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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