lic. jorge guillermo aráuz
TRANSCRIPT
Retos del Sector
• Continuidad de los Planes de expansión
generación y transmisión.
• Licitaciones Abiertas – Incorporación de
Energía Renovable No Convencional-
• Conflictividad Social
• Reglamentación del Convenio 169 de
la OIT
• Mercado Eléctrico Regional
2013 - 2027
Seguridad del abastecimiento de
combustibles a precios competitivos
Diversificar la matriz de generación
de energía eléctrica mediante la
priorización de fuentes renovables
Ampliar el sistema de generación y
transmisión de energía eléctrica,
promover la inversión en 500 MW de
energía renovable
1Contribuir al desarrollo sostenible de
las comunidades en donde se
ejecutan proyectos energéticos
Ahorro y uso eficiente de la energía
Posicionar al país como líder del
MER, así como en otros países
donde existan interconexiones
2
3
4
5
6
Política
Energética
08
10
08
222012
13
12
2620
Licitaciones de Generación Largo Plazo
Contratos Existentes
Estimación de Potencia por Contratar
- 100 200 300 400 500 600 700 800 900
1.000 1.100 1.200 1.300 1.400 1.500 1.600 1.700 1.800
MA
Y-2
013
SEP
-201
3
ENE-
2014
MA
Y-2
014
SEP
-201
4
ENE-
2015
MA
Y-2
015
SEP
-201
5
ENE-
2016
MA
Y-2
016
SEP
-201
6
ENE-
2017
MA
Y-2
017
SEP
-201
7
ENE-
2018
MA
Y-2
018
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-201
8
ENE-
2019
MA
Y-2
019
SEP
-201
9
ENE-
2020
MA
Y-2
020
SEP
-202
0
ENE-
2021
MA
Y-2
021
SEP
-202
1
ENE-
2022
MA
Y-2
022
SEP
-202
2
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2023
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023
SEP
-202
3
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2024
MA
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024
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-202
4
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2025
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SEP
-202
5
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2026
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026
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-202
6
ENE-
2027
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-202
7
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2028
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028
SEP
-202
8
ENE-
2029
MA
Y-2
029
SEP
-202
9
ENE-
2030
MW
200.0 MW
Licitaciones CORTO PLAZO
CONTRATOSCORTO PLAZO
LICITACIÓN ABIERTA 2008
619.0 MW
250.0 MW
Expansión del Sistema de Transporte
Licitación PET 1-2009 Licitación PETNAC 2014-2023
Construir infraestructura de transmisión para incentivar yviabilizar las nuevas inversiones en generación.
Se adjudico al menor Canon Anual (US$ 32, 349,900) por laprestación del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica,siendo parte del proyecto:
• Diseño• Construcción• Constitución de Servidumbres• Supervisión• Operación y Mantenimiento
Incrementar el índice de electrificación, conectando a2100 comunidades no electrificadas.
Se adjudicaron las ofertas de 2 entidades, a un valor deCanon Anual (US$ 33, 278,153.16) por la prestación delServicio de Transporte de Energía Eléctrica, siendo partedel proyecto:
• Diseño• Construcción• Constitución de Servidumbres• Supervisión• Operación y Mantenimiento
km de Líneas de 230 kV
845
S/E Nuevas
12
Ampliaciones o adecuaciones
15
km de Líneas de 230 kV y 69 kV
546
S/E Nuevas
21
Ampliaciones o adecuaciones
19
Ampliación de la Capacidad de
transporte –Iniciativa Propia-
• 13 subestaciones
nuevas.
• 10 nuevas líneas de
transmisión de 230 kV.
• 30 nuevas líneas de
69 kV.
• Otros proyectos de
ampliaciones a
subestaciones
existentes.
• La inversión estimada
en subestaciones es
de 94 Millones de
dólares.
• La inversión estimada
en Líneas nuevas es
de 48.4 millones de
dólares.
Oferta de Generación
• Actualmente hay un parque de generación con expectativas de contratación.
3.439 MW
2.894 MW
1.877 MW
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Capacidad Efectiva al SNI Oferta Firme Eficiente Demanda Firme
Centrales Nuevas que han iniciado
operación
• De 2017 a 2018 entrarán en operación 284.5 MW:
162,9
71,0
51,1
87,5
16,0
120,0
20,0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Hidráulica Eólica Hidráulica
GDR
Solar Biomasa Gas
Natural
Búnker
MW
TransacciónInternacional
174.3 MW
30 MW
19 MW
47 MW 14.2 MW
Necesidades de Contratación a
futuro
252,0
450,0 764,2
936,9 1.156,0
106,4
223,8
522,9
580,5
686,0
67,2
150,2
366,1
408,9
485,0
-
500,0
1.000,0
1.500,0
2.000,0
2.500,0
05
/20
21
05
/20
22
05
/20
23
05
/20
24
05
/20
25
05
/20
26
05
/20
27
05
/20
28
05
/20
29
05
/20
30
05
/20
31
05
/20
32
05
/20
33
05
/20
34
05
/20
35
05
/20
36
MW
EEGSA DEOCSA DEORSA
Finalización contratos PEG-1
196 MW
Finalización contratos PEG-2
421 MW
Finalización contratos PEG-3
250 MW
Necesidades año 2021
EE-252 MWDC-107 MWDR-68 MW
Áreas con Estudios
Potencial Geotermia
Áreas con potencial
International GeothermalDevelopment en 2003, señalóque los recursos estánestimados entre 800 y 4 milmegavatios de capacidad.
Podría contribuir de manera
significativa como una fuente segura
de suministro para satisfacer futuras
demandas de electricidad.
Un factor a considerar es la
percepción de del riesgo por parte del
inversionista.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1
23
45
67
89
11
1
13
3
15
5
17
7
19
9
22
1
24
3
26
5
28
7
30
9
33
1
35
3
37
5
39
7
41
9
44
1
46
3
48
5
50
7
52
9
55
1
57
3
59
5
61
7
63
9
66
1
68
3
70
5
72
7
MW
hora
Dada la actual penetración de ERNC se
debe tener en cuenta los desafíos
relacionados a la incorporación de
generación en futuras Licitaciones.
El aporte de la generación solar y eólica, complementa la generación hidráulica
como recurso renovable.
-
200
400
600
800
may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr
MW
hm
es
-
200
400
600
800
may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr
MW
hm
es Solar
EólicaPorcentaje RROs / Generación Máxima ERNC
2.0%
2.5%
3.0%
3.5%
4.0%
4.5%
5.0%
10
%
12
%
14
%
16
%
18
%
20
%
22
%
24
%
26
%
28
%
30
%
32
%
34
%
36
%
38
%
40
%
42
%
44
%
46
%
48
%
50
%
Generación ERNC [%]
RR
Os [
%]
Prob(PΔ≤ROR)=0.970
Prob(PΔ≤ROR)=0.980
Prob(PΔ≤ROR)=0.985
Prob(PΔ≤ROR)=0.990
Norma Actual: RROs 3% (Dem MD)
RROs 4% (Dem MX)
Energía Renovable No Convencional
Generación Máxima ERNC
Planes de Expansión de Generación y
Transmisión
• Planes de expansión en generación, y licitaciones
públicas a Distribuidoras:
– Definir el volumen a licitarse para evitar riesgos de
sobrecontratación
– Aprovechar el potencial energético nacional.
– Seleccionar mecanismos de licitación idóneos para
maximizar competitividad en el proceso
• Planes de expansión en transmisión
– Temas contractuales/legales
– Mecanismos de adjudicación económica que busquen
eficiencia.
MAPA DE CONFLICTIVIDAD
Fuente: Mesa del Sector Eléctrico
1. Generación: Obstáculos,
vandalismo, ataques a
contratistas y activos en
proyectos
hidroeléctricos.
2. Transporte: Oposición a
la construcción de torres
de transmisión eléctrica.
3. Distribución: Robo de
Energía y manipulación
ilegal del tendido
eléctrico.
Proyectos Hidroeléctricos y Tarifa
La incorporación de nuevascentrales hidroeléctricoscontribuyen a la reducciónde la tarifa de energíaeléctrica, de los usuarios delservicio de distribución final.
En el períodocomprendido de 2008 a2012 la tarifa se mantuvo.
En 2015 se observareducción deaproximadamente 20%con relación al añoanterior.
A 2016 la tarifa se hareducido casi un 40%.
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
160,0
180,0
MW
2,93 2,74 2,72 2,70
2,60
2,31 2,14 2,19
1,76
2,24 2,13
2,23 2,02
1,82
1,33 1,13
-
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
Q/K
Wh
Histórico BTS EEGSA
(en valor monetario del 2016)
Participación de las Hidroeléctricas en la
Capacidad del Sistema Nacional
Las centrales Hidroeléctricas representan la tercera
parte de la capacidad instalada del Sistema Nacional
Interconectado.
De los Generadores Distribuidos Renovables
aproximadamente el 82% son hidroeléctricas.
Hidoelectricas
32%
Generador
Distribuido
Renovable
2%Geotermia
1%
Solar FV
2%
Eólica
2%
Biomasa
2%
Biomasa/
Búnker
9%
Biomasa/
Carbón
10%
Turbinas de Vapor
17%
Turbinas de Gas
5%
Motores de
Combustión Interna
18%
Potencia Efectiva InstaladaPLANTAS GENERADORAS MW
Hidroeléctricas 991.4
Generador Distribuido Renovable 63.8
Geotermia 34.0
Solar FV 80.0
Eólica 72.6
Biomasa 52.3
Biomasa/Búnker 294.2
Biomasa/Carbón 300.1
Turbinas de Vapor 530.1
Turbinas de Gas 166.6
Motores de Combustión Interna 555.4
TOTAL 3140.6
TECNOLOGÍA PORCENTAJE
Renovable 41.2%
No Renovable 39.9%
Mixtas 18.9%
Perspectiva Costo Marginal
Conflictividad
Social.
Convenio 169
de la OIT
0
50
100
150
200
250
01/2
01
2
06/2
01
2
11/2
01
2
04/2
01
3
09/2
013
02/2
01
4
07/2
01
4
12/2
01
4
05/2
01
5
10/2
01
5
03/2
01
6
08/2
01
6
01/2
01
7
06/2
01
7
11/2
01
7
04/2
01
8
09/2
01
8
02/2
019
07/2
01
9
12/2
01
9
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0
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02
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03/2
02
1
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12/2
02
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5
10/2
02
5
03/2
02
6
08/2
02
6
US$
/MW
h
Considerando Nuevas Hidroeléctricas Sin Nuevas Hidroeléctricas
Retos ante la Conflictividad
• Certeza jurídica, definir reglamentación Convenio
169 OIT
• Participación público – privada en la búsqueda de
soluciones.
• Analizar y evaluar procedimientos alternos para el
cálculo de la Tasa de Alumbrado Publico
• Determinar el origen de la conflictividad.
– Genuino
– Otros intereses por factores externos
• Guatemala continua realizando
inversiones en el sistema de transmisión.
• Se dispone de la normativa para la
conexión y el uso de las instalaciones
pertenecientes al Sistema de Transmisión.
Capacidad de transferencia en el
MER
Guatemala
Honduras
El Salvador
AGU-230
MOY-230
PAN-230
• En algunos países del MER es
necesario realizar los refuerzos
nacionales.
• Lo anterior limita la capacidad de
transferencia.
Participación en el MER
• La participación es primordialmente en la
exportación.
0,00
500,00
1.000,00
1.500,00
2.000,00
Ener
gía
[MW
h]
GEOTÉRMICA HIDRO SOLAR EÓLICA
COGENERACIÓN GAS NATURAL MEXICO BIOGAS
CARBÓN BUNKER DIESEL DEMANDA NAC
Retos ante el Mercado Regional
• REGULATORIOS (contratos, derechos de
transmisión, entre otros)
– 6 países con distintos modelos y niveles de
desarrollo; con percepciones de riesgos distintos.
• INVERSIONES
– Fortalecer y reforzar a lo interno, los sistemas
protección y control de los países que
conforman el MER.