Expectativas del Precio de Energía Eléctrica para los Grandes Usuarios Presentado en la Reunión de Cambio de Junta Directiva de Grandes Usuarios

22 de Agosto 2012

Contenido 1

Indicadores del Sector Eléctrico de Guatemala

2

Cambios en la Oferta Importantes: Licitaciones tanto de Generación como de Transporte

3

Tendencias de los Costos Mayoristas Estimados en el Plan de Expansión de Generación

1

¿De qué Depende la Expectativa de los Precios en el Mercado Eléctrico?

•En cualquier mercado, la formación de precios depende del nivel de OFERTA y DEMANDA que hay. •La OFERTA en Guatemala del mercado eléctrico esta constituida por:

Generación

Transporte

Distribución

Comercialización

Factores Condicionante del Precio Factores Exógenos (precio de Combustibles, consumo específico, demanda, hidraulicidad, disponibilidad

Comportamiento de los Participantes del Mercado

Derivados de la estructura de la producción y generación

Evolución del entorno regulatorio (pagos por capacidad, tipo de mercado – obligatorio, físico, spot- otros)

Estos Factores Determinarán la Expectativa de Precio de Energía Eléctrica

1 Indicadores del Sector Eléctrico de Guatemala Los indicadores del sector eléctrico nos permiten tener un panorama de la situación actual de las variables del Sistema Nacional Interconectado -SNI-, entre las cuales se encuentran la demanda y oferta de energía eléctrica, índices de electrificación, precios de energía, recursos utilizados para la generación de energía eléctrica, etc.

1

Indicadores del Sector Eléctrico de Guatemala Relación PIB vrs crecimiento del consumo de energía 10.9%

12.0%

10.4% 10.0%

8.0%

6.9%

6.6%

6.3%

6.0%

6.8%

6.5%

6.2%

6.0%

4.9% 4.2%

2.0%

4.36%

3.85%

3.87%

3.61%

6.30% 5.38%

4.99%

4.0%

6.1%

2.96%

2.53%

2.33%

2.7%

3.26%

3.30%

3.15%

0.5%

0.9%

2.78%

0.50%

0.0% 1996

1997

1998

1999

2000

TASA CRECIMIENTO PIB

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

TASA CRECIMIENTO DEMANDA DE ENERGÍA

Existe una relación directa entre el PIB y el consumo de energía a través del tiempo, reflejándose en los cambios que existen en las tasas de crecimiento de cada una de dichas variables.

1

Indicadores del Sector Eléctrico de Guatemala

8000

8,146.5

GWh

Consumo Interno

8.161.0

GWh

Exportaciones

193.4

GWh

Importaciones

525.6

GWh

Precio Promedio SPOT

132.91

US$/MWh

GWh Consumido

Generación Local

64.91

6000 5000 4000 3000 2000 1000

1,491.16 MW

Factor de Carga

7000

0 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Demanda Máxima

Evolución del Consumo de Energía

9000

Indicadores del SNI del año 2011

%

Año

Histórico del precio SPOT de la energía 160

EXPORTACIONES

IMPORTACIONES

140 120 100 80 60 40 20

Precio Spot

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

0 2002

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

Precio (US$/MWh)

900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 1999

GWH

Exportación e Importación de Energía Eléctrica

2 Resultados de las Licitaciones recientes en el Subsector de energía eléctrica.

2

Introducción de la Planificación en el Sector Eléctrico. Año 2008 Plan de Expansión Indicativo del Sistema de Generación 2008-2022

Objetivos del Plan: • Cumplir la Política Energética aprobada por el MEM en 2007 • Diversificar la composición de la matriz energética, priorizando el desarrollo de los recursos renovables • Promover las inversiones en generación eficiente • Reducir los costos del suministro de energía eléctrica • Minimizar el impacto en el medio ambiente de las emisiones de CO2 • Impulsar la integración energética regional • Conformar una base de datos para la elaboración del Plan de Expansión del Sistema de Transporte. Evolución de la Matriz Energética 2007-2012 100%

Diesel

90%

Importación

80%

Bunker

70% 60% 50% 40%

57% 50%

59%

60%

65%

52%

Carbón Bíomasa

30%

Hidroelectricidad

20%

Geotérmia

10% 0% 2007

2008

2009

2010

2011

Proyección 2012

Recursos Renovables

2

Resultados de las Licitaciones recientes en el Subsector de energía eléctrica. Año 2008

Licitación Abierta para la Contratación de una Planta de Carbón de 200MW. Año 2007 La CNEE mediante resolución CNEE-1262007 aprobó las Bases de Licitación para adicionar nueva generación tal y como lo establece las reformas a los reglamentos. Objeto de la licitación Contratación por 15 años de una central térmica que operara a base de carbón mineral, que inicie operación comercial en el año 2012

2

Resultados de las Licitaciones recientes en el Subsector de energía eléctrica. Año 2009

Licitación Abierta PET-1-2009 La CNEE efectuó en marzo del año 2009, el lanzamiento del proceso de Licitación Abierta PET-1-2009 que permitió obtener el menor valor de Canon Anual por la prestación del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica –STEE- por el diseño, construcción, constitución de servidumbres, supervisión, operación y mantenimiento de las obras de transmisión del Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica 2008-2018. Subestación el Rancho 230/69kV

Subestación El Estor 230/69kV

2

Resultados de las Licitaciones recientes en el Subsector de energía eléctrica. Año 2012

Resultados de la Licitación Abierta PEG-1-2010 Adjudicación Proyectos que Respaldan Potencia.

1 2 3 4 5 6 7 8

Recurso

Potencia Garantizada MW

Precio de la Potencia USD/kW-mes

Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro

75 6.57 8 24 10 60 8.36 4.99

7.9 45.02 40.07 8.9 8.9 8.9 13.31 8

Total

Recursos 1 2 3 4 5 6 7 8

Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro

Total

Precio de la Energía USD/ MWh Año 2012 82.7 22.87 23.36 90.69 92.17 102.24 97.19 101.24

Proyecto Nuevo o Existente Existente Nuevo Nuevo Nuevo Nuevo Nuevo Nuevo Nuevo

196.92 Proyectos de Generación Distribuida Renovable Precio de la Energía Potencia a Instalar Generada MW USD/MWh Año 2012 1.5 116.65 2 100.93 2.98 120.13 1.6 12.72 0.84 123.49 0.98 121.12 2.4 124.83 4 120.71

16.3

Proyecto Nuevo o Existente Nuevo Nuevo Nuevo Nuevo Nuevo Nuevo Nuevo Nuevo

La potencia adjudicada total es de 213.22MW de Hidroeléctricas

3 Tendencias de los Costos Mayoristas Estimados en el Plan de Expansión de Generación

3

Tendencias de los Costos Mayoristas Estimados en el Plan de Expansión de Generación

En el mes 2012, el Energía y aprobó la de:

de enero de Ministerio de Minas (MEM) actualización

• El Plan de Expansión del Sistema de Generación para el período 20122026 • El Plan de Expansión del Sistema de Transporte para le período 20122021

3

Tendencias de los Costos Mayoristas Estimados en el Plan de Expansión de Generación

Resultados Técnicos Para cada uno de los escenarios de expansión del sistema de generación se obtuvieron los siguientes resultados y proyecciones: Potencia Nueva

Potencia Disponible

Despacho Hidro-Térmico

Inserción del Plan

Matriz Energética (%)

Emisiones de CO2

3

Tendencias de los Costos Mayoristas Estimados en el Plan de Expansión de Generación

Resultados Técnicos Para cada uno de los escenarios de expansión del sistema de generación se obtuvieron los siguientes resultados y proyecciones: Potencia Nueva

Potencia Disponible

Despacho Hidro-Térmico

Inserción del Plan

Matriz Energética (%)

Emisiones de CO2

3

Tendencias de los Costos Mayoristas Estimados en el Plan de Expansión de Generación

Potencia Nueva Óptima a Instalar (Escenario 4 – Todos los Recursos) 17.8% Hidro Biomasa-Carbón

16.3%

Carbón

65.9%

Gas Natural Geotermia

1,685 MW

Como resultado del escenario 4, es necesario la instalación de 1,110 MW de centrales hidroeléctricas (Incluyendo Palo Viejo), 300 MW de Geotérmicas y se incluye los 275 MW de Jaguar.

GWh

3

1,800

1,600

1,400

1,200

1,000

800

600

400

200

0

Inteconexión

Geotermica

Carbón

Consumo Local

Carbón (2) BIomasa (2)

Tendencias de los Costos Mayoristas Estimados en el Plan de Expansión de Generación

Búnker

Gas Natural

Despacho Hidro-Térmico (Escenario 4 – Todos los Recursos)

Hidro

Biomasa (1)

1

Carbón (1)

01/2012 04/2012 07/2012 10/2012 01/2013 04/2013 07/2013 10/2013 01/2014 04/2014 07/2014 10/2014 01/2015 04/2015 07/2015 10/2015 01/2016 04/2016 07/2016 10/2016 01/2017 04/2017 07/2017 10/2017 01/2018 04/2018 07/2018 10/2018 01/2019 04/2019 07/2019 10/2019 01/2020 04/2020 07/2020 10/2020 01/2021 04/2021 07/2021 10/2021 01/2022 04/2022 07/2022 10/2022 01/2023 04/2023 07/2023 10/2023 01/2024 04/2024 07/2024 10/2024 01/2025 04/2025 07/2025 10/2025 01/2026 04/2026 07/2026 10/2026

3

Tendencias de los Costos Mayoristas Estimados en el Plan de Expansión de Generación

Evolución de la Matriz Energética 20000

18000

16000

14000

Introducción de la Geotermia

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

GWh anual

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0 2012

2013

Interconexión

2014 Búnker

2015

2016 Gas Natural

2017

2018 Carbón

2019

2020

Carbón (2)

2021

2022

Geotermia

2023

2024

Biomasa

2025 Hidro

2026

3

Tendencias de los Costos Mayoristas Estimados en el Plan de Expansión de Generación

Resultados Económicos Para cada uno de los escenarios de expansión del sistema de generación se obtuvieron los siguientes resultados y proyecciones económicos, de las centrales nuevas: Inversión Anual

Costo de KW anual

Costo Marginal

Costo Monómico

3

Tendencias de los Costos Mayoristas Estimados en el Plan de Expansión de Generación

Costo anual de Inversión (Escenario 4 – Todos los Recursos) 1000

800

Millones US$

600

400

200

0 2012 Hidroeléctrica

2013

2014

2015

Térmica (Gas Natural)

2016

2017

2018

Térmica (Geotérmica)

2019

2020

2021

Térmica (Búnker)

2022

2023

2024

Térmica (Biomasa-Carbón)

2025

2026

Térmica (Jaguar)

3

US$/MWh 200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0 06/2012 12/2012 06/2013

06/2014 12/2014 06/2015 Costo Marginal

12/2015 06/2016 12/2016 06/2017 11/2017 05/2018 11/2018 05/2019 11/2019 05/2020

Tendencia Costo Marginal

11/2020 05/2021 11/2021 05/2022 11/2022 05/2023 10/2023 04/2024 10/2024 04/2025 10/2025 04/2026 10/2026

Tendencia del Costo Marginal (Escenario 4 – Todos los Recursos)

12/2013

Tendencias de los Costos Mayoristas Estimados en el Plan de Expansión de Generación

01/2012

3

Tendencias de los Costos Mayoristas Estimados en el Plan de Expansión de Generación

44

0.20

40

0.18

36

0.16

32

0.14

28

0.12

24

0.10

20

0.08

16

0.06

12

0.04

8

0.02

4

0.00

01/2012 05/2012 09/2012 01/2013 05/2013 09/2013 01/2014 05/2014 09/2014 01/2015 05/2015 09/2015 01/2016 05/2016 09/2016 01/2017 05/2017 09/2017 01/2018 05/2018 09/2018 01/2019 05/2019 09/2019 01/2020 05/2020 09/2020 01/2021 05/2021 09/2021 01/2022 05/2022 09/2022 01/2023 05/2023 09/2023 01/2024 05/2024 09/2024 01/2025 05/2025 09/2025 01/2026 05/2026 09/2026

0.22

Costo Promedio Mensual de Operación

Costo Promedio Mensual de Potencia Instalada

Tendencia de Monómico (US$/KWh)

Costo de la Potencia (US$/KW-mes) (US$/KW

US$/KWh

Tendencia del Costo Monómico de Energía (Escenario 4 – Todos los Recursos)

3

Tendencias de los Costos Mayoristas Estimados en el Plan de Expansión de Generación

Tendencia del Costo Marginal 200 180 160

INCORPORACIÓN JAGUAR

140

100 80 60 40 20

Biomasa-Carbón

Gas Natural

Sin Geotérmicas

Exportaciones

Eficiencia Energética

Tendencias y Demanda Alta

Todos los Recursos

10/2026

04/2026

10/2025

04/2025

10/2024

04/2024

10/2023

05/2023

11/2022

05/2022

11/2021

05/2021

11/2020

05/2020

11/2019

05/2019

11/2018

05/2018

11/2017

06/2017

12/2016

06/2016

12/2015

06/2015

12/2014

06/2014

12/2013

06/2013

12/2012

06/2012

0 01/2012

US$/MWh

120

3

Tendencias de los Costos Mayoristas Estimados en el Plan de Expansión de Generación

Tendencia del Costo Monómico de Energía 0.22 0.20 0.18 0.16

0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02

Biomasa-Carbón

Gas Natural

Sin Geotérmicas

Exportaciones

Eficiencia Energética

Tendencias y Demanda Alta

Todos los Recursos

10/2026

04/2026

10/2025

04/2025

10/2024

04/2024

10/2023

05/2023

11/2022

05/2022

11/2021

05/2021

11/2020

05/2020

11/2019

05/2019

11/2018

05/2018

11/2017

06/2017

12/2016

06/2016

12/2015

06/2015

12/2014

06/2014

12/2013

06/2013

12/2012

06/2012

0.00 01/2012

US$/KWh

0.14

Resultados Económicos Integrados de los escenarios del Plan de Expansión de Generación No.

Escenario

Costo de Inversión (Millones US$)

1 2 3 4 5 6 7

biomasa-carbón gas natural Sin Geotérmicas Todos los Recursos Exportaciones Eficiencia Energética Tendencias y Demanda Alta

1,554.8 1,722.7 1,881.4 1,868.6 2,109.7 1,655.8 2,329.6

Costo de Operación Promedio (Millones US$) 1,307.6 1,471.2 1,591.1 872.6 1,644.5 859.5 1,707.1

Costo Total (Millones US$)

Promedio Costo Marginal US$/MWh

Promedio del Costo Monómico US$/KWh

2,862.4 3,193.8 3,472.5 2,741.1 3,754.2 2,515.3 4,036.7

85.5 79.6 76.6 77.6 78.2 76.6 93.9

0.1005 0.0975 0.0952 0.0953 0.1023 0.0993 0.0907

Promedio Costo de Potencia Nueva US$/kWmes 28.6 28.3 28.1 32.5 31.9 31.9 30.8

• Para cumplir con el Plan de Expansión de la Generación es necesario realizar inversiones entre un rango aproximado de 1500 a 2400 Millones de USD (2012-2026), lo que supone un costo del pago de inversión que va dentro del rango estimado de 28 a 32 USD/KW-mes.

Resultados Económicos Integrados de los escenarios del Plan de Expansión de Generación • Si se realizan las inversiones consideradas dentro del Plan de Expansión se obtendrían costos marginales promedio anuales dentro del rango de 75 a 95 USD/MWh. • Al momento de realizar las nuevas inversiones el costo monómico promedio de las mismas estaría dentro de un rango de 80 a 120 USD/MWh. • La incorporación de la Planta de Generación Jaguar, tiene el efecto de disminuir el costo marginal. • Para mantener la tendencia hacia la baja del costo marginal promedio es necesario seguir instalado nuevas plantas de generación, de acuerdo a lo planificado. • Todo lo anterior es considerando los precios del año 2012.

Gracias