
OFERTA
2. Riesgos Operativos y de Mercado
a. Variación estocástica del recurso agua
b. Disponibilidad de combustibles en la cantidad oportuna y dentro de la franja de precios estimada
c. Variaciones en la Regulación pertinentes a las relaciones entre los agentes del sector
d, Ocurrencia de eventos meteorológicos ( Huracanes, intensas lluvias, sequías), que pueden provocar daños operativos de importancia durante el proceso de
generación de las nuevas instalaciones
e, Ocurrencia de precios marginales menores a los al precio mínimo ofertado soportado por la operación individual de algunos proyectos.
f, Riesgo de Sostenibilidad financiera asociados a los cambios en los costos, cargos, tarifas , volatilidad de las tasas de interés, inflación etc..
3. Atraso y limitación de transporte de las líneas de Interconexión
No participar en la oferta por insuficiencia operativa en un
mercado de competencia.
Restricción de la oferta y presentación de mayores costos
marginales del sistema
Página No. 84
Junio de 2012
Evaluación de los Riesgos
Metodología
Como una representación idónea de
los riesgos del Plan Indicativo de
Generación, por ende, al cumplimiento
de la oferta en cada caso analizado, se
evaluaron los riesgos por medio del
retraso de los proyectos hidroeléctricos
más relevantes, ya sea por su
magnitud o importancia dentro del
cronograma planteado del propio plan.
Específicamente, aquellos que inician
operaciones dentro del período crítico,
años 2012-2015 o inmediatamente a
su término.
Metodológicamente, el análisis de
riesgos asociados al Plan Indicativo de
Generación se cuantifica a través de la
variación en la rentabilidad de los
proyectos incorporados en los planes
de expansión analizados y su efecto en
la oferta de los propios planes, por
diversos eventos negativos que
puedan ocurrir dentro del horizonte de
análisis.
Dada la incertidumbre en la conexión
al sistema de transmisión de algunos
proyectos hidroeléctricos, se analizó el
retraso de un año, del 2015 al 2016, en
la entrada en operación conjunta de los
proyectos Cañazas (6MW), Los
Estrechos (10 MW) y Santa Maria (26
MW), los cuales hacen un total
aproximado de 42 MW.
Se analiza la incertidumbre de entrada
oportuna del Proyecto Eólico I en el
año 2014 (150 MW).
Se analiza el impacto de un atraso de
por lo menos medio año, en la entrada
en operación de los proyectos Monte
Lirio (51.6 MW), Pando (32MW) y el
Alto (68); pertenecientes a la cuenca
del río Chiriquí Viejo, en total
aproximadamente 152 MW.
Además, se evalúo las consecuencias
de la posibilidad eventual de un
escenario alternativo de precios, que
comprende un incremento sistemático
del nivel general de precios de los
combustibles consumidos en la
generación eléctrica.
Este análisis de rentabilidad de los
proyectos en expansión se evalúa de
tres formas, como se indica a
continuación: en primer lugar, se
evalúa la autosuficiencia financiera de
los proyectos candidatos sin tomar en
cuenta beneficios ni cargos por
financiamiento, es decir, se parte de la
suposición de que los accionistas
aportan todo el capital del proyecto.
Posteriormente,
se
evalúa
la
rentabilidad de los inversionistas,
tomando en cuenta el impacto del
financiamiento en la rentabilidad del
proyecto.6 Finalmente, se evalúa el
impacto social del proyecto, o sea que
se juzga el proyecto según su “aporte
al objetivo de contribuir al bienestar de
la colectividad nacional”.
El primer análisis tiene el objetivo
central, de demostrar la bondad del
propio proyecto en sí, de repagar su
inversión sin la necesidad de
financiamiento externo. Los proyectos
que superan este análisis, tienen alta
posibilidad de realización.
6 Como se explica en el Anexo de Metodología de Análisis de Riesgos,
en este análisis se simula la ejecución efectiva de los proyectos, basado
en la satisfacción mínima esperada de los inversionistas, por el monto
de capital realmente aportado por ellos. O sea, realmente definen el
estatus de ejecución de un proyecto.
Página No. 85
Diciembre de 2012
En el segundo análisis se comprueba
el efecto del apalancamiento financiero
de los proyectos, con el fin de
demostrar qué proyectos que no
superaron el análisis anterior si son
rentables y por consiguiente viables
financieramente.
De no superar un proyecto los
parámetros
de
decisión,
de
autosuficiencia financiera, ni tampoco
el de rentabilidad de sus inversionistas,
es señal de que el proyecto tiene bajas
probabilidades de realización y por
consiguiente es un riesgo para
completar la cobertura de la demanda
de los planes analizados.
El último análisis de rentabilidad,
conlleva a demostrar la bondad de
inversión de insumos nacionales
escasos, desde el punto de vista
social. Los proyectos son analizados
sobre su impacto en el consumo o en
su defecto la liberalización de recursos
– insumos, materias primas y factores
de producción – en la inversión y
operación, a través de la utilización de
los precios cuenta.7
Los proyectos que no superan ninguno
de los análisis de rentabilidad, son
considerados inviables, lo que implica
la necesidad de una modificación de
los escenarios de solución planteados
para la cobertura de la demanda del
sistema.
Aquellos proyectos, que solo superan
los criterios de decisión económica
social, no así los criterios de
rentabilidad
financiera
de
los
inversionistas,
requerirán
de
modificaciones
de
los
propios
proyectos, o de la postergación del
momento de la inversión, con el fin de
alcanzar los parámetros de decisión de
los inversionistas. Por consiguiente,
son proyectos con alto nivel de riesgo
para el cumplimiento de los objetivos
de los planes analizados.
Para efecto de comparación, los costos
particulares
de
cada
proyecto,
provienen de la data anual entregada
por los promotores de los proyectos en
ejecución. Además, se le agregan los
costos de peaje, dependiendo del
origen de la generación y se deducen
como gasto los impuestos generados
por la utilidad contable estimada en los
períodos anuales, dentro del horizonte
de análisis.
Con el fin de aproximarnos lo más
posible a las condiciones reales del
Mercado Eléctrico, se evalúan como
beneficios de cada proyecto el ingreso
operativo, resultante del producto de la
energía generada por el SDDP para
cada central de generación, valorada
por el precio promedio anual de los
“costos marginales del sistema”, como
un indicador aceptable del precio de
mercado a recibir por los generadores
en expansión.8
En adicción, se define como beneficio
la remuneración del componente de
potencia, la cual resulta del producto
de la potencia firme aportada por el
proyecto, toda la cual se considera
contratada, valorada por el precio
promedio anual de potencia de los
contratos de compra de potencia y
energía, vigentes en el mercado
7 Es el termino que se utiliza para referirse a la medición o asignación
8 Costo económico, precio variable de la maquina más cara del sistema,
de valor a los impactos socio-económicos
reducida al centro de cargas.
Página No. 86
.
Diciembre de 2012
nacional, también como un indicador
real del precio de mercado. 9
En fin, el riesgo asociado a cada
proyecto se evalúa por medio de las
diferencias resultantes de aplicarle al
escenario de referencia, los cambios a
analizar. El Anexo 5, describe en
detalle las definiciones y metodologías
utilizadas en este capítulo.
Cuadro 8.1, Costos Marginales y
Precios Promedios de Contrato de
Energía y Potencia de los Proyectos del
Caso REGMHTCB12.
CASO REGMHTCB12
AÑO
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
PRECIO
PROMEDIO
CONTRATO DE
ENERGIA
$/ MWh
COSTO MARG.
DE ENERGIA
185.104
123.205
90.887
85.613
89.865
115.197
91.919
103.053
84.931
79.373
89.450
79.882
84.807
82.611
88.375
PRECIOS
PROMEDIOS DE
CONTRATO DE
POTENCIA
$/ kW -mes
72.83
71.37
71.34
95.20
95.20
95.20
95.55
99.16
99.17
101.70
103.20
114.32
115.53
115.53
115.53
14.91
15.03
15.56
15.98
15.98
15.98
16.04
18.70
19.17
22.54
24.09
25.83
27.16
28.55
30.01
de suministro en vigencia en el período
2012-2026,
de
los
agentes
generadores
con
los
agentes
distribuidores
del
Sistema
Interconectado Nacional, utilizados
para el desarrollo de los análisis de
rentabilidad.
Los precios promedios de contrato de
energía utilizados en los análisis de
rentabilidad, para determinar los
riesgos asociados de los proyectos,
son los costos marginales, en todo el
horizonte del análisis, especialmente
en el período crítico 2012-2015, en
donde se presentan valores promedio
de 121.2 $/MWh durante los cuatro
años, siendo el primer año 2012, el
valor máximo con 185.1 $/MWh,
cayendo un 23% anualmente hasta
89.9 $/MWh en el año 2015.
Gráfico 8.1, Costos Marginales y
Precios Promedios de contratos de
Energía
200
180
160
140
PROME 2012-26
PROME 2012-15
PROME 2012-19
PROME 2016-19
PROME 2020-26
98.28
121.20
110.61
100.01
84.20
97.39
77.68
86.98
96.28
109.28
20.37
15.37
16.02
16.68
25.34
120
100
80
60
40
FUENTE:
Elaboración de ETESA con base en inform ación de ASEP,
Mercado Mayorista de Electricidad, Contratos de Suministros
Referencia: ETESA. Plan de Expansión 2012.
El Cuadro 8.1 presenta los costos
marginales derivados del escenario o
caso de referencia (REGMHTCB12),
con los precios promedios anuales de
la energía y potencia de los contratos
9 ASEP, Mercado Mayorista de de electricidad, Contratos de
Suministros de las Distribuidoras EDECHI, EDEMET Y ENSA, Contrato
de compra de energía y Potencia vigentes años 2009-2029
Página No. 87
20
C. Marg. MWh
C. Cont. MWh
0
Durante todo el período de análisis
2012-2026, los precios contratados de
energía son en promedio 97.39
$/MWh, levemente menores a los
costos marginales del Plan de 98.28
$/MWh. Con lo cual los proyectos son
beneficiados por mejor valoración de la
Diciembre de 2012
energía producida, que resulta en
mayores ingresos por energía.
Referente a la valoración de la unidad
de potencia, la misma tiene un valor de
contrato promedio ponderado para el
periodo inmediato, 2012-2016, de
15.37 $/ kW - Mes, mayor en un 72%
al precio de potencia regulado y
vigente de 8.96 $/kW - Mes.
Este
valor de contrato de potencia, va en
incremento hasta 30$/ kW – Mes, en el
Página No. 88
año 2026. Un crecimiento sostenido de
5.1% anual. Con lo cual el precio
promedio de los contratos de potencia
en todo el periodo de análisis, se
valora en 20.37 $ / kW – Mes. Más
de un 130 por ciento del precio unitario
de potencia fijado por la Autoridad de
los Servicios Públicos (ASEP) como
referencia en las transacciones del
mercado eléctrico.
Diciembre de 2012
Análisis de Rentabilidad al Caso Base
En consideración que los riesgos de un
proyecto
se
definen
como
la
variabilidad de los flujos de caja
derivados de un ejercicio con respecto
a los estimados. Mientras más grande
sea esta variabilidad, mayor es el
riesgo. De esta forma el diferencial
cuantificado del riesgo, se manifiesta
en la variabilidad de los rendimientos
entre el caso base estimado y los
cambios introducidos.
El análisis de riesgo del Plan Indicativo
de Generación, se evalúa por la
comparación de los flujos derivados de
los análisis de rentabilidad de los
proyectos de expansión de la
generación, en un escenario de
demanda media de crecimiento de la
energía y potencia, con diversas
alternativas de expansión de mínimo
costo.
Al ser las actuales alternativas de
expansión,
planes
totalmente
enfatizados en el fuerte desarrollo del
recurso hidrológico, el corto plazo se
mantiene igual para todos los
escenarios principales considerados,
con diferencias realmente perceptibles
en la etapa final del largo plazo, años
2020-2026.
Durante el horizonte del plan, se
desarrollan más de 40 proyectos
hidroeléctricos, de diversa capacidad,
con más de un 1 GW de potencial
hídrico total. Del cual en el período
crítico, años 2012-2015, se incorporan
al sistema más del 66 % de este
potencial, con 663 MW, el cual se
completa con la adición de una granja
eólica de 150 MW, para ofertar más de
800 MW de fuentes renovables, para
Página No. 89
cubrir la demanda, en estos cuatro
años.
Las variantes de expansión de la
generación eléctrica analizadas, son
en primer lugar el plan de referencia,
REGMHTCB12, el cual complementa
el desarrollo del potencial hídrico con
la incorporación de 1000 MW de
centrales de generación eléctrica a
base de carbón, a partir del 2018.
Como segunda variante de expansión,
se tiene el caso que enfatiza en la
explotación máxima del potencial
eólico, REGMHCBEO12, con la
incorporación de 240 MW adicionales,
con base en la fuerza de los vientos.
Como ultima variante de expansión, se
presenta el caso REGMHTTLA12, el
cual muestra una diferencia perceptible
con las otras dos variantes, en la que
adicional a la mayor participación del
potencial eólico a partir del año 2014,
se incorpora una nueva fuente, la
utilización del combustible, el GNL, por
medio de la incorporación a partir del
año 2018 de varias centrales con una
capacidad total de 1050 MW.10
Esta inflexibilidad en la optimización
del plantel de expansión por parte de la
herramienta informática, es forzada por
la incorporación en el horizonte de
análisis de una gran cantidad de
proyectos hidroeléctricos de mediana y
pequeña capacidad. Algunos de ellos,
en vías de construcción, la mayor parte
10 La flexibilidad y modulación que tiene el GNL, ante las otras fuentes
térmicas, en especial a su ventaja comparativa de precio del insumo y a
los menores efectos contaminantes versus el carbón, logra sustituir
totalmente esta ultima fuente. La principal limitante que tiene la fuente
gas, depende de la certeza de disponibilidad en la fecha prevista.
Diciembre de 2012
de ellos para entrar en operaciones en
el período firme, 2012-2026.
La restricción de optimización del
OPTGEN, se profundiza con la
incorporación o de adelantos de
proyectos derivados de las últimas
licitaciones de suministro de potencia y
energía, que han resultado en
contratos de largo plazo, algunos
proyectos en etapa de diseño o de
formalización conceptual.
La alta similitud de los tres casos
analizados,
se
debe
a
la
preponderancia hidroeléctrica que se
da en los tres planes, especialmente
idénticos en el período crítico 20122015. Con lo cual, resultan en costos
marginales muy similares, indicadores
idóneos para el repago de las
inversiones
del
sector.
Esta
indiferencia en los resultados, permite
la utilización de cualquiera de los tres
casos, como referencia ante los
cambios originados, en las posibles y
más significativas fuentes de riesgos
asociados a los proyectos.
Por ende, se utilizará el caso
REGMHTCB12 como “caso base o de
referencia” para comparar los cambios
en las rentabilidades de los proyectos
con cada uno de las variaciones
planteadas, como producto de los
riesgos a considerar.
Como mencionamos anteriormente, se
evalúa en primer lugar la rentabilidad
propia del proyecto, luego del
inversionista (con financiamiento) y
finalmente la rentabilidad económica
de los nuevos proyectos que se
integran en el caso.11
11
Considerado como el caso de Referencia o
Base. Corresponde a la demanda media o
Página No. 90
REGMHTCB12
Análisis de rentabilidad de los
proyectos
incorporados al
caso
hidrotérmico con demanda media con
base en carbón, REGMHTCB12,
dentro de un escenario coordinado con
los países de Centroamérica y de la
incorporación total de la Interconexión
de SIEPAC, durante el año 2012.12
Autosuficiencia Financiera
Los resultados de esta evaluación
indican que la mayoría de los nuevos
proyectos hidroeléctricos y térmicos
incluidos en el caso, no superan la tasa
referencial de recuperación de activos,
del 12%, por sí mismos. El análisis
pretende determinar en primera
instancia la factibilidad de los mismos
por medio de la viabilidad del repago
financiero de la inversión de los
proyectos.
Entre los proyectos relevantes por su
calidad
estratégica,
solo
cuatro
proyectos hidroeléctricos de nueve
proyectos de alta y media capacidad
superaron
los
indicadores
de
13
Estos
autosuficiencia
financiera.
proyectos son Baitún, Bonyic, Pando y
Tabasará II, correspondientes a 186
MW a instalar de un total de 626 MW
con esta calidad a instalar en el caso
REGMHTCB12.14
conservadora, el cual incorpora al máximo
recurso nacional disponible
12
Conexión SIEPAC PA-CR en operación
desde septiembre del 2010.
13
Proyectos hidroeléctricos mayores o iguales
a 30 MW, considerados como “Proyectos
Estratégicos”.
14
En este listado no se incluyen los proyectos
Gualaca, Lorena y Prudencia, proyectos
construidos en cascada, de la cuenca del río
Chiriquí, con una capacidad total de 115 MW,
Diciembre de 2012
La potencia aportada por estos
proyectos rentables, es el solo el 23%
de los 663 MW del total de proyectos
hidroeléctricos que han de instalarse
en el período 2012-2015. Los
proyectos
estratégicos
que
no
alcanzaron
los
indicadores
de
autosuficiencia, presentaron, TIR de
8.1 a 11.9 %. Estando la mayor parte
sobre la franja de 10.0% de TIR, con la
excepción del proyecto Bajo Frío el
cual solo alcanzó un 9.2%.
Con
respecto
al
período
de
recuperación, los proyectos de este
grupo, que no alcanzan parámetros
rentables por sí mismos, recuperan el
capital invertido en 7 años con la
excepción del proyecto de Bajo Frio el
cual
extiende
el
periodo
de
recuperación a 9 años.
Ninguno de los tres proyectos de
mediana capacidad, mayores de 20
MW pero menores de 30 MW, por una
cantidad total de 80.4 MW, superó la
autosuficiencia financiera.
De los 25 proyectos hidroeléctricos de
pequeña
capacidad,
solo
once
proyectos del grupo, superaron el
índice
de
rentabilidad
de
autosuficiencia
financiera,
los
proyectos Asturias, Bajo Totuma,
Cochea, La Huaca, Laguna , Las
Cruces, Mendre 2, Perlas Norte, Perlas
Sur, Planetas 2, Potrerillos, y Terra 4
(Tizingal).15 Proyectos, que suman
86.6 MW de los 158.3 MW de
hidroeléctricas de esta capacidad,
correspondientes a un 8% del total a
instalar durante el horizonte del
que por evento de fuerza mayor no se
encuentran, aun en total operación.
15 Proyectos menores de 30 MW de capacidad.
Página No. 91
análisis, especialmente en el período
firme o crítico.
Los rangos de la Tasa Interna de
Retorno (TIR), alcanzados por los
proyectos de este grupo de pequeñas
centrales hidroeléctricas van del
12.5%, del proyecto Perlas Sur al 22 %
del Proyecto Cochea.. Con períodos de
recuperación de cinco a siete años
muy aceptables para proyectos con
una vida útil entre 40 y 50 años. Estos
altos resultados de estos proyectos en
comparación de los que no alcanzaron
los índices de rentabilidad, se deben a
los bajos costos unitarios de inversión
de 2,000 a 2,500 por KW instalado.
El
grueso
de
los
proyectos
hidroeléctricos de mediana y baja
capacidad,
no
superan
la
autosuficiencia
financiera.
Se
encontraron tasas de retorno de hasta
4.0% y períodos de recuperación del
capital de más de 10 años.
Entre
estos se destacan por sus malos
indicadores
los proyectos Barro
Blanco y RP-490 con 14 y 11 años,
parámetro inaceptables para este tipo
de proyectos, debido específicamente
a su alto costo unitario de inversión.
Como parte del plan firme16, se
incorpora una fuente de energía
renovable, novedosa para el Sistema
interconectado Nacional, como es el
Proyecto Eólico I, el cual con la data de
viento declarada por sus promotores
con costos de operación bajos, un
costo de inversión unitaria aceptable y
un indicador de generación alto, aún
así no supera totalmente los criterios
de autosuficiencia financiera.
El
Proyecto Eólico, presenta parámetros
16 Son proyectos que se presentan en todos los planes alternativos.
Diciembre de 2012
relativamente aceptables como una
TIR de 11.8% y un período de
recuperación de 7 años y un VAN
negativo de menos de tres millones.
En cambio el proyecto experimental
con base en la fuente fotovoltaica,
Sarigua de 2.4 MW, sin costo operativo
alguno, no presenta un panorama
financiero halagüeño, en vista a sus
altos costos inversión, ya que la
escasa generación aportada, valorada
a precios de marginales del sistema no
se torna en montos de retorno
aceptables.
Con respecto a la componente térmica
de un plan preponderantemente
hidroeléctrico, el cual utiliza casi todo
el potencial hídrico aprovechable, con
el fin de garantizar la capacidad de
potencia del sistema se introducen
cuatro centrales de carbón de 250 MW,
para un subtotal de 1000 MW, a partir
del año 2018. Todas las centrales
térmicas en expansión no superaron
los parámetros de rentabilidad, con
VPN muy deficitarios, TIR que
alcanzaron tasas sobre el 9.5% y
períodos de recuperación del capital de
8 y 9 años, muy altos para este tipo de
tecnología.
Los datos utilizados para realizar el
análisis financiero de este caso se
presentan en el Cuadro 8.2. 17
17 Por metodología se le aplica la misma generación y retorno en el
periodo de evaluación.
Página No. 92
Diciembre de 2012
Cuadro 8.2, Autosuficiencia Financiera del Caso REGMHTCB12.
RENTABILIDAD DE LOS PROYECTOS DE EXPANSION
DEMANDA MEDIA HIDROTÉRMICO CONSIDERANDO CARBÓN(2012-2026)
REGMHTCB12
PROYECTOS
INICIO
INVERSION
OPERACIÓN DIRECTA
AÑO
( k $)
COSTO
UNIT. DE
POTENCIA
FIRME
VPN
$ /kW
%
( k$)
TIR
P/R
AÑOS
HIDROELECTRICOS
ASTURIAS
BAITUN
BAJO FRIO
BAJO TOTUMA
BARRO BLANCO
BARTOLO
BONYIC
BURICA
CALDERA
CAÑAZAS
CHAN 2 (CAUCHERO II (CHAN-140))
COCHEA
EL ALTO
EL SINDIGO
LA HUACA
LA PALMA
LAGUNA
LAS CRUCES
LOS ESTRECHOS
LOS TRANCOS
MENDRE 2
MONTE LIRIO
OJO DE AGUA
PANDO
PERLAS NORTE
PERLAS SUR
PLANETAS 2
POTRERILLOS
REMIGIO ROJAS
RIO PIEDRAS
RP490
SAN ANDRES
SAN LORENZO
SANTA MARIA
SANTA MARIA 82
TABASARA II
TIZINGAL
2015
2012
2015
2014
2015
2016
2014
2017
2014
2015
2020
2012
2013
2013
2013
2014
2016
2016
2015
2014
2012
2013
2015
2013
2013
2013
2014
2016
2016
2014
2013
2015
2014
2015
2014
2016
2015
8,600
119,600
126,000
12,500
97,997
33,200
70,400
140,000
8,800
14,900
550,000
31,300
153,000
13,800
12,625
4,200
24,000
24,000
27,000
2,000
20,010
116,200
16,418
72,000
25,000
25,000
7,826
8,300
19,290
25,100
40,000
22,500
25,900
73,400
57,260
77,700
11,600
2,098
1,348
2,250
2,500
3,398
2,178
2,249
2,800
2,200
2,508
2,570
2,504
2,250
2,500
2,500
2,079
2,581
2,617
2,700
2,105
2,501
2,250
2,541
2,250
2,500
2,500
2,098
1,989
2,243
2,510
4,021
2,500
3,083
2,823
2,237
2,250
2,500
30.0%
35.1%
29.5%
30.0%
40.1%
30.0%
71.0%
30.0%
30.8%
11.4%
70.3%
24.5%
32.6%
30.3%
3.4%
11.9%
30.0%
30.0%
30.0%
27.4%
19.5%
62.7%
30.0%
78.5%
24.6%
24.6%
30.0%
30.0%
30.0%
30.0%
18.0%
28.2%
15.8%
48.2%
30.0%
34.5%
55.0%
2,571
25,022
-24,876
3,261
-44,448
-1,197
6,489
-7,663
-1,082
-2,560
-21,795
18,032
-21,585
-209
2,133
-266
4,862
4,004
-9,537
-15
1,207
-6,309
-496
23,109
1,027
814
437
1,444
-806
-3,075
-13,751
-4,089
-8,785
-10,191
-15,283
2,943
3,398
16.3%
14.1%
9.2%
16.0%
4.8%
11.5%
13.2%
10.8%
10.2%
9.3%
11.4%
22.0%
10.0%
11.9%
15.4%
10.9%
15.9%
15.1%
4.9%
11.9%
12.9%
11.3%
11.5%
16.0%
12.6%
12.5%
12.8%
14.5%
11.4%
10.0%
5.7%
9.1%
6.3%
9.8%
8.1%
12.5%
16.1%
5
5
9
6
14
8
7
7
8
9
8
6
9
7
8
8
8
9
10
7
7
8
7
6
6
7
7
6
7
8
11
7
11
9
10
7
5
2018
2021
2023
2025
412,500
412,500
412,500
412,500
1,650
1,650
1,650
1,650
85.0%
85.0%
85.0%
85.0%
-75,527
-69,891
-57,335
-47,838
9.5%
9.5%
10.0%
10.3%
9
9
8
8
2014
2012
294,000
10,000
1,960
4,167
-2,764
-5,610
11.8%
-1.0%
7
0
TERMICOS
CB 250 a
CB 250 b
CB 250 c
CB 250 d
ALTERNATIVOS
EOLICO I a
SOLAR SARIGUA
En los anexos pertinentes se presentan los resultados por Proyecto.
Página No. 93
Diciembre de 2012
Evaluación del Inversionista
Este análisis intenta simular las
condiciones de decisión de inversión
del mercado.
En condiciones
generales, define la real intención de
los inversionistas privados hacia el
sector El efecto de “apalancamiento
financiero” mejora la condición de
inversión de los proyectos, analizada
en el aparte anterior.18
El
análisis
financiero
de
los
inversionistas muestra una mejora
general de los proyectos que
conforman el caso de referencia con
respecto al análisis anterior, dado que
la mayor parte de los proyectos
hidroeléctricos en expansión, incluidos
en el plan, superan los criterios de
aceptación financiera, por lo que se
tornan en rentables y tienen alta
posibilidad de realización.
De los nueve proyectos estratégicos,
con capacidad mayor a 30 MW, con
una capacidad instalada de 626 MW,
superan
esta
rentabilidad,
manteniendo tasas de TIR entre 13 y
26% y períodos de recuperación
capital que van de 4 a 8 años.
El resto de proyectos hidroeléctricos,
que
conforman
el
plantel
de
hidroeléctricas medianas y pequeñas,
18
El apalancamiento es la relación entre capital propio y
crédito invertido en una operación financiera. Al reducir el
capital inicial que es necesario aportar, se produce un
aumento de la rentabilidad obtenida. El incremento del
apalancamiento también aumenta los riesgos de la
operación, dado que provoca menor flexibilidad o mayor
exposición a la insolvencia o incapacidad de atender los
pagos
Página No. 94
son en su mayor parte rentables. De
veinticinco proyectos solo cinco no
superan los parámetros de rentabilidad
del inversionista,
Con respecto a los tres proyectos
mayores de 20 MW, pero menores de
30 MW, ninguno supero los índices de
rentabilidad financiera. Los proyectos
de Barro Blanco (28.8 MW), Santa
María 82 o SM82 (25.6 MW) y Santa
María (26 MW), tienen tasas
de
retorno de 4.5, 9.9 y 11.7%
respectivamente. Al igual que períodos
de recuperación muy altos entre 11 y
18 años, debido en gran parte a
montos de inversión unitarios muy
altos y/o a una relación de capacidad
firme baja.
De los veinticinco proyectos de menos
de 20 MW a instalar en el periodo de
análisis, 23 proyectos con 140 MW
superaron
adecuadamente
los
indicadores de rentabilidad, los otros
dos proyectos con 18 MW, no
En el componente térmico del Plan,
Tres de las grandes centrales de
carbón (250 MW), superó totalmente
los indicadores de gestión del
inversionista. El proyecto genérico CB
250a, con inicio de operación en el año
2018 alcanzo una TIR de 11.7 % y
periodo de recuperación moderado.
Este proyecto, es marginalmente
inferior a los indicadores de aceptación
financiera, en razón de iniciar
operaciones en sus primeros años con
valoraciones de potencia menores a un
20%, a los precios recibidos por los
proyectos subsiguientes. Lo que se
refleja en un retorno de la inversión
más escuálido
Diciembre de 2012
El proyecto Eólico I, que ya mostraba
parámetros de aceptación del análisis
anterior, de casi inversión con un
11.8%, es favorecido por el palanqueo
financiero, lo cual lo hace totalmente
rentable, 17.1%. Estos resultados,
probablemente se fundamentan y
dependen de la entrada oportuna del
proyecto en el año 2014, con lo cual se
aprovechan los altos niveles de
generación a costos marginales del
sistema.
Con respecto al proyecto fotovoltaico
experimental de Sarigua, está lejos de
alcanzar parámetros de aceptación
financiera, en razón de una mínima
energía producida, muy de acuerdo
con este tipo de fuente energética.
Aunque, con base en los resultados del
presente análisis de rentabilidad de los
inversionistas se concluye, que existen
fuertes riesgos de culminación en tres
de los proyectos hidroeléctricos de
mediana capacidad, por una cantidad
de 80 MW. Los cuáles deberían ser
replanteados por sus promotores en
magnitud, complejidad, capacidad y
redefinir el momento oportuno de
inversión, con lo cual se afectaría el
aporte a la oferta en el caso
REGMHTCB12 de 32 MW de
capacidad firme, entre los años 2014 –
2015.
Estos
resultados
son
consecuentes con los altos montos
unitarios de inversión y de una baja
relación de capacidad firme versus
capacidad
instalada
de
estos
proyectos. Lo que los convierte en
proyectos deficitarios y en un mediano
riesgo para el cumplimiento total del
caso, desde el punto de vista del
inversionista.
Página No. 95
Entre los proyectos de pequeña
capacidad
que no superaron los
indicadores de rentabilidad financiera,
para los promotores se encuentran
RP490 (10 MW) y San Lorenzo (8.4
MW). Estos proyectos presentan tasas
de retorno para los inversionistas de
solo 8.4 y 6.7%, respectivamente, con
períodos de recuperación del capital de
por lo menos 11 años, los cuales lo
ubican en el área oscura de
rentabilidad, que muy difícilmente,
cambian hacia el área positiva de
rentabilidad. Aunque los mismos son
de riesgo para su implementación,
dada su magnitud, no son de riesgo
para el caso de referencia.
En el componente térmico del caso, la
mayor parte de los proyectos genéricos
de carbón (750 MW)
alcanzan los
indicadores de aceptación financiera.
Los otros 250 MW de carbón son
prácticamente rentables. Por lo cual,
los aproximadamente 850 MW de
potencia firme térmica que requiere el
sistema para los últimos años del
horizonte del análisis, no son un riesgo
para el cumplimiento del Caso.
Por parte de los proyectos de fuente
renovable y no convencional como el
proyecto Eólico, así como el proyecto
fotovoltaico experimental de Sarigua
no presenta riesgo alguno, para que el
Caso
Hidrotérmico
con
Carbón
REGMHTCB12,
sea
factible
financieramente.
En resumen, los resultados del análisis
de rentabilidad de los inversionistas, no
proyectan la existencia de riesgos
serios para el cumplimiento de la oferta
del caso REGMHTCB12, o sea la
expansión de capacidad en las fechas
previstas por el plan, por los proyectos
Diciembre de 2012
hidroeléctricos Bajo Frío, Barro Blanco,
RP-490 y San Lorenzo, originados en
las dificultades que tienen estos
proyectos, que aún no han iniciado
construcción, en obtener el repago del
capital a invertir, por lo cual sus
inversionistas están en condiciones de
replantear los proyectos y la fecha de
incorporación al mercado. Proyectos
que en conjunto, totalizan más de 130
MW de capacidad instalada y 40 MW
de capacidad firme, que podrían no
cubrir
la
demanda
del
caso.
Enfatizando, que el riesgo, es de
mayor importancia ya que estos
proyectos, deben iniciar dentro del
período crítico o de corto plazo, años
2012-2015.
Los valores calculados y empleados
para realizar el análisis de la
rentabilidad de los inversionistas se
muestran en el Cuadro 8.3.
Página No. 96
Diciembre de 2012
Cuadro 8.3, Rentabilidad del Inversionista del Caso REGMHTCB12.
RENTABILIDAD DEL INVERSIONISTA DE LOS PROYECTOS EN EXPANSION
REGMHTCB12
PROYECTOS
EN
INVERSION
OPERACIÓN DIRECTA
AÑO
( k $)
COSTO
UNIT. DE
POTENCIA
FIRME
VPN
$ /kW
%
( k$)
TIR
P/R
AÑOS
HIDROELECTRICOS
ASTURIAS
BAITUN
BAJO FRIO
BAJOS DE TOTUMA
BARRO BLANCO
BARTOLO
BONYIC
BURICA
CALDERA
CAÑAZAS
COCHEA
EL ALTO
EL SINDIGO
LA HUACA
LA PALMA
LAGUNA
LAS CRUCES
LOS ESTRECHOS
LOS TRANCOS
MENDRE 2
MONTE LIRIO
OJO DE AGUA
PANDO
PERLAS NORTE
PERLAS SUR
PLANETAS 2
POTRERILLOS
REMIGIO ROJAS
RIO PIEDRAS
RP490
SAN ANDRES
SAN LORENZO
SANTA MARIA
SANTA MARIA 82
TABASARA
TIZINGAL
2015
2012
2015
2014
2015
2016
2014
2017
2014
2015
2,020
2012
2013
2013
2013
2013
2016
2016
2015
2014
2012
2013
2015
2013
2013
2013
2014
2016
2016
2014
2013
2015
2014
2015
2014
2016
2015
8600
119,600
126,000
12,500
97,997
33,200
70400
140,000
8,800
14,900
550,000
31,300
153000
25,000
12,625
4,200
24,000
24,000
27,000
2,000
20,010
116,200
16,418
72000
25,000
25,000
7,826
8,300
19,290
25,100
40,000
22,500
25,900
73,400
57,260
77,700
11,600
2,098
1,348
2,250
2,500
3,398
2,178
2,249
2,800
2,200
2,508
2,570
2,504
2,250
2,500
2,500
2,079
2,581
2,617
2,700
2,105
2,501
2,250
2,541
2,250
2,500
2,500
2,098
1,989
2,243
2,510
4,021
2,500
3,083
2,823
2,237
2,250
2,500
30%
35%
29%
30%
40%
30%
71%
30%
31%
11%
70%
24%
33%
30%
3%
12%
30%
30%
30%
27%
20%
63%
30%
79%
25%
25%
30%
30%
30%
30%
18%
28%
16%
48%
30%
34%
55%
4,576
48,844
4,342
7,562
-24,053
5,819
21,314
7,956
1,958
4,404
80,641
18,722
9,139
4,960
2616
250
5,669
3,817
1,035
450
5,259
23,405
5,074
39,568
6,338
9,330
3,131
4,487
5,601
2,761
-301
578
-3,357
-650
-4,101
19,832
9,467
30.3%
17.3%
13.0%
33.9%
4.5%
17.1%
19.2%
13.7%
19.0%
24.7%
16.4%
32.7%
13.7%
18.2%
19.5%
14.0%
20.0%
17.4%
13.4%
19.1%
19.9%
18.2%
22.2%
26.3%
20.2%
24.3%
19.2%
23.5%
21.4%
15.6%
11.7%
12.9%
7.7%
11.7%
9.9%
18.9%
42.2%
3
3
8
3
18
6
6
8
5
5
6
4
8
6
5
6
4
5
7
5
4
6
4
4
5
4
4
4
4
6
7
7
11
9
11
5
3
2018
2021
2023
2,025
412,500
412,500
412,500
412,500
1,650
1,650
1,650
1,650
85%
85%
85%
85%
-5,385
185
12,783
22,390
11.7%
12.0%
12.8%
13.4%
11
11
10
9
2014
2012
294,000
10,000
1,960
4,167
45,675
-3,062
17.1%
-1.60%
6
0
TERMICOS
CB 250 a
CB 250 b
CB 250 c
CB 250 d
ALTERNATIVOS
EOLICO I a
SOLAR SARIGUA
En los anexos pertinentes se presentan los resultados por Proyecto.
Página No. 97
Diciembre de 2012
Evaluación a Precios Económicos
Casi la totalidad de los proyectos
hidroeléctricos, térmicos y el proyecto
eólico
del caso REGMHTCB12,
presentan valores aceptables para los
criterios de decisión económica, en
razón que agregan aumento de
consumo de un bien necesario para el
desarrollo de la sociedad.
La
excepción es una mínima porción de
los
proyectos
hidroeléctricos
pertenecientes a este escenario de
generación. Solo cinco (5) proyectos
de un total de treinta y siete (37)
proyectos no superan los impactos
negativos.
La
implementación
del
caso
REGMHTCB12, es beneficioso para el
desarrollo del país, dado que gran
parte de los proyectos superaron
efectivamente los indicadores de
aceptación social. Los proyectos
rentables corresponden al 95% de la
generación hidroeléctrica a instalar, a
más del 90 % de la energía firme de
este potencial.
El Valor Presente Neto Económico
(VPNE)
de
los
proyectos
hidroeléctricos que superaron los
indicadores
económicos
de
rendimiento, va de aproximadamente
707,000l dólares en el Proyecto Santa
Maria a más de 266 millones, en el
caso particular de Chan II. La Tasa
Interna de Retorno Económico (TIRE)
de
estos
proyectos
superan
ampliamente la tasa de descuento
económico de 9.5%, llegando hasta
28.2% en el caso particular del
pequeño proyecto de Tizingal, gracias
a su relación particular de potencia
Página No. 98
firme con respecto al total de la
capacidad instalada.
La excepción fue el proyecto
hidroeléctricos de mediana capacidad
de Barro Blanco y los proyectos de
baja capacidad como San Lorenzo y
Rp-490, con tasas de retorno que no
superaron el análisis económico al
igual que el análisis de autosuficiencia
como el de los inversionistas, con
valores
bajos
de
rentabilidad
económica de TIRE de 5 a 8%,
períodos de recuperación del capital
que van de 11 a 14 años.
Parámetros, que hacen muy difícil el
repago de los proyectos. Aunque en
conjunto este grupo de proyectos
corresponden a menos de 50 MW, solo
un 4% de la expansión aportada por el
Plan REGMHTCB12 y corresponden al
7% de la oferta planteada en el período
crítico.
Los otros proyectos hidroeléctricos que
no superó este análisis económico, por
su comportamiento negativo, son los
proyecto Los Estrechos y Las Cruces,
los cuales tienen VPNE negativo de
más de 3 millones y 92 mil dólares, un
TIRE de solo 7.8 y 9.5%. Periodos de
de recuperación de capital de más de
10 años, respectivamente.
En el sector térmico conformado por
las centrales de carbón, todos los
proyectos superan los indicadores de
rendimiento económico. Superan la
rentabilidad económica con un VPNE
que van de 146 a 203 millones, una
TIRE de 13.2 a 14.7% y un período
de recuperación de 6 a 8 años.
Diciembre de 2012
Los proyectos del grupo Alternativo,
que operan con recursos libres y
renovables, que provienen de las
fuentes hídricas, del viento, del
diferencial geotérmico, de la termo
solar y fotovoltaica, tienen beneficios
adicionales a la producción eléctrica
que estas fuentes le brindan a la
población
nacional,
que
de
contabilizarse se sumarian a los
ingresos directos de la venta de
electricidad. La metodología aplicada
en este análisis, no cuantifica estos
beneficios, con lo cual los proyectos
que superan los criterios de decisión
económica, subestiman la totalidad de
beneficios
que
estos
proyectos
producen.
La valoración a precios económicos del
Proyecto Eólico I, supera los criterios
establecidos de decisión económica.
De cuantificarse y adicionarse los
importantes beneficios que aporta el
proyecto a la sociedad, como son la
disminución
de
los
gases
de
invernadero, la disminución de la
balanza de pagos por la disminución
significativa en el volumen de barriles
equivalentes de Petróleo (BEP), el
proyecto abundaría con creces esta
rentabilidad.
Pero, por el contrario el también
proyecto alternativo de Sarigua,
valorado con los mismos estándares
de eficiencia económica del presente
análisis, no supera los criterios, en
razón de su baja productividad versus
costos de inversión particularmente
altos. Es tan bajo el parámetro de
rentabilidad económica calculado, que
de agregarse los montos por los
beneficios
económicos
no
cuantificados, no se alcanzaría aun
Página No. 99
así, emparejar adecuadamente estos
criterios.
En suma, el sentido teórico de este
análisis es verificar la rentabilidad
social de los proyectos, con lo cual
aquellos que no superan el análisis de
rentabilidad del inversionista y tampoco
los parámetros de decisión social,
deben de ser replanteados totalmente
o
eliminados
del
caso.
Este
replanteamiento de los proyectos en su
magnitud, complejidad, en últimas
instancias definirá con mayor soporte
la decisión de inversión.
Desde el punto vista de este análisis,
los proyectos que se encuentran en
esta condición, están en riesgo de
culminación, por consiguiente deben
ser considerados totalmente riesgosos
para el cumplimiento de la oferta total
del caso analizado, REGMHTCB12.
Por otro lado los proyectos que
superan este análisis, de manera que
desde el punto de vista social son
útiles para la sociedad, pero no así
superan el análisis de rentabilidad de
los inversionistas, tienen la posibilidad
de variar su gestión o de obtener la
posibilidad de encontrar ayuda por
parte del estado, o de entidades
supranacionales, en forma que el VPN
de los inversionistas deje de ser
deficitarios, con el fin de que la
implementación de estos proyectos
culmine en éxito.
Los proyectos que se encuentran en
esta condición, parcialmente son
medianamente riesgosos para el
cumplimiento del Plan REGMHTCB12.
Diciembre de 2012
Cuadro 8.4, Evaluación a precios económicos del Caso REGMHTCB12.
RENTABILIDAD ECONOMICA DE LOS PROYECTOS EN EXPANSION
REGMHTCB12
PROYECTOS
EN
INVERSION
OPERACIÓN DIRECTA
AÑO
( k $)
COSTO
UNIT. DE
POTENCIA
FIRME
VPN
$ /kW
%
( k$)
TIR
P/R
AÑOS
HIDROELECTRICOS
ASTURIAS
BAITUN
BAJO FRIO
BAJOS DE TOTUMA
BARRO BLANCO
BARTOLO
BONYIC
BURICA
CALDERA
CAÑAZAS
COCHEA
EL ALTO
EL SINDIGO
LA HUACA
LA PALMA
LAGUNA
LAS CRUCES
LOS ESTRECHOS
LOS TRANCOS
MENDRE 2
MONTE LIRIO
OJO DE AGUA
PANDO
PERLAS NORTE
PERLAS SUR
PLANETAS 2
POTRERILLOS
REMIGIO ROJAS
RIO PIEDRAS
RP490
SAN ANDRES
SAN LORENZO
SANTA MARIA
SANTA MARIA 82
TABASARA
TIZINGAL
2,015
2,012
2,015
2,014
2,015
2,016
2,014
2,017
2,014
2,015
2,020
2,012
2,013
2,013
2,013
2,014
2,016
2,016
2,015
2,014
2,012
2,013
2,015
2,013
2,013
2,013
2,014
2,016
2,016
2,014
2,013
2,015
2,014
2,015
2,014
2,016
2,015
8,600
119,600
126,000
12,500
97,997
33,200
70,400
140,000
8,800
14,900
550,000
31,300
116,200
25,000
12,625
4,200
24,000
24,000
27,000
2,000
20,010
116,200
16,418
72,000
25,000
25,000
7,826
8,300
19,290
25,100
40,000
22,500
25,900
73,400
57,260
77,700
11,600
2,098
1,348
2,250
2,500
3,398
2,178
2,249
2,800
2,200
2,508
2,570
2,504
2,250
2,500
2,500
2,079
2,581
2,617
2,700
2,105
2,501
2,250
2,541
2,250
2,500
2,500
2,098
1,989
2,243
2,510
4,021
2,500
3,083
2,823
2,237
2,250
2,500
30%
35%
29%
30%
40%
30%
71%
30%
31%
11%
70%
24%
33%
30%
3%
12%
30%
30%
30%
27%
20%
63%
30%
79%
25%
25%
30%
30%
30%
30%
18%
28%
16%
48%
30%
34%
55%
9,808
172,286
28,007
11,793
-34,948
16,744
57,804
30,785
2,228
6,343
266,128
44,161
41,769
11,462
2,437
627
6,191
-92
-3,883
992
11,655
54,413
12,249
91,150
22,600
13,432
7,676
6,969
8,103
9,402
-9,154
9,153
-4,230
6,845
707
53,011
17,165
23.6%
20.1%
11.8%
20.1%
5.3%
14.8%
16.8%
11.9%
12.2%
15.5%
14.8%
27.6%
12.3%
14.5%
11.8%
11.3%
12.4%
9.5%
7.8%
15.0%
15.6%
14.8%
19.6%
21.2%
21.9%
15.3%
21.3%
18.0%
14.1%
13.8%
6.4%
15.7%
7.6%
10.6%
9.6%
16.3%
28.2%
4
3
8
5
14
7
6
8
8
7
7
5
8
7
8
8
8
9
11
6
6
7
7
5
5
6
5
5
7
7
12
7
11
9
10
6
4
2,018
2,021
2,023
2,025
412,500
412,500
412,500
412,500
1,650
1,650
1,650
1,650
85%
85%
85%
85%
146,331
159,149
185,141
203,945
13.2%
13.5%
14.2%
14.7%
8
7
7
6
2,014
2,012
294,000
10,000
1,960
4,167
136,681
-6,109
15.2%
-0.2%
6
0
TERMICOS
CB 250 a
CB 250 b
CB 250 c
CB 250 d
ALTERNATIVOS
EOLICO I a
SOLAR SARIGUA
En los cuadros adjuntos se presentan los resultados por Proyecto.
Página No. 100
Diciembre de 2012
RESUMEN
En resumen, podemos mencionar, que
con base en los análisis de
rentabilidad, que el Caso de Demanda
Media con Carbón (REGMHTCB12),
caso de referencia, presenta en
general un panorama halagüeño para
la implementación efectiva de la
mayoría de los generadores, en
especial del potencial hidroeléctrico
considerado para la expansión en este
plan.
Estas
conclusiones
son
consecuentes con los resultados, en
donde solo una mínima porción de los
proyectos en expansión, no cubren los
requerimientos financieros, que los
montos de inversión respectivos
exigen.
El proyecto hidroeléctrico de mediana
capacidad de Barro Blanco no supero
los flujos de decisión de ninguno de los
tres análisis de rentabilidad, por lo cual
podemos decir que este proyecto del
plan REGMHTCB12, es inviable
económicamente
o
sea
que
difícilmente repaga las inversiones y
por consiguiente se encuentran en
riesgo total de realización. Aunque
durante el periodo firme afecta menos
del 5% de la oferta hídrica propuesta
por el Caso,
La incorporación al sistema de la oferta
térmica con base en el carbón
importado, con el fin de cubrir la
necesidad de potencia, a partir del año
2018, está prácticamente garantizado y
viable dentro del plan de generación.
En vista que el Proyecto Eólico, a
incorporarse como parte de la oferta en
el año 2014 superó totalmente los
análisis de rentabilidad, se considera
Página No. 101
que no tiene
implementación.
riesgos
para
su
Con respecto al proyecto experimental
fotovoltaico de Sarigua, no cumple con
los criterios de ninguno de los análisis
de
rentabilidad,
dada
las
características particulares de esta
fuente. Con una capacidad instalada
de 2.4 MW y careciendo de potencia
firme alguna, la no realización de este
proyecto no implica riesgo alguno para
la satisfacción de la demanda.
La incorporación al plantel de
generación de fuentes nuevas y
renovables, no es valorada en todo su
impacto, debido a que la metodología
utilizada en estos
análisis,
no
contempla
todos
los
beneficios
imputables al Proyecto, como es la
disminución de gases que provocan el
cambio climático.
De asignarle
adicionales beneficios indirectos, a los
proyectos renovables, le permitirían
superar con facilidad los criterios de
rentabilidad económica.
Es necesario recordar que por
integridad del análisis, se utilizan los
costos marginales derivados de la
operación del sistema y los precios
promedios
ponderados
de
los
contratos de potencia vigentes en el
mercado, en todo el horizonte del
análisis.
En síntesis, luego de analizados los
proyectos de expansión considerados
en el caso REGHTCB12, por medio de
los tres análisis: de autosuficiencia, del
repago financiero de los inversionistas
y del previsto beneficio económico–
social. Se deduce que existen riesgos
menores para el cumplimiento cabal de
Diciembre de 2012
la oferta del caso REGMHTCB12, por
la duda en la incorporación efectiva de
algunos
pocos
proyectos
de
expansión, en las fechas previstas por
el plan.
Estos son los proyectos
hidroeléctricos de mediana capacidad
Barro Blanco, y los de pequeña
capacidad RP-490, San Lorenzo,
proyectos que en conjunto, totalizan
menos de 50 MW de capacidad
instalada con 14 MW de capacidad
firme, que podrían no cubrir la
demanda del caso.
Aunque los proyectos térmicos con
base en el carbón,
se presentan
viables financieramente, se acepta que
pueden existir riesgos probables e
importantes para la entrada oportuna
de todos estos proyectos térmicos
derivados de posibles decrementos
reales en los costos marginales
anuales del sistema a partir del año
2020.
Con respecto al proyecto fotovoltaico
de
Sarigua,
bajo
todas
las
consideraciones de mercado es
totalmente inviable.
El proyecto
experimental, no supero ninguno de los
análisis de rentabilidad, aun con la
inclusión de todos los incentivos, para
el fomento de pequeñas plantas de
generación
que
utilicen
fuentes
renovables y limpias, previstos en la
Ley 45, de agosto del 2004
Página No. 102
Para mejorar las posibilidades de este
proyecto
y el mismo
alcance
parámetros de rentabilidad, sumado a
los actuales incentivos privativos ya
establecidos, se tendría que establecer
un régimen especial de precios fijos
de compra de la energía, sobre los 200
dólares por MWh, durante toda la vida
útil del proyecto.
O, en su defecto,
el proyecto requeriría adicionalmente
de la exoneración fiscal total y un
precio de compra fijo y vitalicio de más
de 165 dólares por MWh.
Acciones,
que a la fecha, van en contravención
de las actuales normas y conceptos del
Mercado Eléctrico de Panamá.
En consideración a los resultados
generales, que se presentaron en los
análisis de rentabilidad del Caso
REGMHTCB12.
Se decidió evaluar
con prioridad, sensibilidades a posibles
y más significativos riesgos que se
asocian a algunos de los proyectos
hídricos estratégicos y de gran
capacidad, para cumplir con la
demanda prevista del sistema. Por lo
cual se utilizarán los resultados de
este Caso REGMHTCB12, como
referencia ante los posibles cambios
originados
en
algunas
fuentes
generales de riesgos particulares
asociados a los principales proyectos
que conforman el caso.
Diciembre de 2012
Análisis del Riesgo de las Sensibilidades
La magnitud e importancia de los
cambios originados en la rentabilidad
de los proyectos, especialmente
aquellos considerados estratégicos.19
Define el riesgo de implementación de
los propios proyectos y por ende su
efecto en la realización efectiva del
plan de acuerdo a las premisas
previamente planteadas.
El análisis a los impactos en la
rentabilidad
de
los
proyectos,
consecuentes con el atraso en el inicio
de operación comercial. Se realiza
mediante la comparación con y sin
atraso de los resultados de la
rentabilidad de los inversionistas. La
rentabilidad se define valorando los
ingresos de los proyectos, por medio
de los costos marginales de energía
derivados sistema y de los precios de
compra de potencia vigentes en el
Mercado Mayorista de Electricidad.
El análisis considera que el atraso en
la fecha prevista de inicio de
operaciones, origina sobrecostos a la
inversión directa de un proyecto.
Sobrecosto,
Resultante de obras
adicionales y/o la postergación de
obras menores, que se originan en
aumentos relativos de los materiales e
insumos, incrementos en la mano de
obra, de los servicios auxiliares
requeridos, a las pérdidas de ingresos
durante el lapso para completar el
proyecto. Además, hay que considerar
el efecto incremental en los intereses
durante construcción (IDC) por el
retraso en la capitalización de las
inversiones.
19
Proyectos de alta y mediana capacidad,
mayores de 30 MW.
Página No. 103
Aunque
se
realizaron
varias
sensibilidades al caso REGMHTCB12,
no a todas se les evalúa el riesgo
analizado. Por ejemplo, la sensibilidad
al atraso en la entrada operativa de los
proyectos Estí, Gualaca Lorena y
Prudencia, centrales hidroeléctricas en
cascada, construidos e inhabilitados
temporalmente para producción, por
una
falla
estructural,
no
son
considerados proyectos de expansión.
Otra sensibilidad, a la que no se les
evaluara el impacto en los proyectos
de expansión, es el comportamiento
del plan de expansión ante una
demanda incrementada. En la cual
solo se definen cambios en los costos
marginales,
de
magnitud
casi
imperceptibles,
que
no
afectan
sensiblemente la capacidad de retorno
de la inversión de los proyectos,
mucho menos tienen impacto en su
realización efectiva, por lo cual no
ameritan análisis posteriores, que
estimen un riesgo a la implementación
de los mismos, ni del propio Plan.
Por consiguiente, no se valorarán
riesgos que se deriven de las
sensibilidades
REGMHTCB12C
y
REGMHTCB12G.
En síntesis, solo se analiza el riesgo al
caso REGMHTCB12, del atraso de los
proyectos de generación que generan
impactos sensibles a los parámetros
de los mismos, así como, se valora el
impacto que se produce en la
realización efectiva del caso a un
incremento del nivel precios de los
combustibles
utilizados
en
la
generación eléctrica.
Diciembre de 2012
REGMHTCB12A
atraso de 12 meses. De una oferta
que corresponde a un 7.7% de la
capacidad a instalar y 16.5 MW de la
potencia firme en expansión, que
deben iniciar operaciones en el último
año del periodo crítico.
Los proyectos hidroeléctricos Cañazas
de 5.9 MW, Los Estrechos de 10 MW y
Santa Maria de 26 MW, los cuales se
prevé inicien operaciones en enero del
2015, son parte de un grupo de
pequeños proyectos hidroeléctricos
localizados en una misma área, que en
conjunto suman más de 100 MW, los
cuales dependen de una nueva
conexión al actual sistema de
transmisión, que a la fecha aun se
encuentra en etapa de diseño.
Estos proyectos, aun se encuentran a
la fecha en la etapa de diseño, por lo
que no presentan información de
avance significativo, a los que se les
pueden presentar en el futuro
inmediato, imprevistos naturales y de
índole constructiva que retrasen
simultáneamente
la
entrada
en
operación de los proyectos, para la
fecha prevista. En consideración al
posible riesgo que estos proyectos se
retrasen por lo menos un año, para
enero del 2015, se analiza las
consecuencias en los proyectos y por
defecto en el plan.
Aunque, individualmente todos estos
proyectos no tienen la calidad de
proyectos estratégicos, en conjunto
conforman un volumen de oferta
relativamente importante para el
sistema. En vista que los proyectos
listados pretenden entrar en operación
en enero del 2015, se analiza el
impacto que tendría en el sistema un
Cuadro 8.5, Costo Marginal del Sistema REGMHTCB12A vs REGMHTCB12.
COSTOS MARGINALES
AÑO
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
REGMHTCB12
REGMHTCB12A
DIFERENCIA
Referencia
Sensibilidad
Magnitud Porcentual
185.10
184.82
123.21
122.66
90.89
92.00
85.61
91.31
89.87
90.94
115.20
115.19
91.92
91.83
103.05
103.02
84.93
84.93
79.37
79.37
89.45
89.45
79.88
79.88
84.81
84.81
82.61
82.61
88.37
88.37
PROMEDIOS
Página No. 104
-0.29
-0.55
1.12
5.70
1.07
0.00
-0.09
-0.03
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
-0.16%
-0.45%
1.23%
6.66%
1.20%
0.00%
-0.10%
-0.03%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.46
0.56%
Diciembre de 2012
El atraso de estos proyectos muestra
mínimos cambios en los costos
marginales del sistema, con respecto
al caso de referencia. En los que se
evidencia incrementos en los costos
marginales promedio del 2014 al 2016.
El efecto del atraso es visible en el año
2015, en que se preveía el inicio de la
operación de los proyectos analizados,
con un incremento promedio de cerca
de 6 $/MWh, correspondiente a un
incremento en ese año de 7%.
Las sensibilidades no muestran
incrementos significativos de los costos
marginales del sistema, ocasionados
por el atraso de los proyectos aludidos
para el resto del período.
Como era de esperar el atraso
analizado con los respectivos sobre
costos estimados, resultan en la
disminución de los parámetros de
rentabilidad, para los proyectos.
La
comparación de resultados muestra
que un atraso en los proyectos es
marginalmente perjudicial para los
inversionistas,
sin
resultar
en
argumentos para ser inviables ni
convertirse en un riesgo perceptible
para la implementación del Caso. La
magnitud e importancia de los cambios
se refleja en el cuadro siguiente.
Cuadro 8.6, Valores alcanzados por los Proyectos
Cañazas, Los Estrechos y Santa Maria
REGMHTCB12A vs REGMHTCB12
Análisis de Rentabilidad del Inversionista
PROYECTOS
ENTRADA EN INVERSION
OPERACIÓN DIRECTA
MES/ AÑO
CAÑAZAS
REGMHTCB12A (Atraso) ENE/2016
REGMHTCB12
ENE/2015
DIF.
LOS ESTRECHOS REGMHTCB12A (Atraso) ENE/2016
REGMHTCB12
ENE/2015
DIF.
SANTA MARIA
REGMHTCB12A (Atraso) ENE/2016
REGMHTCB12
ENE/2015
DIF.
VPN
TIR
P/R
K$
K$
%
AÑOS
15,645
14,900
4,290
4,404
24.2%
24.7%
5
5
745
-114
-0.5%
0
28,350
27,000
783
1,035
13.0%
13.4%
9
7
1,350
-252
-0.4%
2
77,000
73,400
-1,845
650
11.3%
11.7%
9
9
3,600
-2,495
-0.4%
0
Página No. 105
Diciembre de 2012
REGMHTCB12B
La introducción de la fuente eólica,
que está prevista para iniciar
operaciones en enero del 2014, luego
de establecido jurídicamente el nuevo
régimen de incentivos para esta fuente
y realizado el acto competitivo para
contratación del primer bloque de esta
energía.
inicio formal del total de la oferta
completa, que al proyecto Eólico 1a,
Se
le
asigna
REGMHTCB12.20
Las obras de implementación de una
granja eólica de la capacidad
analizada, por lo general toman más
de dos años.
A la fecha, no se
vislumbran adelantos físicos que
muestren avances significativos del
proyecto. Lo que hace cuestionable, la
holgura que tenga el proyecto para
finalizar los trabajos en el plazo que
resta para el inicio planeado de
operaciones.
En razón a imprevistos adicionales, se
pueden producir atrasos significativos
en un cronograma ya apretado, para el
Página No. 106
el
caso
Cuadro 8.7, Costos Marginales del
Sistema REGMHTCB12B vs
REGMHTCB12.
COSTOS MARGINALES
AÑO
El proyecto está diseñado para instalar
150 MW de turbinas eólicas, que se
transforma
en
una
capacidad
despachable de 120 MW, lo que
corresponde a un 35% de la nueva
expansión de la generación en ese
año. Dada las características propias
de la fuente eólica, no se le reconoce
al proyecto magnitud de potencia firme,
como al resto de los proyectos de otras
tecnologías.
En consideración, a que la contratación
y adjudicación del contrato ha tomado
mucho más tiempo del previsto, se
hace necesario conocer el impacto que
puede tener en el sistema, un atraso
de este proyecto.
en
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
REGMHTCB12 REGMHTCB12B
Referencia
Sensibilidad
185.10
185.29
123.21
126.28
90.89
107.12
85.61
87.25
89.87
89.58
115.20
115.04
91.92
91.87
103.05
103.05
84.93
84.93
79.37
79.37
89.45
89.45
79.88
79.88
84.81
84.81
82.61
82.61
88.37
88.37
DIFERENCIA
Magnitud Porcentual
0.18
0.10%
3.07
2.49%
16.23
17.86%
1.64
1.91%
-0.29
-0.32%
-0.15
-0.13%
-0.05
-0.05%
0.00
0.00%
0.00
0.00%
0.00
0.00%
0.00
0.00%
0.00
0.00%
0.00
0.00%
0.00
0.00%
0.00
0.00%
1.38
1.46%
PROMEDIOS
La postergación del inicio de
operaciones del proyecto eólico
origina aumentos en los costos
marginales. El Cuadro 8.7 presenta
los cambios del costo marginal
ocasionados por el atraso del proyecto
eólico.
Se presenta en el año 2012, un leve
incremento de 0.18 $/MWh, 3.07
$/MWh en el 2013, de 16.23 $/MWh en
el año 2014 y 1.65 $ /MWh en el 2015.
A partir del año 2016 no existen
20
A la fecha, no se tiene conocimiento de la
reservación efectiva ante los fabricantes, de
las turbinas eólicas que requiere el proyecto.
Diciembre de 2012
incrementos en los costos marginales
anuales del sistema, muy por el
contrario se presentan disminuciones
en este rubro, aunque no significativas
durante tres años.
En general, el incremento promedio de
los costos marginales de este atraso
en comparación con el caso de
referencia es de 1.38 $/MWh, para un
diferencial porcentual de solo 1.5%.
Con el atraso de un año del proyecto
eólico, la rentabilidad propia de los
promotores disminuye con respecto al
caso de referencia REGMHTCB12
como se muestra en el cuadro
siguiente. El proyecto disminuye los
indicadores de rentabilidad, sin pasar a
parámetros
deficitarios,
El
Van
disminuye en aproximadamente 10
millones, la TIR pasa de 17.1 a 15.8%,
permaneciendo
el
periodo
de
recuperación de la inversión sin
alteración.
Estos resultados muestran claramente
la dependencia de la rentabilidad de
este proyecto al inicio de operaciones
previsto, dados los mayores valores de
costos marginales alcanzados en los
primeros años del horizonte de
análisis.
Aunque, el retraso tiene efectos
negativos para los inversionistas del
proyecto
eólico,
reduciendo
los
indicadores de rentabilidad, los mismos
permanecen dentro del área de
excelente rentabilidad, con lo cual no
existe el riesgo de implementación por
falta de rentabilidad. Por consiguiente,
un retraso de este proyecto, no afecta
la viabilidad del Caso REGMHTCB12.
Ya que para el año 2014, están en
operación una gran cantidad de
proyectos hídricos, que conforman la
expansión prevista en el caso.
Cuadro 8.8, Valores alcanzados por Proyecto
Eólico I
REGMHTCB12B vs REGMHTCB12
OPERACIÓN
DIRECTA
VPN
TIR
P/R
K$
K$
%
AÑOS
EOLICO I a REGMHTCB12B (Atraso) Ene /2015
308,700
35,294
15.8%
6
EOLICO I a REGMHTCB12
294,000
45,675
17.1%
6
14,700
-10,381
-1.3%
0
PROYECTOS
MES/ AÑO
ENE /2014
DIF.
Página No. 107
Diciembre de 2012
REGMHTCB12D
En consideración a la capacidad de los
proyectos Monte Lirio con 51.7 MW,
Pando de 32 MW y El Alto con 68 MW,
los cuales están en la cuenca del rio
Chiriquí Viejo, a poca distancia uno de
otro. Con lo que cualquier evento
geofísico imprevisto, puede afectar el
inicio simultáneo de operación, de
todos estos proyectos, previstos por el
caso REGMHTCB12, para el mes de
diciembre del año 2013.
En total se espera que estos 152 MW,
entren en operación en diciembre del
2013, que corresponden al 60% del
potencial hidroeléctrico previsto a
incorporar durante ese año.
Este
potencial instalable aporta más de 101
MW de potencia firme que equivalen al
47% de toda la potencia firme que se
incorpora al sistema durante el periodo
crítico, 2012 -2015.
Por consiguiente, es importante
analizar el comportamiento que tiene
para el sistema, el atraso simultaneo
de todo este potencial instalable, en
por lo menos seis meses, a junio del
año 2014.
Como muestra el cuadro siguiente, el
atraso en seis meses de los tres
proyectos, considerados estratégicos
por el sistema, ocasiona pequeños
incrementos en los costos marginales
0.58 $/MWh en el 2012, 2.20 $/MWh
en el 2013 y 3.43 $/ MWh en el 2014.
A partir del año 2015, con la entrada
en operación de los proyectos, el
sistema recibe en compensación
decrementos imperceptibles en los
Página No. 108
costos marginales, aunque los mismos
casi imperceptibles.
Sistema REGMHTCB12D vs
REGMHTCB12.
COSTOS MARGINALES
AÑO
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
REGMHTCB12 REGMHTCB12D
Referencia
Sensibilidad
185.10
185.69
123.21
125.41
90.89
94.32
85.61
85.16
DIFERENCIA
Magnitud Porcentual
0.58
2.20
3.43
-0.45
-0.29
0.51
-0.14
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.31%
1.79%
3.78%
-0.53%
-0.32%
0.44%
-0.16%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
PROMEDIOS
0.39
Referencia: ETESA. Plan de Expansión 2012
0.35%
89.87
89.57
115.20
115.71
91.92
91.77
103.05
103.05
84.93
84.93
79.37
79.37
89.45
89.45
79.88
79.88
84.81
84.81
82.61
82.61
88.37
88.37
En síntesis, el atraso por seis meses
en la entrada en operación, de estos
proyectos, se cuantifica en un
diferencial anual de los costos
marginales de solo 0.39 $/MWh,
durante el periodo de análisis.
Con respecto al impacto particular en
la rentabilidad de los proyectos, por el
retraso en la entrada operativa por
seis meses, se observa que aunque
los tres proyectos disminuyen su
rentabilidad, solo el proyecto El Alto se
acerca marginalmente al indicador de
aceptación, con una TIR de 12.2 %.
Con lo cual, no se evidencian riesgos
algunos a la implementación de los
proyectos atrasados, ni tampoco al
cumplimento del plan de expansión.
Diciembre de 2012
Monte Lirio, Pando y El Alto
REGMHTCB12D vs REGMHTCB12
PROYECTOS
OPERACIÓN DIRECTA
MES/ AÑO
MONTE LIRIO
REGMHTCB12D (Atraso) JUN/2014
REGMHTCB12
DIC/2013
DIF.
PANDO
JUN/2014
REGMHTCB12
DIC/2013
DIF.
EL ALTO
JUN/2014
REGMHTCB12
DIC/2013
DIF.
VPN
TIR
P/R
K$
K$
%
AÑOS
120,499
116,200
15,718
23,405
15.7%
18.2%
7
6
4,299
-7,687
-2.5%
1
73,800
72,000
34,390
39,568
23.4%
26.3%
4
4
1,800
-5,178
-2.9%
0
156,825
153,000
925
9,139
12.2%
13.7%
9
8
3,825
-8,214
-1.5%
1
REGMHTCB12E
En esta sensibilidad se analiza el
riesgo de retraso, por problemas de
construcción de los proyectos Bajo Frio
de 56 MW y Barro Blanco 28.8 MW.
Los proyectos se ubican en dos
cuencas distintas, el primero en el Rio
Chiriquí Viejo y el segundo en el rio
Tabasará, ambos en la provincia de
Chiriquí, pero distantes entre sí. Por
lo que el riesgo a un mismo evento
geológico, que inhabilite el inicio de su
operación al mismo tiempo, es
improbable.
Pero, el hecho de que ambos
proyectos en consideración, deban
entrar a operar en enero del 2015, le
Página No. 109
presenta algún grado incertidumbre, al
cumplimiento de las metas del plan
REGMHTCB12,
ya
que
ambos
proyectos suman 84.8 MW, más del
55% de la capacidad total, que se
espera se incorporen al sistema en el
año 2015.
En este punto es necesario recordar
que el proyecto Barro Blanco, presenta
ya
parámetros
de
rentabilidad
deficitarios, en función principal del alto
costo inversión declarado, de 3,398
$/kW, un 50% mayor al promedio de
costo unitario de inversión, que
presentan la mayor parte de los
proyectos hidroeléctricos candidatos
de alta y mediana capacidad.
Diciembre de 2012
Sistema REGMHTCB12E vs
REGMHTCB12.
COSTOS MARGINALES
AÑO
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
REGMHTCB12 REGMHTCB12E
Referencia
Sensibilidad
185.10
185.59
123.21
122.89
90.89
92.50
85.61
97.21
89.87
91.83
115.20
115.01
91.92
91.77
103.05
103.02
84.93
84.93
79.37
79.37
89.45
89.45
79.88
79.88
84.81
84.81
82.61
82.61
88.37
88.37
PROMEDIOS
DIFERENCIA
Magnitud Porcentual
0.49
-0.31
1.61
11.60
1.96
-0.18
-0.15
-0.03
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.26%
-0.26%
1.77%
13.54%
2.18%
-0.16%
-0.16%
-0.03%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
1.00
1.14%
El impacto en el atraso de un año en la
entrada de operación, de Bajo Frio y
Barro Blanco, se refleja en el
incremento de costos de 1.61 $/MWh
en el año 2014, de 11$/MWh en el año
2015 y de 1.96 $/MWh.
proyectos, se les ocasiona pérdidas en
la rentabilidad con respecto a los
parámetros alcanzados en el caso de
referencia
REGMHTCB12.
Estas
disminuciones en la rentabilidad se
derivan de los sobrecostos de los
proyectos por el atraso, así como de
las pérdidas de ingresos.
Las pérdidas de rentabilidad para Bajo
Frio por el atraso, no son de
preocupación, ya que los valores
modificados, no implican que el
proyecto pase a al área deficitaria. En
cambio, el proyecto Barro Blanco que
ya se encuentra en números negativos
en el caso de referencia, se hace más
inviable financieramente, por lo cual
ante
un
fuerte
riesgo
de
implementación con un VPN negativo
de más de 24 millones de dólares y de
una TIR de solo 4.5% y un periodo de
recuperación de 18 millones. El atraso
en la entrada del proyecto, no hace
más que profundizar el estatus
negativo del proyecto, con lo cual el
riesgo de implementación es alto, lo
que requeriría de una revisión de su
plan de negocios.
Obviamente, del año 2017 en adelante
los costos marginales regresan a los
parámetros del caso de referencia
REGMHTCB12. En promedio el costo
marginal se incrementa en un 1$/ MWh
por año, en todo el periodo de análisis,
para un cambio porcentual de los
costos marginales, derivados del
atraso con respecto al
caso de
referencia de solo 1% anual durante
los quince años.
Con el atraso de un año en la entrada
en la operación comercial de estos
Página No. 110
Diciembre de 2012
Bajo Frio y Barro Blanco
REGMHTCB12E vs REGMHTCB12
PROYECTOS
OPERACIÓN DIRECTA
MES/ AÑO
BAJO FRIO
REGMHTCB12D (Atraso)
REGMHTCB12
ENE/2016
ENE/2015
DIF.
BARRO BLANCO
ENE/2016
REGMHTCB12
ENE/2015
DIF.
VPN
TIR
P/R
K$
K$
%
AÑOS
132,300
126,000
2,230
4,342
12.5%
13.0%
9
6
6,300
-2,112
-0.5%
3
102,897
97,997
-26,178
-24,053
4.1%
4.5%
18
18
4,900
-2,125
-0.4%
0
REGMHTCB12F
Para
considerar
la
permanente
incertidumbre de cualquier Plan de
Expansión de la Generación ante un
incremento general de los precios
combustibles
utilizados
en
la
generación eléctrica, se analizó la
sensibilidad del caso REGMHTCB12 a
los precios de los combustibles
derivados de un escenario de precios
altos de combustibles, sugerida por la
SNE.21
El efecto inmediato y perceptible en los
costos marginales del sistema que se
asumirían, en caso de un incremento
sostenido en el nivel general de
precios de los combustibles utilizados
en la generación eléctrica, se refleja en
el Cuadro siguiente.
21
Precios utilizados de acuerdo a la Secretaria
Nacional de Energía.
Ver Capitulo 8:
Pronósticos de precios de los combustibles
Página No. 111
Sistema REGMHTCB12F vs
REGMHTCB12.
COSTOS MARGINALES
AÑO
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
REGMHTCB12 REGMHTCB12F
Referencia
Sensibilidad
185.10
205.97
123.21
130.86
90.89
94.35
85.61
88.17
89.87
93.08
115.20
119.14
91.92
96.00
103.05
106.72
84.93
90.08
79.37
84.79
89.45
96.59
79.88
86.02
84.81
93.93
82.61
89.73
88.37
97.53
PROMEDIOS
DIFERENCIA
Magnitud Porcentual
20.87
7.65
3.46
2.56
3.22
3.94
4.08
3.66
5.15
5.41
7.14
6.13
9.12
7.12
9.15
11.27%
6.21%
3.81%
2.99%
3.58%
3.42%
4.44%
3.56%
6.07%
6.82%
7.98%
7.68%
10.76%
8.61%
10.36%
6.58
6.50%
Diciembre de 2012
Como se puede observar, durante los
primeros cuatro años, período de corto
plazo del análisis, se da el mayor
impacto en el diferencial de los costos
marginales, donde la diferencia
incremental promedio anual alcanza
8.63 dólares, con mayor énfasis en los
años 2012 con 20.87 dólares y el año
2013 con 7.65 dólares.
Este efecto mediatizado del incremento
general de los combustibles, entre los
años 2012- 2015, es razonable con el
cronograma previsto, en el
Plan
REGMHTCB12, en donde para esas
fechas, se incorporan al sistema gran
parte del potencial hidroeléctrico que
provee el escenario. En el periodo se
incorpora una gran cantidad de
proyectos hidroeléctricos de pasada,
que atenúan en parte los efectos
incrementales de los combustibles.
Por lo cual, el efecto inmediato de los
costos
incrementados
de
los
combustibles, reflejados en los costos
marginales del sistema de acuerdo al
caso de referencia, van cediendo el
impacto hasta el año 2015, con un
diferencial de menos de 3 $/MWh.,
para una tasa anual sostenida negativa
de 50%, o sea que cada año decrece a
la mitad del año anterior.
Para luego, volver a un ciclo de
incremento de precios, a partir del año
2016 hasta el año 2026, periodo de
largo plazo, en el cual se da un cambio
de tendencia, incrementándose los
costos marginales hasta alcanzar un
nuevo diferencial tope de 9.12 $/MWh,
en el año 2024, un incremento anual
sostenido de 14% .
el impacto que se deriva de la
valoración de costos mayores de los
combustibles para la generación
eléctrica por el potencial térmico que
se incorpora al sistema a partir del año
2018.
Periodo
que
se
caracteriza,
principalmente por la incorporación de
un plantel adicional de 1,000 MW,
totalmente de fuentes convencionales
a carbón, mientras que la fuente
hídrica
solo
aporta
345
MW,
aproximadamente, un cuarto de todo el
potencial de generación a instalar en
este periodo El diferencial promedio
anual para el período 2016-2026 es de
5.38 $/MWh para un cambio porcentual
promedio con respecto al Caso de
referencia de 7%.
Para todo el período de análisis, con
tendencia mixta, primero creciente ,
luego
decreciente
y
finalmente
creciente, se tiene un incremento
promedio anual de 6.58 $/MWh o sea
un incremento porcentual promedio
anual de 6.5%, originada en la
aplicación del escenario de precios alto
de Combustibles REGMHTCB12F, con
respecto al Caso de Referencia
REGMHTCB12.
La proyección alta del nivel de precios
de los combustibles tiene un efecto
muy trascendente en la generación
nacional total, una disminución total de
757.8 GWh, una caída de 0.4% con
respecto al caso de referencia
REGMHTCB12, específicamente en la
componente de la generación térmica,
la que disminuye casi un 2%, para una
volumen de de 814.9 GWh.
Este comportamiento del diferencial de
costos marginales, es consecuente con
Página No. 112
Diciembre de 2012
Cuadro 8.14, Comparativo de Generación REGMHTCB12F vs REGMHTCB12.
CASOS
Generación
Termoeléctrica
Generación
Hidroeléctrica
Generación Eólica
Total
% Termico
% Hidrico
% Eólica
REGMHTCB12
43,443
149,578
8,186
201,208
21.59%
74.34%
4%
REGMHTCB121F
42,629
149,646
8,174
200,450
21.27%
74.66%
4%
Diferencia
-813.9
68.1
-12.1
-757.8
107.40%
-8.99%
2%
En cuanto a la medición de la
rentabilidad individual de los proyectos,
el aumento en el costo de los
combustibles
impacta
significativamente en los costos
operativos de los proyectos térmicos
existentes.
Para los proyectos
hidroeléctricos
es
totalmente
indiferente,
de
acuerdo
a
la
metodología de repago de la energía
despachada, en la cual se establece
en concepto la contratación total de la
potencia y la energía, la cual es
valorada a precios de contrato de
potencia y los costos marginales del
sistema respectivamente. En nuestro
caso de mercado, es de esperarse que
el repago de la energía y potencia del
mercado spot se incremente con las
respectivas consecuencias para las
diversas tecnologías.
Globalmente el costo operativo del
sistema se incrementa en 7.6%, en
una media anual de 6.3%, durante el
período de análisis. Es de destacar
que el costo operativo en el primer año
del análisis 2012, es de 31 millones de
dólares, para caer en el año 2015 a un
incremento de solo 1.5 millones.
Gracias la incorporación de 150 MW
del proyecto eólico y de más de 31
proyectos hidroeléctricos de pasada,
con 548 MW.
Página No. 113
En el largo plazo 2016-2026, el costo
operativo diferencial es negativo
durante los años 2016-2017, para
incrementarse el mismo a medida que
se incorpora el plantel térmico, para
alcanzar 59.5 millones de dólares en el
año 2026. Un incremento promedio
anual de 22.4 millones de dólares,
para una tasa anual sostenida de 33%.
Cuadro 8.15, Comparativo de Costos
Operativos del Sistema
REGMHTCB12F vs REGMHTCB12.
AÑO
COSTOS OPERATIVOS POR ESCENARIO
EN MILES DE US$
REGMHTCB12 REGMHTCB12F
DIFERENCIA
Referencia
Sensibilidad Magnitud Porcentual
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
361,590
393,464
201,506
206,694
127,098
135,979
128,346
129,927
140,301
140,286
225,295
218,917
215,619
221,585
255,934
266,852
182,417
192,880
219,772
236,187
270,205
298,195
302,731
335,888
345,790
395,289
417,599
456,684
483,983
543,499
31,874
5,188
8,880
1,581
-15
-6,377
5,966
10,917
10,463
16,415
27,990
33,158
49,499
39,085
59,516
TOTAL
3,878,185
4,172,325
294,140
PROMEDIOS
19,609
8.82%
2.57%
6.99%
1.23%
-0.01%
-2.83%
2.77%
4.27%
5.74%
7.47%
10.36%
10.95%
14.31%
9.36%
12.30%
6.29%
Diciembre de 2012
Los estimados de ingresos al ser
valorados por los precios promedios de
contrato de energía y potencia
utilizados son indiferentes. El estado
de rentabilidad real de las centrales
térmicas, mejora de contemplarse la
indexación de los precios de los
combustibles por medio de los
particulares convenios de “Cláusula de
Combustible”.
Los flujos de caja de los inversionistas
de los proyectos térmicos, se
desmejoran muy significativamente con
respecto al caso de referencia
REGMHTCB12. Estas mermas de
rendimiento profundizan el estado ya
deficitario del proyecto térmico CB
250a, a incorporarse en el año 2018.
En cambio mejora muy levemente el
estado general de rentabilidad de los
proyectos hidroeléctricos del caso de
referencia, siendo así que de cinco
proyectos deficitarios, los dos mejores
alcanzan los parámetros de decisión
del inversionista.
Gracias a los
mayores
costos
marginales
del
sistema, con los cuales se valora la
generación.
Un
incremento
en
los
costos
operativos, sin el reconocimiento de
ninguna compensación, se reflejará en
mermas importantes de la rentabilidad,
de
los
proyectos
térmicos,
especialmente de aquellos proyectos
que
ya
eran
deficitarios.
Por
consiguiente, de no existir la debida
compensación al incremento de los
combustibles es de esperar serios
riesgo para complementar la oferta
térmica, en el largo plazo del caso
REGMHTCB12. Ver Cuadro siguiente.
La situación que se le presenta a los
proyectos térmicos de expansión,
originada en el incremento del nivel de
precios de los combustibles, son de
leve preocupación, aunque no riesgosa
Cuadro 8.16, Valores Alcanzados por los Proyectos Térmicos de Expansión
REGMHTCB12F vs REGMHTCB12.
PROYECTOS
ENTRADA INVERSION
EN
DIRECTA
MES/ AÑO
CB 250 a
REGMHTCB12F (+ Prec. Comb.)
REGMHTCB12
ENE/2018
ENE/2018
DIF.
CB 250 b
REGMHTCB12
ENE/2020
ENE/2021
DIF.
CB 250 c
REGMHTCB12
ENE/2022
ENE/2023
DIF.
CB 250 d
REGMHTCB12
DIF.
ENE/2023
ENE/2025
VPN
TIR
P/R
K$
K$
%
AÑOS
412,500
412,500
-21,620
-5,385
10.7%
11.7%
14
13
0
-16,235
-1.0%
1
412,500
412,500
-11,349
185
11.3%
12.0%
14
13
0
-11,534
-0.7%
1
412,500
412,500
2,613
12,783
12.2%
12.8%
14
13
0
-10,170
-0.6%
1
412,500
412,500
14,077
22,390
12.9%
13.4%
14
13
0
-8,313
-0.5%
1
Página No. 114
Diciembre de 2012
REGMHTCB12H
En esta sensibilidad se analiza la
robustez del caso REGMHTCBE12,
ante un atraso general de importantes
proyectos hidroeléctricos, durante el
periodo crítico. En el cual, se refleja la
incertidumbre del plan ante un cambio
en el entorno económico mundial, con
impactos inmediatos en el entorno
financiero nacional, que implique serios
obstáculos de financiamiento, que
conlleven a complicaciones en el
suministro y la construcción de obras,
etc.,
que
causen
un
atraso
generalizado y simultáneo en una gran
cantidad de proyectos.
Como criterio de selección del atraso,
se procedió a postergar por una año la
entrada en operaciones de lodos los
proyectos
programados para
el
segundo semestre, de los años de
corto plazo, 2012-2014. El listado de
los proyectos que se atrasan en esta
sensibilidad, en orden de incorporación
al sistema son: Baitún 88.7 MW,
Cochea 12.5 MW, Mendre 2 8 MW, El
Síndigo 10 MW, El Alto 68 MW, Monte
Lirio 51.7 MW, Pando 32 MW, Bonyic
31.3 MW, Los Planetas 2 3.73 MW y
San Lorenzo 8.4 MW.
Estos diez 10 proyectos que suman en
su totalidad más de 300 MW, están
conformados por cinco de los
principales proyectos de alta y
mediana capacidad, que se incorporan
al plantel hidroeléctrico durante estos
tres años, que por sí solo suman 271
MW instalables. Correspondientes a
133 MW de potencia firme, el 81 % de
la potencia aportada en el periodo
analizado.
Página No. 115
La indisponibilidad de este potencial
con respecto a lo programado, en el
Caso REGMHTCB12, se refleja
inmediatamente
en
los
costos
marginales del sistema. Ver cuadro
siguiente.
Sistema REGMHTCB12H vs
REGMHTCB12.
COSTOS MARGINALES
AÑO
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
REGMHTCB12 REGMHTCB12H
Referencia
Sensibilidad
185.10
197.23
123.21
139.28
90.89
118.81
85.61
91.48
89.87
90.26
115.20
115.37
91.92
91.87
103.05
103.05
84.93
84.93
79.37
79.37
89.45
89.45
79.88
79.88
84.81
84.81
82.61
82.61
88.37
88.37
PROMEDIOS
DIFERENCIA
Magnitud Porcentual
12.13
16.08
27.92
5.86
0.39
0.17
-0.05
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
6.55%
13.05%
30.72%
6.85%
0.44%
0.15%
-0.05%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
4.17
3.85%
La menor aportación hidroeléctrica en
el corto plazo, origina un incremento en
los costos marginales.
La diferencia
promedio anual alcanza 18.71 dólares,
con mayor énfasis en el año 2014 con
27.92 dólares. A partir del año 2015
los efectos del atraso en la entrada
operativa de los proyectos listados, es
mitigado, de manera que el diferencial
de costos marginales en adelante, es
nulo.
Diciembre de 2012
El efecto en la rentabilidad de cada
uno de los proyectos hidroeléctricos
listados, se muestra en el cuadro
siguiente.
En general, la sensibilidad planteada
origina costos
marginales que en
promedio anual son 4.17 dólares más
onerosos que el caso de referencia
Cuadro 8.18, Valores Alcanzados por los Proyectos Hidroeléctricos
en el Corto Plazo con Atraso de un Año
REGMHTCB12H vs REGMHTCB12
PROYECTOS
OPERACIÓN DIRECTA
MES/ AÑO
BAITUN
REGMHTCB12H (Atraso 1 año )
REGMHTCB12
JUL/2013
JUL/2012
DIF.
COCHEA
REGMHTCB12
JUL/2013
JUL/2012
DIF.
MENDRE 2
REGMHTCB12
OCT/2013
OCT/2012
DIF.
EL SINDIGO
REGMHTCB12
OCT/2014
OCT/2013
DIF.
EL ALTO
REGMHTCB12
DIC/2014
DIC/2013
DIF.
MONTE LIRIO
REGMHTCB12
DIC/2014
DIC/2013
DIF.
PANDO
REGMHTCB12
DIC/2014
DIC/2013
DIF.
BONYIC
REGMHTCB12
AGO/2015
AGO/2014
DIF.
LOS PLANETAS 2 REGMHTCB12H (Atraso 1 año )
REGMHTCB12
AGO/2015
AGO/2014
DIF.
SAN LORENZO
REGMHTCB12
DIF.
AGO/2015
AGO/2014
COSTO
POTENCIA
UNIT. DE
FIRME
INVERSION
VPN
TIR
P/R
K$
$ /kW
%
K$
%
AÑOS
125,580
119,600
1,416
1,348
35%
43,522
48,844
16.6%
17.3%
3
3
5,980
68
-5,322
-0.7%
0
32,865
31,300
2,629
2,504
17,526
18,722
30.1%
37.2%
4
4
1,565
125
-1,196
-7.1%
0
21,011
20,010
2,626
2,501
4,681
6,259
18.8%
19.9%
4
4
1,001
125
-1,578
-1.1%
0
26,250
25,000
2,625
2,500
4,432
4,960
17.4%
18.2%
6
6
1,250
125
-528
-0.8%
0
160,650
153,000
2,363
2,250
7,960
10,772
13.5%
14.0%
8
8
7,650
113
-2,811
-0.6%
0
122,010
116,200
2,362
2,250
17,195
18,965
15.9%
16.5%
6
6
5,810
112
-1,770
-0.6%
0
75,600
72,000
2,363
2,250
40,306
38,799
26.2%
25.6%
4
4
3,600
113
1,507
0.6%
0
73,920
70,400
2,362
2,249
20,262
21,314
18.6%
19.2%
6
6
3,520
113
-1,052
-0.6%
0
8,218
7,286
2,203
2,098
3,013
3,131
18.5%
19.2%
4
4
932
105
-118
-0.7%
0
27,195
25,900
3,238
3,083
-3,949
-3,357
7.1%
7.7%
12
11
1,295
155
-592
-0.6%
1
24%
27%
30%
33%
63%
79%
71%
30%
16%
Página No. 116
Diciembre de 2012
Los proyectos listados, son afectados
por los sobrecostos estimados, gracias
al retraso, lo que resulta en parámetros
particulares de rentabilidad menores al
caso de referencia.
Aunque, los
resultados muestran que el atraso en
la entrada operativa de los proyectos,
no se traduce en ningún modo en
parámetros tan deficitarios, que
impliquen expectativas tan negativas
para los promotores, de manera que
los orienten a una suspensión parcial o
total de la ejecución de los proyectos.
La excepción, es el proyecto
hidroeléctrico San Lorenzo, que ya en
el caso de referencia sus parámetros
son deficitarios y un atraso se traduce
en resultados aún más negativos.
Este es un proyecto que indica la
necesidad de una revisión de sus
datos, o de la postergación de su
ejecución.
El costo de inversión
unitario de casi 3,100 dólares por kW
instalado, es un costo de 25 a un 35%
más alto, que la mayor parte de los
proyectos hidroeléctricos en ejecución.
Adicionalmente este proyecto tiene la
menor relación entre potencia firme e
instalada, solo un 16%.
En síntesis, el riesgo provocado por un
retraso simultáneo de un año, en estos
diez proyectos hidroeléctricos, entre
los
cuales
se
encuentran
los
principales proyectos de mediana y
alta capacidad, que se incorporan al
sistema en el caso REGMHTCB12,
durante los primeros tres años del plan
Indicativo de generación, presentan
mínimos riesgos en su implementación
y mucho menos en el cumplimiento del
plan.
Solo un proyecto de los diez, con una
potencia firme de solo 1.3 MW; 0.8%
del potencial firme a incorporarse en el
periodo, presenta un alto riesgo de
implementación.
El análisis de riesgos, ante el retraso
en la
entrada oportuna de los
proyectos
hidroeléctricos
listados,
entre lo que se encuentran los
principales proyectos de expansión de
alta y media capacidad que se
incorporan al sistema.
REGMHTCB12I
Sensibilidad al supuesto que el
Mercado Eléctrico Regional no se
desarrolle en su totalidad.
Desde sus inicios la implementación
del proyecto SIEPAC ha tenido riesgos
asociados a su naturaleza. Esto sin
mencionar los retrasos que el Proyecto
soporto en su etapa de pre inversión,
de la cual ha transcurrido más de una
década, desde su idea conceptual,
hasta la contratación de obras. (19982009).
Página No. 117
A la fecha, la etapa de construcción
del proyecto, tiene aun inconvenientes,
no totalmente superados, con respecto
a la servidumbre de la línea. En su
etapa operativa persisten riesgos
asociados
a
eventos
naturales
(sismicidad de la zona, erosión,
Incendios forestales, tormentas, etc), y
a factores técnicos derivados de la
propia interconexión eléctrica,
Diciembre de 2012
Aun con la proximidad de la entrada en
operación de la interconexión total,
existe el riesgo de retrasos adicionales,
en la puesta en marcha del
Reglamento del Mercado Regional
(RMER).
Lo que presenta la
posibilidad, que no se desarrolle el
MER, dentro de las expectativas
iniciales, limitando el intercambio
regional, con lo cual se cancela la
exportación de excedentes del sistema
nacional.
En una situación, aislada, sin
intercambio, los costos marginales
presentan reducciones. La magnitud e
importancia de los cambios se refleja
en la el Cuadro N° 11.17.
Sistema REGMHTCB12I vs
REGMHTCB12.
COSTOS MARGINALES
AÑO
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
REGMHTCB12 REGMHTCB12I
Referencia
Sensibilidad
185.10
185.10
123.21
117.58
90.89
75.01
85.61
64.39
89.87
66.02
115.20
90.30
91.92
72.92
103.05
87.77
84.93
68.63
79.37
68.40
89.45
77.19
79.88
72.92
84.81
77.85
82.61
76.43
88.37
80.41
PROMEDIOS
DIFERENCIA
Magnitud Porcentual
0.00
-5.63
-15.88
-21.22
-23.85
-24.89
-19.00
-15.29
-16.30
-10.97
-12.26
-6.96
-6.96
-6.18
-7.96
0.00%
-4.57%
-17.47%
-24.79%
-26.54%
-21.61%
-20.67%
-14.83%
-19.20%
-13.82%
-13.71%
-8.72%
-8.21%
-7.48%
-9.01%
-12.89
-14.04%
Esta reducción en los costos
marginales, se deriva de la disminución
de la generación en Panamá,
consecuente con la disminución de la
exportación por la limitación de la
capacidad de intercambio entre
Panamá y Costa Rica con lo cual se
evita despachar las centrales de mayor
costo operativo, centrales térmicas
existentes y las centrales genéricas
planteadas.
Bajo el supuesto de no cumplimiento
de las expectativas del proyecto
SIEPAC, esta sensibilidad muestra
reducciones durante todo el periodo de
análisis con
respecto al caso de
referencia REGMHTCB12.
El efecto del retraso parcial en la
generación aportada por el sistema, es
observado en el cuadro siguiente, en
donde se comparan la generación del
escenario
de
referencia
REGMHTCB12 con el despacho del
SDDP modelado en la sensibilidad en
ausencia de mercado de exportación.
Página No. 118
Diciembre de 2012
Cuadro 8.20, Diferencial de Generación Ante la Ausencia de un Mercado Regional
(MER)
Comparativo de Generación REGMHTCB12I vs REGMHTCB12.
GENERACION ELECTRICA
HIDRELECTRICA
ALTERNA
PARTICIPACION
TOTAL
CASOS
TERMOELECTRICA
TERMICO
REGMHTCB12
44,403
145,628
8,245
198,275
22.39%
73.45%
4%
REGMHTCB12I
35,439
149,390
7,928
192,757
18.39%
77.50%
4%
Diferencia
-8,964
3,762
-317
-5,518
-4.01%
4.05%
-0.05%
GWh
HIDRO
ALTERNO
Porcentual ( %)
Generacion Alterna corresponde al porte Eolico, fotovltaico ycualquier otra fuente renovable no convencional
Es notable que en ausencia de un
dinámico
mercado
regional,
la
generación total disminuye en más de
5,500 GWh, un 2.8% con respecto a la
generación del caso REGMHTCB12.
La componente térmica de esta
generación, es la más afectada al
reducirse en más de un 20%, 8,964
GWh
menos,
de
los
valores
alcanzados en el caso de referencia.
Con lo cual aporte térmico se reduce
en 4%, con lo cual la componente hidro
absorbe esta reducción pasando del
73 a 77%.
Consecuente con la disminución de la
generación total, específicamente de la
componente térmica, originada en la
ausencia
de
intercambios,
los
proyectos de expansión con base en
carbón se le reduce la rentabilidad con
respecto a
al caso de referencia
REGMHTCB12,
de
manera
significativa. Estos proyectos pasan a
Página No. 119
ser deficitarios con tasas que no
alcanzan el 11%, siendo el proyecto
CB 250a, a incorporarse al sistema de
generación en el año 2018, es el más
perjudicado, alcanzando un TIR de
solo 8%.
Al comparar la Rentabilidad del
Inversionista del Cuadro 8.21 con el
Cuadro 8.3., se puede considerar
conservadoramente que la mitad, o
sea 500 MW de este potencial térmico,
correspondientes aproximadamente a
425 MW de potencia firme, tienen
serias expectativas negativas para su
implementación.
Los proyectos no térmicos, también
son afectados por la disminución del
nivel de costos marginales durante el
periodo de análisis.
Es así como
todos los proyectos hidroeléctricos
reciben en general,
reducciones
significativas en sus parámetros de
Diciembre de 2012
rentabilidad con respecto al caso de
referencia. Muy en especial los cinco
proyectos, que ya en el caso de
referencia, tenían parámetros de
rentabilidad no aceptables, con lo cual
se profundiza su negativa situación
financiera,
derivada
de
las
características propias de estos
proyectos.
Tal como se destaca negativamente el
proyecto Barro Blanco con un VPN
pasa de menos 24 a menos 30
millones de dólares, con una escuálida
tasa de rendimiento interno de 4.5 a
solo 3%.
Pero
además
siete
proyectos
hidroeléctricos más, que en el caso de
referencia eran rentables caen debajo
de los parámetros de aceptación de los
inversionistas. Entre estos, se tienen
proyectos estratégicos como Baitún
88.7 MW, Burica 50 MW, El Alto 68
MW, Santa Maria 26 MW, Santa María
82 25.6 MW, un total de 258 MW
instalables, correspondientes a 88.3
MW de potencia firme, el 22 % de la
Página No. 120
potencia firme
que
provee
componente hidro del caso
referencia.
la
de
Por otro lado el proyecto eólico, de ser
remunerado por medio de los costos
marginales del sistema, pasaría a tener
leves dificultades financieras, pues se
encontraría en las fronteras de
aceptación de los márgenes del
inversionista.
Con lo cual se puede concluir que en la
ausencia de los intercambios previstos
en el Plan Indicativo de Generación,
reflejado en el caso REGMHTCB12,
por la posibilidad de un estancamiento
del mercado eléctrico regional.
Los
promotores de una cantidad de
proyectos hidroeléctricos y térmicos,
por un aproximado de más de 500 MW
de potencia firme, tendrían que revisar
los planes de negocios de sus
proyectos y por consiguiente serios
riesgos al cumplimiento
del Caso
REGMHTCB12.
Diciembre de 2012
Cuadro 8.21, Rentabilidad del Inversionista del Caso REGMHTCB12I
RENTABILIDAD DEL INVERSIONISTA DE LOS PROYECTOS EN EXPANSION
REGMHTCB12I
PROYECTOS
EN
INVERSION
OPERACIÓN DIRECTA
AÑO
( k $)
COSTO
UNIT. DE
POTENCIA
FIRME
VPN
$ /kW
%
( k$)
TIR
P/R
AÑOS
HIDROELECTRICOS
ASTURIAS
2015
BAITUN
2012
BAJO FRIO
2015
BAJOS DE TOTUMA
2014
BARRO BLANCO
2015
BARTOLO
2016
BONYIC
2014
BURICA
2017
CALDERA
2014
CAÑAZAS
2015
2,020
COCHEA
2012
EL ALTO
2013
EL SINDIGO
2013
LA HUACA
2013
LA PALMA
2013
LAGUNA
2016
LAS CRUCES
2016
LOS ESTRECHOS
2015
LOS TRANCOS
2014
MENDRE 2
2012
MONTE LIRIO
2013
OJO DE AGUA
2015
PANDO
2013
PERLAS NORTE
2013
PERLAS SUR
2013
PLANETAS I
2011
PLANETAS 2
2014
POTRERILLOS
2016
REMIGIO ROJAS
2016
RIO PIEDRAS
2014
RP490
2013
SAN ANDRES
2015
SAN LORENZO
2014
SANTA MARIA
2015
SANTA MARIA 82
2014
TABASARA
2016
TIZINGAL
2015
8600
119,600
126,000
12,500
97,997
33,200
70400
140,000
8,800
14,900
550,000
31,300
153000
25,000
12,625
4,200
24,000
24,000
27,000
2,000
20,010
116,200
16,418
72000
25,000
25,000
15,500
7,826
8,300
19,290
25,100
40,000
22,500
25,900
73,400
57,260
77,700
11,600
2,098
1,348
2,250
2,500
3,398
2,178
2,249
2,800
2,200
2,508
2,570
2,504
2,250
2,500
2,500
2,079
2,581
2,617
2,700
2,105
2,501
2,250
2,541
2,250
2,500
2,500
30%
35%
29%
30%
40%
30%
71%
30%
31%
11%
70%
24%
33%
30%
3%
12%
30%
30%
30%
27%
20%
63%
30%
79%
25%
25%
30%
30%
30%
30%
18%
28%
16%
48%
30%
34%
55%
3,156
31,380
-7,624
5,494
-30,213
2,521
12,272
-1,777
959
2,751
51,776
13,737
-6,318
2,027
1308
-207
3,582
2,051
-956
224
2,907
12,009
3,243
28,627
3,304
6,310
975
1,939
3,258
3,780
13
-2,999
-1,719
-5,585
-5,705
-8,962
11,113
7,377
24.6%
15.5%
10.4%
27.6%
3.0%
14.1%
16.0%
11.6%
15.3%
19.6%
14.8%
27.6%
10.9%
14.5%
15.8%
10.4%
17.0%
14.9%
10.8%
15.5%
16.5%
15.0%
18.4%
22.0%
16.3%
20.4%
14.5%
15.4%
19.3%
18.2%
12.0%
8.9%
9.6%
5.0%
9.7%
7.7%
15.7%
34.5%
4
3
10
4
19
8
7
9
6
6
7
5
10
7
6
9
6
6
9
6
6
8
5
5
6
5
7
7
4
5
8
9
10
15
11
14
7
4
2,098
1,989
2,243
2,510
4,021
2,500
3,083
2,823
2,237
2,250
2,500
2018
2021
2023
2,025
412,500
412,500
412,500
412,500
1,650
1,650
1,650
1,650
85%
85%
85%
85%
-64,416
-46,043
-30,757
-21,098
8.1%
9.2%
10.1%
10.6%
13
12
12
11
2014
2012
294,000
10,000
1,960
4,167
-9,227
-3,622
11.0%
#¡NUM!
11
0
TERMICOS
CB 250 a
CB 250 b
CB 250 c
CB 250 d
ALTERNATIVOS
EOLICO I a
SOLAR SARIGUA
En los cuadros adjuntos se presentan los resultados por Proyecto.
Página No. 121
Diciembre de 2012
CAPÍTULO
INTERCONEXIÓN
CON
COLOMBIA
CAPÍTULO
9,9,INTERCONEXIÓN
CON
COLOMBIA
A la fecha se cuenta con los prediseños y las especificaciones
básicas del proyecto de Interconexión
Colombia Panamá, y se avanza en el
proceso de solicitud de acceso a la
Red Regional de Transmisión e
igualmente se avanza en la ejecución
del EIA.
Por otro lado, con recursos de la
Cooperación Técnica del BID se
viene realizando además un trabajo
detallado de caracterización, análisis
y concertación, para definir el
corredor de ruta más favorable en la
zona de frontera para el desarrollo de
la interconexión.
Con el fin de generar condiciones
adecuadas para la participación de
los agentes en la subasta de
asignación de DFACI. Se ha
acordado
realizar
de
manera
simultánea y coordinada la subasta
de la línea, con en la próxima
licitación de largo plazo para el
suministro de Potencia y Energía (15
años) en el mes de mayo de 2012,
considerando
requerimientos
de
Potencia y Energía que permitan
alcanzar un valor cercano a los 300
MW.
En vista de los estudios que se
realizan para desarrollar el proyecto
de interconexión eléctrica entre
Panamá y Colombia, se consideró un
caso o escenario que involucrara
dicho proyecto en esta sección. El
mismo tiene el propósito de evaluar el
impacto de esta inyección de energía
en el sistema de generación nacional.
Por lo cual se simula esta inyección
en
el
caso
de
referencia,
REGMHTCB12,
con
intercambio
efectivo con Colombia a partir del año
2015.
Se realizaron dos casos de análisis,
el
primer
caso
considera
la
interconexión
Colombia
Panamá
iniciando en junio de 2015, con una
capacidad de intercambio de 300
MW. Por otro lado el segundo caso
considera una primera etapa de la
interconexión con 300 MW en junio
de 2015 y una segunda etapa en el
año 2020, duplicando la capacidad a
600 MW.
REGCOLMHTCB12-300
En este caso se analiza el comportamiento que tendría el sistema nacional con la
inyección de 300 MW intercambio proveniente de Colombia en junio de 2015.
Como se muestra en el gráfico 9.1 la
entrada en operación del Proyecto de
Interconexión Panamá-Colombia con
Página No. 122
una capacidad de intercambio de 300
MW presentaría reducción a los CMS
Diciembre de 2012
de 29% en los primeros años en que
entra la interconexión.
187
200.00
185
REGMHTCB12.
180.00
115
123
140.00
124
160.00
88
81
83
76
79
82
80
89
79
67
65
64
81
79
85
76
80.00
85
103
92
81
90
93
86
91
100.00
91
$ / MWh
120.00
60.00
40.00
20.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Años
CMS REGMHTCB12
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGCOLMHTCB12-300
Gráfico 9.2, Intercambios PA-CO del Caso REGCOLMHTCB12-300.
361
439
346
344
325
299
217
188
85
187
150
500.00
308
1000.00
0.00
GWh
-500.00
-2500.00
2012
2013
2014
2015
2016
-2111
2017
2018
Exp. PA→COL
-1716
-1472
-1671
-1711
-1665
-1803
-1850
-2029
-2000.00
-2112
-1500.00
-1993
-1164
-1000.00
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Imp. PA←COL
Página No. 123
Diciembre de 2012
Gráfico 9.3, Intercambios PA-CR del Caso REGMHTCB12 vs
REGCOLMHTCB12-300.
1420
2051
2054
2109
1416
1379
1434
1481
1438
493
492
756
756
1000.00
1348
1176
1040
GWh
1500.00
1430
1484
2000.00
1472
1952
2084
2074
2083
2109
2203
2263
2500.00
2302
2490
3000.00
2012
2013
Exp. REGMHTCB12
2014
2016
2017
2018
Exp. REGCOLMHTCB12-300
2019
2020
2021
Imp. REGMHTCB12
2022
2023
2024
2025
-178
-224
-165
-210
-103
-146
-164
-258
-129
-188
-78
-156
-74
-154
-66
-114
-42
-87
-36
-69
-3
-10
2015
-120
-199
-500.00
-20
-20
-92
-93
0.00
-12
-12
133
134
500.00
2026
Imp. REGCOLMHTCB12-300
Panamá tendría un estatus de
exportador de energía como se
muestra en el gráfico 9.3. El análisis
de los intercambios de Panamá, con
la interconexión, además de importar
energía de Colombia para el
consumo nacional, también reexporta hacia Costa Rica parte de
esa energía importada.
REGCOLMHTCB12-600
En este caso se analiza el comportamiento que tendría el sistema nacional, de
iniciar los intercambios de energía a través de la interconexión con Colombia con
una capacidad de 300 MW a partir de junio del 2015 y una segunda etapa en el
año 2020, duplicando la capacidad a 600 MW.
Página No. 124
Diciembre de 2012
Marginales
de
Panamá
del
Caso
REGCOLMHTCB12-600
vs
187
200.00
185
Gráfico 9.3, Costos
REGMHTCB12.
180.00
115
123
140.00
124
160.00
76
83
77
85
75
75
80
89
72
74
79
85
76
58
64
65
80.00
88
103
92
81
93
90
91
86
100.00
91
$ / MWh
120.00
60.00
40.00
20.00
0.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Años
CMS REGMHTCB12
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
CMS REGCOLMHTCB12-600
Como se muestra en el gráfico 9.4 la
entrada en operación del Proyecto de
Interconexión Colombia-Panamá, con
una capacidad tope de intercambio
de 600 MW en el año 2020 con
respecto
al
caso
de
REGCOLMHTCB12,
presentaría
reducciones sustanciales a los CMS
luego de este año.
Gráfico 9.5, Intercambios PA-CO del Caso REGCOLMHTCB12-600.
551
659
544
517
481
217
188
150
85
187
500.00
426
470
1000.00
0.00
-1000.00
-3000.00
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Exp. PA→COL
2019
2020
2021
2022
-2058
2023
2024
-2469
-2333
-2327
-2258
-2437
-2482
-2500.00
-2111
-2029
-2000.00
-2112
-1500.00
-1993
-1164
GWh
-500.00
2025
2026
Imp. PA←COL
Página No. 125
Diciembre de 2012
Gráfico 9.6, Intercambios PA-CR del Caso REGMHTCB12 vs
REGCOLMHTCB12-600.
1420
2092
2104
2145
1416
1379
1434
1481
1438
493
492
756
756
1000.00
1348
1176
1040
GWh
1500.00
1430
1484
2000.00
1472
1984
2110
2106
2117
2109
2203
2263
2500.00
2302
2490
3000.00
2012
2013
Exp. REGMHTCB12
2014
2016
2017
2018
Exp. REGCOLMHTCB12-600
2019
2020
2021
Imp. REGMHTCB12
2022
2023
2024
2025
-178
-199
-165
-199
-103
-149
-164
-267
-129
-212
-78
-185
-74
-184
-66
-114
-42
-87
-36
-69
-3
-10
2015
-120
-199
-500.00
-20
-20
-92
-93
0.00
-12
-12
133
134
500.00
2026
Imp. REGCOLMHTCB12-600
El comportamiento de los CMS se
debe a que la oferta que presentaría
Colombia, con respecto a Panamá,
es
más
económica
debido
principalmente a que cuenta con un
plantel térmico importante de carbón
y gas natural lo que impulsaría
Página No. 126
niveles de intercambios de energía
significativos. A su vez, influiría en los
intercambios entre Panamá y Costa
Rica. En este caso tal como se
muestra en el gráfico 9.6.
Diciembre de 2012
Página No. 127
Diciembre de 2012
CAPÍTULO
10,10,
CONCLUSIONES
CAPÍTULO
CONCLUSIONES
y manejo de este combustible.
Además, se considera que el
desarrollo de esta fuente, se iniciaría
simultáneamente con la utilización del
GNL, por una nueva central
termoeléctrica de 200 MW.
OPTIMIZACION DEL SISTEMA

La incorporación masiva de más de
30 proyectos hidroeléctricos en
construcción o en etapa avanzada de
desarrollo, impiden la optimización
del plantel en expansión.

Aunque, el OPTGEN, optimiza en el
periodo de largo plazo, años 2016 2026; según el tipo de tecnología.
Los planes o escenarios analizados
varían muy poco entre sí. En cada
uno de los tres Planes o escenarios
se instalan 345 MW de proyectos
hidráulicos.
Los
casos
REGMHTCB12 y REGMHTCBEO12
incorporan 1,000 MW de Carbón a
diferencia del caso REGMHTTLA12,
donde se instalan 950 MW de
centrales térmicas con base en el
GNL.

En cuanto, a la incorporación de
fuentes renovables, específicamente
de proyectos eólicos, tanto en el caso
REGMHTCBEO12 como en el
REGMHTTLA12, se adicionan en el
largo plazo 200 MW de esta
tecnología. Por criterio establecido
por SNE, no se considero para el
caso REGMHTCB12, la incorporación
de la fuente eólica.

En el caso REGMHTTLA12 se
incorpora la fuente gas, en estado
líquido (GNL). Se prevé para el año
2016, como fecha más temprana,
establecida por la SNE, el desarrollo
en la costa atlántica, de las
facilidades de importación, descarga
Página No. 128

Con la disponibilidad del GNL, en el
año
2016,
se
analiza
simultáneamente, la conversión a
esta fuente, de los existentes ciclos
combinados de BLM y de Termo
Colón.
Con base, en que esta
infraestructura termoeléctrica seria
más eficiente, si generan con GNL.
Esto impulsaría una disminución
considerable en los CMS, en los años
2016 al 2026. Esta conversión
permitiría mayor competitividad en el
parque de generación regional,
facilitando un aumento en los
intercambios internacionales.

La
optimización
del
caso
REGMHTTLA12, resulta en la
substitución de las unidades de
carbón por las unidades de GNL, en
respuesta a las ventajas competitivas
termodinámicas y de precio, que
tiene el gas natural licuado versus el
carbón, en la producción de energía
eléctrica.
Diciembre de 2012

Panamá se presenta para los tres
escenarios de expansión como un
exportador natural, gracias a la fuerte
expansión
del
componente
hidroeléctrico. Se puede observar
que dependiendo de la sensibilidad
analizada, las exportaciones e
importaciones pueden variar un poco,
sin embargo este comportamiento se
mantiene similar para todos ellos.
Es necesario hacer notar que aunque
existen considerables incertidumbres
sobre los planes de expansión de los
otros países centroamericanos, es
obvio el beneficio para Panamá de la
interconexión regional, ya que como
se ha observado, le ofrece respaldo
en épocas de baja confiabilidad y
durante eventos imprevistos de
magnitud; además, le permite mejorar
la rentabilidad de algunas empresas
nacionales al exportar excedentes
importantes desde el primer año del
horizonte del estudio.

Se analizaron dos Casos con la
interconexión con Colombia, el
primero
considerando
la
interconexión con una capacidad de
300 MW a partir de junio del año
2015. El segundo esquema con el
inicio de la interconexión en una
primera etapa de 300 MW en el año
2015 y una segunda etapa donde se
incrementan 300 MW más a la
capacidad de intercambio en el año
2020. Ambos esquemas muestran
tener un impacto importante en la
disminución del CMS de Panamá.
Página No. 129
COSTOS DE LOS PLANES

Con respecto a los costos de
inversión, el caso hidrotérmico con
carbón, resulta ser el de menor costo.
Seguido del caso REGMHTCBE012,
el cual es más costoso en 168
millones de dólares, un 11%. Es el
caso REGMHTTLA12, que permite el
rejuego de todas las tecnologías, el
más oneroso, con 374 millones
adicionales de inversión, un 25%.

En cambio, el escenario de
expansión
REGMHTCB12,
hidrotérmico con carbón, es el de
mayor costo operativo, 237 millones
de dólares más que el caso
REGMHTCBEO12.
Escenario
hidrotérmico
con
carbón,
que
incorpora 350 MW de turbinas
eólicas, con muy bajo costo
operativo.

Controversialmente, el caso que
introduce una fuente térmica más
competitiva, REGMHTTLA12, no
resulta ser el de menor costo
operativo. Este caso es 12 millones
de dólares más caro que el escenario
eólico, menos de un 1%. En razón, a
que los menores costos marginales
del
sistema,
incentivan
la
exportación,
incrementando
levemente la generación total, pero
con mayor aporte de la componente
de generación termoeléctrica.

A efecto de los criterios utilizados en
el análisis, el costo de déficit es
similar para los tres escenarios, el
cual es mínimo y no significativo, por
consiguiente este resulta indiferente
en la comparación de los casos.
Diciembre de 2012




El caso REGMHTCBEO12 resulto ser
el de menor costo total, el mismo es
menor que el escenario hidrotérmico
con carbón por 68 millones de
dólares, 2% más barato. Por otro lado
el caso REGMHTTLA12, en la que
GNL se introduce sustituyendo un
combustible relativamente más caro y
contaminante como el carbón, resulto
el más costoso, 218 millones de
dólares, un 7% más caro que el
escenario con énfasis en la fuente
eólica.
Sin embargo, se debe considerar que
por confiabilidad y seguridad del
sistema en el despacho de las
plantas eólicas, requieren de cierto
nivel de reserva de potencia, la cual
eventualmente debe ser con plantas
termoeléctricas
de
respuesta
inmediata, las cuales suelen ser de
bajos costos de inversión, pero con
muy elevados costos operativos.
Conceptos,
no
totalmente
contemplados en las herramientas
informáticas
utilizadas,
en
la
simulación
de
este
análisis
económico de mínimo costo.
En el corto y mediano plazo se ve
con mayor probabilidad de ejecución,
el escenario de expansión con
carbón, REGMHTCB12. Aunque,
este plan es de mayor costo
operativo que el plan que incorpora
con mayor fuerza la fuente eólica,
(REGMHTCBEO12), el primero sigue
siendo el de menor costo de
inversión.
En atención a estas consideraciones,
se utilizan los resultados del caso
REGMHTCB12, como referencia ante
los posibles cambios originados en
algunas fuentes de riesgos asociados
a los proyectos de expansión.
Página No. 130
ANALISIS DE SENSIBILIDAD

Las sensibilidades planteadas son
aquellas consideradas de mayor
importancia ante cambios imprevistos
en el plan de expansión.
En
especial, al posible impacto en los
proyectos estratégicos y al plan de
expansión, como el atraso en la
incorporación de los proyectos
hidroeléctricos de mayor magnitud,
especialmente dentro del período
crítico o de la consecuencia
simultanea de un evento a varios
proyectos.

Adicionalmente
se
estudia
un
incremento de precios significativos a
la proyección de combustible utilizada
en los análisis de rentabilidad; y la
sensibilidad ante un imprevisto
incremento
sistemático
de
la
demanda, durante todo el período de
análisis.

El Atraso en un año, 2014 a 2015, de
los
proyectos
hidroeléctricos
Cañazas, Los Estrechos y Santa
Maria
son
marginalmente
perjudícales para sus promotores, sin
convertirse en riesgos para la
implementación del plan.

El atraso en la entrada de
operaciones del proyecto Eólico I, de
150 MW, en el año 2014 no tiene
implicaciones riesgosas alguna.

El impacto al atraso de seis meses en
las fecha prevista de entrada de los
proyectos Monte Lirio, Pando y El
Alto, no evidencian riesgos para el
inversionista en cuanto a su
implementación.
Diciembre de 2012

Los proyectos térmicos de expansión,
se desmejoran significativamente
ante un incremento general del nivel
de precios de los combustibles. Los
flujos de caja de los inversionistas
con respecto al caso de referencia
REGMHTCB12. Presentan mermas
de rentabilidad transponiendo los
proyectos
térmicos
al
estado
deficitario.
La situación que se le presenta a los
proyectos térmicos de expansión,
ante el incremento del nivel de
precios de los combustibles, solo
mejoraría si se contempla la
indexación de los precios de los
combustibles por medio de los
particulares convenios de “Cláusula
de Combustible”.
Sin el reconocimiento de ninguna
compensación, el riesgo de desarrollo
de los proyectos térmicos, con base
en carbón, son grandes, lo que
incrementa el riesgo de cumplimiento
total de la oferta del caso.

Los análisis realizados ante una
demanda alta de energía, no
muestran diferencias apreciables en
el costo marginal permaneciendo la
condición
del
sistema
como
exportador neto.

El atraso de un año la fecha de
entrada en operación comercial, de
los proyectos del Plan de Corto Plazo
que esté programado para entrar
durante el segundo semestre del año
respectivo,
tienen
efecto
incrementales significativos, en los
tres primeros años, sobre los costos
marginales del sistema, Aunque, no
se muestran riesgos al cumplimiento
de la oferta en el corto plazo gracias
Página No. 131
a la incorporación masiva de los
restantes proyectos hidroeléctricos en
ese periodo.
 En el supuesto de que el Mercado
Eléctrico Regional no se desarrolle en
su totalidad, la generación nacional
total
disminuye,
siendo
evidentemente
la
componente
térmica la más afectada al reducirse
en más de un 20% con respecto al
caso de referencia. Derivando en la
reducción en los costos marginales
del sistema nacional, por la ausencia
de intercambios, con lo cual se evita
despachar centrales de mayor costo
operativo.
 La disminución de la generación, por
un
posible
estancamiento
del
mercado
regional,
se
refleja
directamente en los retornos de la
inversión de una gran cantidad de
proyectos listados en la expansión del
caso de referencia. Riesgos posibles
que obligarían a los promotores de
estos proyectos a evaluar seriamente
los planes de negocios respectivos.
 Por metodología de análisis, la
incorporación al plantel de expansión
de la generación de las fuentes
nuevas y renovables, no son
valoradas en todo su impacto. Por un
lado, los precios de compra de la
energía de estas fuentes es
subvalorada al ser cotizadas, al igual
que los proyectos de las tecnologías
convencionales,
a
los
costos
marginales derivados de la operación
del sistema. Además, por no
presentar, estas fuentes, parámetros
auditables de potencia firme, no
reciben remuneración por potencia,
como las tecnologías tradicionales.
Diciembre de 2012
 El caso particular del proyecto
experimental, con base en la
tecnología fotovoltaica, no cumplió
con ninguno de los análisis de
rentabilidad, dada las características
de rendimiento de esta tecnología.
Para ser rentable un proyecto de este
tipo, requiere que la energía
despachada sea valorada a un alto
precio fijo, muy superior a los costos
marginales del sistema, por la
duración de la vida útil del mismo.
altamente negativos para el monto de
la inversión, TIR menores de 2% y el
inversionista no recupera su inversión
en una vida útil de 20 años.
Aunque, su capacidad instalada de
2.4 MW y careciendo de potencia
firme alguna, el proyecto no implica
riesgo significativo para la cobertura
de la demanda de los casos.
Es un proyecto de alto riesgo, resulta
con muy bajos indicadores, VPN
Página No. 132
Diciembre de 2012

Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional

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