Celsia Centroamérica Noviembre de 2015 www.celsia.com Celsia dio su primer paso de expansión internacional con la adquisición de los activos en Centroamérica de GDF Suez Segundo generador por capacidad instalada en este país después de AES. Activos de la mayor relevancia estratégica para este país. 4 3 2 1 Costa Rica Panamá 1 Complejo Hidroeléctrico Dos Mares, DMA. 2 Bahía Las Minas en Panamá, BLM. 3 Cativá, IDB. 4 Planta Eólica de Guanacaste en Costa Rica, PEG. Capacidad instalada 535 MW Número de centrales 7 centrales Ventas de energía 2013 1.942 GWh-a Mix de generación (capacidad) Hidro: 22% Carbón: 23% Bunker: 16% Eólico: 9% Diésel: 30% Que significa los activos de Centroamerica para Celsia? 6% CAGR de la demanda de energía en Panamá 20102014 + 20% ebitda proforma 2015 + 30% capacidad instalada para alcanzar 2.387 MW (+535 MW) + 32% energía media esperada para alcanzar ~8.100 GWh-a (+ ~2.000 GWh-a) + 47% capacidad de generación térmica para alcanzar 1.144 MW (+367 MW) + 12% capacidad de generación hídrica para alcanzar 1.193 MW (+118 MW) + 50 MW generación de energía eólica. Introducimos una nueva tecnología a nuestro portafolio, de generación renovable, con la adquisición Planta Eólica Guanacaste en Costa Rica. Dos marcos regulatorios distintos San José Ciudad de Panamá Costa Rica El mercado no está liberalizado (monopolio del ICE) Para los activos considerados, existe un marco muy estricto de concesión o Precio fijo indexado o Se vende toda la generación o Los activos deben ser transferidos al ICE al final de la concesión Panamá Mercado de reconocimiento de costos variables y despacho centralizado de generación Mercado competitivo para expansión en generación Límite del 25% para solicitud de nuevas concesiones de generación Descripción del mercado eléctrico en Panamá GENERACIÓN TRANSMISIÓN Competencia en las ofertas de largo plazo Precios libremente acordados con grandes clientes Monopolio de servicio - ETESA Tarifas reguladas aprobadas por la ASEP PRINCIPALES INSTITUCIONES Política energética Servicio de transmisión Planeamiento de la expansión CND - operación del sistema DISTRIBUCIÓN CLIENTES Monopolio de servicio Ingreso regulado 3 distribuidores: Edemet, Edechi (Gas Natural), Ensa (EPM) Mercado regulado Mercado libre (>100 kW) Regulación, control y vigilancia Regulación ambiental Emisor de concesiones por uso del agua Descripción del mercado eléctrico en Panamá Mercado ocasional Ingresos de un generador Mercado de contratos Servicios auxiliares Transferencias a corto plazo entre agentes del mercado Despacho horario de energía por costos variables Mercado de cobertura de largo plazo en potencia y energía para generadores, distribuidores y grandes clientes Función: estabilizar precios y promover inversiones Reserva rodante de corto plazo Servicio de Arranque y Parada Regulación secundaria de frecuencia Reserva de potencia de largo plazo CONTRATOS De solo energía, de solo potencia o de ambas Vía licitación o acuerdo bilateral Corto (<5 años) o largo plazo (5-15 años) Distribuidoras obligadas por ley a garantizar abastecimiento: o 100% con 2 años de antelación o 90% - 4 años de antelación o 80% - 6 años de antelación o Decreciente hasta 40% - 14 años ETESA gestiona compras con distintas condiciones según necesidades identificadas por distribuidoras El Sector Eléctrico en Panamá Otras; 5% Carbón; 4% Capacidad instalada (dic 2014) 2.778 MW Demanda máxima nacional (jul 2 2015) 1.612 MW Diesel; 20% Hidráulica; 54% Bunker; 17% Fuente: ETESA Demanda anual (est. 2015) 9,242 GWh Evolución de la Capacidad Instalada por Tecnología • • En los últimos años el mercado de Panamá a mostrado un crecimiento más acelerado en su parque de generación Se han incorporado diferentes tecnologías a la matriz energética de Panamá, con la adjudicación de la pasada licitación, las termoeléctricas a Diesel han ganado participación. Fuente: ETESA Generación histórica en Panamá por Tecnología La generación hidroeléctrica en los últimos años ha tenido mayor participación en la generación total, para el 2014 entran nuevas tecnologías como la eólica y solar. Fuente: ETESA Evolución histórica del Mercado CMS: Costo Marginal del Sistema Evolución histórica del Mercado Porcentaje de Capacidad Instalada por empresa 4,61% 0,08% 1,81% AES 23,62% 13,75% FORTUNA CELSIA ACP 10,06% 18,93% PANAM OTRAS HIDROS 7,74% OTRAS TÉRMICAS 16,17% PEDREGAL EOLICA SOLAR 3,22% Comportamiento Hidrológico Evolución de los precios de combustibles Impacto en los precios de los combustibles asociado a la volatilidad en los precios internacionales del WTI. Fuente: ETESA. Son precios promedios del sistema puestos en planta. Contratación actual BLM - CARBON Potencia: 108 MW a 28.3 U$/kWh-mes Energía asociada: 690 GWh/año a 50 U$/MWh (Carbón @60 U$/ton) Hasta dic 2023 CATIVA Potencia: 60 MW a 10.71 U$/kWh-mes Hasta dic 2015 + nov 2016 Energía: 410 GWh/año a 96 U$/MWh (Bunker @50 U$/bl) Hasta dic 2016 BLM - CICLO COMBINADO Potencia: 70 MW a 9.49 U$/kWh-mes Hasta dic 2016 DOS MARES Potencia: 100 MW a 24.5 U$/kWh-mes (indexado) Energía: 600 GWh/año a 62 U$/MWh (indexado) Hasta dic 2022 Estrategia de contratación - Perspectivas Hidráulicas Térmicas BLM Ciclo Combinado – Cativa Dos Mares Mientras se definen las licitaciones de potencia y energía para las plantas existentes, realizar venta de respaldo de potencia a otros generadores para cubrir mantenimientos o retrasos de entrada en operación comercial. Se cuenta con un contrato de compra a UEP (Unión Eólica) hasta dic de 2023, por la generación en verano (dic – abr), hasta 28 MWh. Precio fijo de 125 U$/MWh LPI 01-15 LPI 02-15 Tipo de Licitación Contratación a Largo Plazo del Suministro de Potencia Firme y Energía exclusivo para Centrales de Generación Termoeléctricas. Fecha de licitación 31 de agosto de 2015 90 días después de la LPI 01-15 Periodo de suministro (2018-2028) 10 años (2020-2035) 15 años Volumen de Potencia Firme Solicitada 350 MW 350 MW Monto de la Fianza de Propuesta USD 25,000.00/MW USD 10,000.00/MW Fecha de inicio de suministro 30 meses luego de la firma del contrato 50 meses luego de la firma del contrato Licitación de corto plazo El 4 Junio de 2015 la Secretaría Nacional de Energía recomienda a ETESA adoptar medidas para la contratación de energía y/o potencia a corto plazo. Por el momento ETESA no ha publicado el Pliego de Cargos. Resultados Licitación Etesa 01-2015 Combustible Capacidad Precio Potencia Precio Energía (MW) (U$/kW-mes) (U$/MWh) Gas Natural 350 38.8 26.8 Propano 321 16.0 63.6 Carbón 70 30.3 45.7 Carbón 58 27.0 55.0 Gas Metano Gas Natural 5.4 50 20.0 15.0 80.0 90.0 Se adjudica un contrato de 350 MW de Potencia y su energía asociada, por un periodo de 10 años 2018-2028, a la empresa Gas Natural Atlántico (sociedad entre AES y el grupo Motta) Aunque bajo la reglamentación vigente AES no estaría sobrepasando los limites de concentración de generación, se deben realizar gestiones ante el gobierno para establecer barreras para restringir su participación en la licitación 02-2015 y para promover que la terminar de regasificación se un activo de libre acceso con tarifa regulada. Perspectivas del Mercado Con la entrada de una terminal de importación de Gas Natural al mercado panameño, se esperaría una expansión/reconversión de plantas de generación a gas. A futuro se esperaría que la generación a gas fije el costo marginal del sistema, desplazando gradualmente la generaciones de combustibles líquidos (bunker y diésel). La expansión a carbón, podría ser aun competitiva, optimizando sus costos de inversión, dado su menor costo variable de operación (aprox. 40 U$/MWh vs. 60 U$/MWh del gas natural). 2036 2035 2034 2033 2032 2031 2030 2029 2028 2027 2026 2025 2024 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 140 130 120 110 100 90 80 70 60 2015 USD/MWh Costo marginal del sistema Proyecciones del CMS, con plan de expansión existente + entrada de 350 MW de Gas en 2018 y 150 MW en 2020 (a 60 U$/MWh @ HH 3 U$/MBTU) + 200 MW de carbón en 2020 + expansión futura mixta gas y carbón. Gracias www.celsia.com
© Copyright 2024