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Sector Eléctrico en Guatemala
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Estudio de Caso:Sector Eléctrico en Guatemala,
Información Preliminar
Kristel Dorion, Directora de Programa
Resumen
• Porqué Guatemala• Historia
– Oferta• El Mercado Mayorista
– Estructura– Despacho– Oferta y Demanda
• Conclusiones
¿ Por qué Guatemala?• Mercado complejo• Mezcla de generación privada y estatal• Cambio fuerte del parque de generación
– 1990: 92% hidro, 8% térmico– 2002: 32 % hidro, 53% térmico, 2%
geotérmico, 13% co-generación• Gran potencial de proyectos de energía
renovable: hidro (5,000 MW), co-generación y geotermia (1,000 MW)
Historia
• Períodos– 1980-1990: El Estado como generador– 1991-1996: La Reforma– 1997 al presente: El Mercado Mayorista
Historia - El Estado
• 1980 a 1990– Todos aspectos del sector controlados por el
INDE-EEGSA– Tarifas subsidiadas– Falta financiamiento, no hay capacidad de
inversión– Apagonesà crisis
• Cambio de política
Historia – El Estado
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1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990
Demanda Máxima de Potencia del S.N.I. (MW)
MW
Producción – El Estado
HidraúlicaINDE
Generación
92%
EEGSA
Generación Térmica
5%
Generación Térmica INDE
3%
Hidroeléctricas INDE 2,144 Termoeléctricas EEGSA 110Termoeléctricas INDE 77 TOTAL 2,331
Producción de Energía en el S.E.N. en 1990 (GWH)
Fuente: IDC, 2000
Historia - La Reforma
• 1991-1996– Demanda crece y oferta se estanca– Empieza privatización – Gobierno (INDE & EEGSA) firma PPAs en estado de
emergencia • largo plazo• necesitan ser atractivos para los generadores
– Incentivos fiscales para Energía Renovable (20-86)– PQPC (1992) entra en operación– El estado (INDE) se sale del negocio de generación. El
mensaje es “privatizar el crecimiento”.
Producción en 1996
40%60%
Termoeléctricas Hidroeléctricas
61%39%
Privada Pública
Hidroeléctricas INDE 2,250 Termoeléctricas INDE 87Hidroeléctricas Privada 59 Termoeléctricas Privada 1,335Autoproductores/Aislados 99 TOTAL 3,830
Fuente: IDC, 2000
Nueva Ley de Electricidad 1996• Requiere que INDE separe actividades
comerciales• Crea la CNEE (’97), AMM (’98)• Sector privado puede participar en todos los
aspectos del sector– Generación– Distribución– Comercializadores– Grandes Usuarios
El Mercado Mayorista
• Estructura• Regulación• Contratos• Despacho• Efectos en generación y capacidad
Estructura del sector
MUNICIPALES5%
PRIVADAS95%
DISTRIBUCION
RED TRANSMISION-SNI
INDECOMERCIALIZADORES
GENERADORES
USUARIO USUARIO USUARIO USUARIO
GU
Entes regulatorios
• Ministerio Energía y Minas• Comisión Nacional de Energía Eléctrica• Administrador del Mercado Mayorista
Historia - El Mercado• Empieza privatización de
– EEGSA– INDE Distribución (DEORSA-DEOCSA)
• Politíca del estado ampliar participación privada y no hacer inversiones públicas (salvo electrificación)
• Operan dos mercados: término y de oportunidad• Existen plantas completamente mercantes
– Genor, GGG, La Esperanza
Historia – el Mercado• 2001:
– 21 Generadores– 8 Comercializadores– 3 Distribuidores (13
Municipales)– 21 Grandes usuarios
• Inversion en distribución: US$ 620 millones
• Inversión en generación– Hidros: $90 millones, 46
MW– Térmicas $482 millones,
354 MW– Geotérmicas: $67 millones,
24 MWIDC, 2000, AMM, 2002 & IFC, 2000
Capacidad instalada
después de 1996
28%
7%11%
54%
Hidro Geotermia Carbon HFO
Mercado a Término y Mercado de Oportunidad
• Contratos• Existen 20 contratos
previos a la reforma– Take or pay,
indexados a combustible
• Nuevos tipos de contratos
• Distribuidoras tienen que tener potencia contratada
• Spot• Basado en costos
variables (operación)• Todas tecnologías
compiten igualmente• Horario• La última planta
despachada fija el precio
CONTRATOS EXISTENTES
32%
NUEVOS CONTRATOS
68%
Contratos vs. Spot
Fuente: AMM 2001, Rios 2000
Despacho
• Busca la eficiencia del sistema en general• Basado en costos de operación
– Costos variables, energía no suminstrada, pérdidas, generación forzada, o costo de energía del PPA
• Carga del sistema determinado por curva diaria• Lista de mérito o apilamiento, encima de los
PPA’s con despacho forzoso
Curva típica seca
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Powe
r (MW
)
LAGUNA GAS
POSA VERDE
PASABIEN
Gas EGEE
S&S
Tampa
Sidegua
Río Bobos
TOTAL HIDRO EGEE
Genor
LAGOTEX
Las Palmas
Enron
JOCOTE
CALDERAS
CEMENTOS PROGRESO
SECACAO
SAN JOSE
INGENIOS
MAXIMUM DEMAND = 976 MWEXPORT TO EL SALVADOR = 125 MW
Rios, 2000
Capacidad Instalada
Fuente: IDC, 2000 y CEPAL, 2002
391
810 755
10821170 1237
1672
0
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1800
1980 1990 1991 1995 1996 1997 2001
MW
Producción Energía 2002
AMM, 2002
Hidroeléctricas INDE 1,696 Termoeléctricas INDE 29Hidroeléctricas Privada 226 Termoeléctricas Privada 582Cogeneración 762 TOTAL 8,469
38%62%
Publica Privada
13%32%
53%
2%
Hydros Termico Geotermico Cogeneracion
Crecimiento de la Demanda
273
452 495
733877
1017 1075
0
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800
1000
1200
1980 1990 1991 1996 1998 2000 2001
Fuente: IDC, 2000 & CEPAL, 2002
MW
El Futuro Cercano
• Plantas en construcción– Hidro
• Las Vacas (40 MW), 2003• Renace (60 MW), 2004?• El Canada (50 MW), 2004
– Búnquer/Orimulsion• Duke Arizona (315 MW total), primera fase en 2003
Beneficiados con la Tarifa Social
1,128,391
78,889
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1999
Usuarios más de 300Kwh-mes
Usuarios de 300Kwh-mes o menos
Fuente: MEM, BID 2002
Conclusiones
• Parque de crecimiento rápido• Gran cambio en últimos 10 años• Mezcla de contratos a largo plazo, contratos
a corto plazo y mercado spot• Crecimiento de capacidad instalada: la
energía renovable no está compitiendo
Pregunta
• ¿Puede Mbase ayudar a identificar una líneabase para el sector eléctrico en Guatemala?