1 / 30

Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. Bolivian Power Company Ltd.

Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. Bolivian Power Company Ltd. PROYECTOS HIDROELECTRICOS & MERCADOS DE EXPORTACIÓN. Jose Antonio Ramírez Gerente General. TALLER INTERNACIONAL SOBRE HIDROGENERACIÓN Y LOS PROYECTOS EN BOLIVIA La Paz, 24 de noviembre de 2009. Contenido.

gypsy
Download Presentation

Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. Bolivian Power Company Ltd.

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript


  1. Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A.Bolivian Power Company Ltd. PROYECTOS HIDROELECTRICOS&MERCADOS DE EXPORTACIÓN Jose Antonio Ramírez Gerente General TALLER INTERNACIONAL SOBRE HIDROGENERACIÓN Y LOS PROYECTOS EN BOLIVIA La Paz, 24 de noviembre de 2009

  2. Contenido • Antecedentes – MEM • Proyectos estudiados – COBEE • Mercados de exportación • Conclusiones

  3. AntecedentesMercado Eléctrico Mayorista (MEM) Sector generación (resumen) • Despacho centralizado a mínimo costo. • Oferta de disponibilidad y costos de producción. • Remuneración de la generación a través del costo marginal de energía de corto plazo y el costo marginal de potencia. • Otros costos: peaje unitario de transmisión, tasa de regulación y tasa de operación CNDC. Tarifa dignidad

  4. AntecedentesMEM- Bolivia Fuente: CNDC • Se observa: • Equilibrio entre oferta y demanda • Estacionalidad hidrológica, Nov-Abr / May-Oct • Mayor despacho térmico anual • CMg mensual entre 14 – 17 $us/MWh • Parque térmico creciente Fuente: CNDC

  5. AntecedentesMEM- Bolivia SIN Interconectado

  6. Proyectos Estudiados - COBEE

  7. Proyectos EstudiadosCOBEE

  8. Mercado Eléctrico Perú (SEIN) • Fuente: TDE

  9. Proyectos Estudiados – COBEEProyecto Miguillas Ubicación: • Cuenca del río Miguillas • Departamento de La Paz Bases del estudio • Dos centrales alta caída • Capacidad: 167 MW • Energía: 880 GWh (FP = 0.60) • Inversión: US$ 273 millones • Costo unitario: 1,632 US$/kW (Datos conceptuales)

  10. Proyectos Estudiados – COBEEProyecto Pachalaca Ubicación: • Cuenca del río Zongo • Departamento de La Paz Bases del estudio • Dos centrales, alta y baja caída • Capacidad: 100.5 MW • Energía: 528 GWh (FP = 0.60) • Inversión: US$ 182 millones • Costo unitario: 1,810 US$/kW (Datos conceptuales)

  11. Proyectos Estudiados – COBEEEvaluación Económica Criterios de Financiamiento: • Financiamiento: 60% • Tasa interés: 8% • Plazo repago: 4 + 12 años • Vida útil: 30 Años • Tasa de descuento: 12% Resultados del estudio: • Condiciones de Mercado MEM: • Despacho centralizado • Precios Proyectados: • Energía ($us/MWh): 16.7 • Potencia ($us/kW-m): 8.02 • Monómico ($us/MWh): 34.3

  12. Proyectos HidroeléctricosViabilidad • Costo de oportunidad del Gas Ejemplo: Costo variable - turbina a gas ciclo simple (CMg )

  13. Proyectos Estudiados – COBEEConclusiones Proyección de mercado • Precio de energía: 16.7 $us/MWh (Mon: 34.3 $us/MWh) • Inviabilidad económica de los proyectos Precio requerido (@TIR 12%) • Precio de energía: 37 – 44 $us/MWh (Mon: 55 – 62 $us/MWh) Conclusiones • Se requiere un precio 60% - 80% mayor al esperado en el MEM. • Ingresos esperados del orden de 3 $us/MWh por el comercio de CER. • Se requiere el estudio de alternativas que viabilicen los proyectos hidroeléctricos, además de un marco jurídico acorde: • Costo de oportunidad del gas • Precios en un mercado de exportación • Incentivos impositivos y otros

  14. Mercados de Exportación (breve referencia)

  15. ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ B R A S I L 3,600MW - 60Hz400km-500kV DC 500MW - 60Hz 390km- 500kV AC 200MW – 50/60 Hz250km - 230kV AC A Rondonopolis Puno Arequipa San Matias 200MW – 50/60 Hz360km - 230kV AC 400MW - 60Hz 410km - 500kV AC 200MW – 50Hz 330km -230kV AC 200MW - 50Hz 350km- 230kV AC San Alberto Madrejones 1,500MW - 50Hz750km - 500kV DC 300MW - 50Hz 630km - 380kV AC Itaipú

  16. Demanda de ElectricidadPaíses limítrofes

  17. Mercado EléctricoChile (SING) • Parque generador predominante-mente térmico, hidro de pasada mínima. • Problemas en la disponibilidad de gas • Retorno del Carbón y Diesel Caracterización comparativa:

  18. Mercado EléctricoChile (SING) Histórico de precios de energía: • CMgdel orden 100 $us/MWh • Precio medio de mercado (Ctos.): 240 $us/MWh

  19. Mercado Eléctrico Perú (SEIN) Caracterización comparativa:

  20. Mercado Eléctrico Perú (SEIN) Histórico de precios de energía: • CMg promedio entre 20 y 50 $us/MWh • Precio medio de mercado (Ctos.): 30 $us/MWh

  21. Comportamiento del Mercado

  22. Consideraciones Técnicas • Distancia a centros de consumo o nodos fuertes de transmisión. • Capacidad de absorción de Potencia en punto de suministro • Disponibilidad de Recursos próximos a frontera. • Proyecto Hidrotérmico o Termoeléctrico • Nivel de Tensión de Línea (AC o DC) • Capacidad de exportación • Valor competitivo de la oferta. • Frecuencias

  23. BeneficiosInterconexiones • Mejora la confiabilidad y la seguridad del suministro. • Diversificación de fuente de suministro. Menor exposición a la variabilidad hidrológica • Uso óptimo de instalaciones de generación existentes y nuevas inversiones en generación. • Complementariedad del abastecimiento. Aprovecha la no simultaneidad de las curvas de carga • Regulación primaria y secundaria • Introducción de nuevas tecnologías (ciclos combinados, conversores, etc) • Optimiza uso de recursos con menor impacto ambiental

  24. Exportación – InterconexiónPilares Básicos • Para el desarrollo exitoso de los proyectos de integración, se han identificado tres pilares básicos (CIER3R) • Recursos: La identificación de fuentes energéticas disponibles, el análisis de la complementariedad de sistemas y la competitividad de precios => determinan el potencial energético. • Redes: Los estudios técnico – económicos, el dimensionamiento de la infraestructura de transmisión requerida y el análisis de estabilidad entre sistemas => determinan la viabilidad técnica - económica. • Reglas: Los acuerdos entre Estados, la voluntad política, la definición de reglas claras y el acuerdo de procedimientos operativos/comerciales => determinan el marco regulatorio.

  25. Exportación – InterconexiónMarcos de referencia - Resumen • Decisión 536 de la CAN • Despacho económico coordinado e independiente de los contratos comerciales. • La no discriminación de precios y la eliminación de subsidios entre mercados. • Libre acceso a la infraestructura de interconexión, uso físico de la interconexión como resultado del despacho económico. • Memorandum de entendimiento, MERCOSUR • Asegurar condiciones competitivas sin la imposición de subsidios, enfoque en costos eficientes y evitando prácticas discriminatorias. • Permitir contratos de compra/venta entre actores de ambos mercados • Adecuación de reglamentos para garantizar el suministro comprometido

  26. Marco LegalBolivia • Reglamento de Comercialización e Interconexiones Internacionales de Electricidad (RCIIE) • Principios: • Despacho económico • No discriminación de precios • Coordinación técnica y operativa • No disminución de los niveles de calidad y confiabilidad. • Art. 4 de la Ley de Electricidad declara de necesidad nacional las actividades de importación y exportación

  27. Marco LegalBolivia • DECISION 536 • Bolivia se ha adherido a la decisión 536. • El marco regulatorio boliviano es bastante coincidente con el marco establecido en la decisión 536. algunas excepciones son: • El RCIIE privilegia a la demanda nacional. b) No se contempla el no conceder subsidios, ni imponer aranceles y restricciones específicas a las interconexiones internacionales.

  28. Conclusiones • Importantes recursos energéticos excedentarios. • Grandes recursos energéticos hidráulicos. • Un marco jurídico claro y una remuneración que cubra los costos de desarrollo, constituyen la fuerza para viabilizar nuevos proyectos hidroeléctrico. • Se requieren precios al menos entre 60% y 80% mayores a los esperados en el MEM. • Existen importantes oportunidades de interconexión • Exportación puede viabilizar nuevos proyectos hidroeléctricos

  29. Conclusiones • Los precios de energía en mercado vecinos, en especial el norte de Chile (SING) muestran interesantes niveles y son una oportunidad para el desarrollo de la hidroelectricidad en Bolivia. • Es necesario la pronta definición de políticas en lo que hacen a los pilares básicos de la integración/exportación con países vecinos: Recursos – Redes - Reglas. • Existe gran similitud en la normativa, la armonización de las misma con la decisión 536 no implica grandes cambios. • Las interconexiones son una opción altamente beneficiosa para Bolivia.

  30. Muchas gracias !

More Related