Desempeño del sector energía en Costa Rica
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Desempeño del sector energía en Costa Rica
Ing. Teófilo de la Torre Presidente Ejecutivo Instituto Costarricense de Electricidad
Mes
a R
edo
nd
a P
riva
da
sob
re S
ecto
r E
ner
gét
ico
en
Co
sta
Ric
a.
Objetivos, Oportunidades y Desafíos
ENE 2014
Evolución histórica del servicio eléctrico de Costa Rica
Año RegistroHistórico Media Alta Baja
2000 6%2001 4%2002 6%2003 6%2004 5%2005 5%2006 6%2007 5%2008 2%2009 -1%2010 3%2011 2%2012 4%2013 1% 1% 1% 1%2014 4% 4% 3%2015 5% 6% 3%2016 5% 6% 3%2017 5% 6% 3%2018 5% 6% 3%
Tasa de crecimiento GENERACION% anual
Proyecciones
-2%
-1%
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
2000 2005 2010 2015
Crecimiento anual de la generación
Media
Alta
Baja
Histórico
Tasa de crecimiento de la demanda de generación eléctrica
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%
100%
1982
1986
1990
1994
1998
2002
2006
2010
Matriz energética
Térm
Eólico y otros
Geot
Hidro
Fuente de generación eléctrica de Costa Rica
78 %ICE + CNFL
16 %Privada
2 %Empresas
municipales
4%Cooperativas
Hidroeléctrico
Geotérmico
Eólico
Térmico
75%
13%
4 %
8 %
Comportamiento de la generación en Costa Rica: 2005-2013
Jan FebMar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec0%
20%
40%
60%
80%
100%Geotérmico (MWh) Eólico (MWh)Hidroeléctrico (MWh) Térmico (MWh)
Uso fuentes renovables promedio 2005 - 2013 : 92 %
Generador
Generación hidroeléctrica
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
GW
h
Promedio
Probabilidad de excedencia 95%
Periodo 1972-1975 Transición
Periodo 1965-1971 Hidrología favorable
Periodo 1976-1995 Hidrología desfavorable
Periodo 1996-2010 Hidrología favorable
Periodo 2011-2012 Hidrología desfavorable
Generación térmica periodo 2013 – 2018(Datos en % de generación por año)
2013 2014 2015 2016 2017 20180.0%
2.0%
4.0%
6.0%
8.0%
10.0%
12.0%11.8%
8.5%
7.2%
5.1%
0.8%1.3%
Comparación principales factores de la región
Generación renovable de la región en el año 2012
0102030405060708090
100
1985 1990 1995 2000 2005 2010
%co
bert
ura
Cobertura eléctrica Centro América
Costa Rica
El Salvador
Guatemala
Honduras
Nicaragua
Panamá
Grado de electrificación en la región
0
5
10
15
20
25
30
35
1985 1990 1995 2000 2005 2010
% d
e pé
rdid
as
Pérdidas eléctricas
Costa Rica
El Salvador
Guatemala
Honduras
Nicaragua
Panamá
Istmo
Pérdidas eléctricas en la región
Evolución Histórica de Precios de Electricidad en Costa Rica
14
Evolución del precio al 2014 (precios corrientes).
13.7 20.7 24.3 25.026.6
30.434.2
37.8 39.4
48.0
67.8 68.2 69.0 67.7
83.2
19.6 23.4 24.3 26.331.1
35.4 40.4
52.256.5
68.6
85.290.8 90.3 91.6
107.1
9.70 11.0 13.9 14.6
24.327.5
32.236.4
41.845.8
55.1
75.280.1
83.7
90.7
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
Colo
nes
/kW
h
ICE: Precio promedio por kWh por sector de consumo .Precios Corrientes 1995 - 2014
Industrial
Comercial
Residencial
Elaborado por el Proceso Estrategias de Inversión - CENPE-ICE Datos : Tarifas y Mercado Finanzas- BCCRNota: Se asume que se mantiene el mismo precio del 2013 para el 2014
15
Evolución del precio por sector de consumo deflactados con el Índice de Precios al Consumidor al 2014 (IPC).
74.383.1
74.068.2
68.8
62.559.9 59.2
63.3
85.978.9 74.0
88.2 83.2
106.4100.3
92.7
82.6 83.2 83.9 86.9 90.4
108.0108.7
103.3
113.5
107.1
52.659.6
55.1
68.8
66.863.7
69.6 72.6
95.395.9
92.7 91.5 96.1
90.7
15
25
35
45
55
65
75
85
95
105
115
125
Co
lon
es /kW
h
ICE: Precio promedio por kWh por sector de consumo .(Colones constantes - Base : Año 2014)
Industrial Comercial Residencial
Elaborado por el Proceso Estrategias de Inversión - CENPE-ICE Datos : Tarifas y Mercado -Finanzas / BCCR / Deflactados IPC / Año 2014 Proyectado: Se mantiene mismos precios del 2013 y se proyecta un incremento de 6% del IPC según máxima proyección del BCCR.
Nivel de costos de producción promedio año 2012
+
=RENOVABLESICE + Privado 9 245 GWh
7,9 ¢/$
TERMICO 830 GWh 31,9 ¢/$
Producción total
10 076 GWh 9,4 ¢/$
16
Nivel de costos de producción promedio año 2013
+
=RENOVABLESICE + Privado
9 301 GWh 8,4 ¢/$
TERMICO 1196 GWh
28,9 ¢/$
Producción total
10 136 GWh 11.08 ¢/$
17
Nivel de costos promedio de producción proyección año 2016
+
=
RENOVABLEICE +
Privado 11 197 GWh
8.8 ¢/$
TERMICO 589 GWh
35 ¢/$
Producción total
11 786 GWh 9.5 ¢/$
18
Sistema generación del ICE, costos 2013 (ctvs/US$)
COMBUSTIBLES
COGENERADORES
DEPRECIACION
ARRENDAMIENTOS
INTERESES Y COMISIONES
OTROS COSTOS
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0
3.68
1.56
1.37
1.20
1.30
2.00
33.2%
14.0%
12.4%
10.8%
11.7%
18.0%
20
Análisis de tarifas de distribución
21
2010 2011 2012 2013 -
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
18.00
20.00
3.23 3.30 3.45 3.46
13.69 13.48 13.96
18.12
Costo distribución Costo para venta
Costo de distribución y costo medio de venta CNFL (ctvos / U.S. $)
22
2010 2011 2012 2013 -
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
5.63 5.63 5.70 5.74
15.66 15.76 16.30
20.55
Costos distribución Precio promedio de venta
Costo de distribución y costo medio de venta ICE (ctvos / U.S. $)
Inflación anual y aporte de la electricidad a la inflación
10.2510.96
9.69 9.87
13.1314.07
9.43
10.81
13.90
4.05
5.82
4.74 4.553.68
0.541.02
0.31 0.52 0.28 0.360.91
0.43 0.66 0.840.30
-0.90
0.30 0.10
-2.00
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Po
rcen
taje
Inflación anual y aporte de la electricidad a la inflación
Inflación Aporte de la electricidad a la inflación
Elaborado por el Proceso Estrategias de Inversión. UEN CENPE.Fuente: INEC y BCCR.
24
Comportamiento de mercado
25
26
27
Comportamiento solicitudes tarifarias
Comportamiento tarifario sistema de generación
Comportamiento tarifario residencial 200 kwh
Comportamiento tarifario media tensión
Plan de expansión de la generación
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0
5
10
15
20
25
30
35
40
2010 2015 2020 2025 2030 2035
Crud
o U
SD/b
bl
Com
busti
bles
USD
/mill
BTU
Proyección precio sin impuestos
Diesel
Bunker
GNL
Carbón
Crudo
PRECIO PROYECTADO DE LOS COMBUSTIBLES
Base del Plan
1. Construcción de proyectos de generación, transmisión y distribución de los diferentes participantes del SEN.
2. Se impulsan los proyectos bajo ley 7200 y 7508
3. Continuar con los estudios asociados al P.H. El Diquís y Geotermia
4. Proyecto de ley: cambios 7200, 7508 y 8345.
Principios para el desarrollo futuro del sector electricidad
Desarrollo a partir de fuentes renovables disponibles, acorde con política de carbono neutro 2021.
Diversificación de la matriz energética nacional.
Participación de las empresas eléctricas, cooperativas y sector privado
Participación activa en el Mercado Eléctrico Regional (MER)
AñoEnergíaGWh
% crecPotMW
% crec Mes Proyecto FuentePotencia
MWCap
Instalad
2,7232013 7 Tacares Hidro 7 2,730
12 Balsa Inferior Hidro 38 2,7682014 10,789 1,688 7 Cachí Hidro -105 2,663
11 Cachí 2 Hidro 158 2,8212015 11,278 4.5% 1,757 4.1% 1 Chucás Hidro 50 2,871
2 Torito Hidro 50 2,9213 Anonos Hidro 4 2,9243 Río Macho Hidro -120 2,8043 Río Macho 2 Hidro 140 2,9447 Chiripa Eólic 50 2,994
2016 11,786 4.5% 1,827 4.0% 1 Capulín Hidro 49 3,0431 La Joya 2 Hidro 64 3,1071 La Joya Hidro -50 3,0571 Eólico Cap1 Conc 1a Eólic 50 3,1071 Orosí Eólic 50 3,1575 Reventazón Hidro 292 3,44910 Reventazón Minicentral Hidro 14 3,463
2017 12,317 4.5% 1,891 3.5% 1 Eólico Cap1 Conc 1b Eólic 50 3,5131 Eólico Cap1 Conc 2 Eólic 20 3,5331 Hidro Cap1 Conc 1 Hidro 37 3,5701 Hidro Cap1 Conc 2 Hidro 50 3,6206 Moín 1 Térm -20 3,600
2018 12,873 4.5% 1,971 4.2% 1 Hidro Proy D5 Hidro 50 3,6502019 13,451 4.5% 2,051 4.1% 1 Pailas 2 Geot 55 3,705
Capacidad Instalada al: 2012
PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACIONDEMANDA OFERTA
Generación eléctrica de terceros ( no ICE)
Aporte adicional de la generación bajo la Ley 7200 y7508
•Procesos hidroeléctricos nuevos bajo esquema BOT : 149 MW
• Procesos eólicos nuevos bajo esquema BOT : 100 MW
• Concurso Ley 7200 proyectos eólicos : 99 MW
• Concurso Ley 7200 proyectos hidroeléctrico : 37 MW
• Nuevo concurso Ley 7200 : 70 MW
Potencia total : 455 MW
Potencia adicional acumulada 2013-2019
Potencia adicionada MW
2014 2015 2016 2017 2018 20190
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Grupo ICE Distribuidoras Privado
Futuro: década 2020 +
Plan de Expansión con P.H. Diquís en 2025
• Plan de expansión que optimiza el costo al restablecer la cantidad de respaldo térmico que requiere la instalación de fuentes renovables
• Supone la construcción de Diquís
MEDIA2020 Renov 50 MW
2021 Turbina Proy 12022 Turbina Proy 22023 Borinquen 1
Renov 200 MW
2024 Borinquen 2
2025 DiquísDiquís Minicentral
202620272028 Geotérm Proy 1
Geotérm Proy 2
Inv 3 569
Oper 504
Falla 9
Total 4 081
0
10
20
30
40
50
60
70
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
tonC
O2/
GW
h
Emisiones unitarias de CO2
0
100
200
300
400
500
600
700
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
GW
h
Composición generación térmica
GNL
DerPetro
50%55%60%65%70%75%80%85%90%95%
100%
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Matriz de generación
GNL
DerPetro
Renov
Plan de Expansión con GNL en 2025
MEDIA20202021 Turbina Proy 1
Renov 50 MW
2022 Turbina Proy 2Renov 100 MW
2023 Borinquen 1
2024 Borinquen 2
2025 CCGNL 1Turbina Proy 1(-)
Turbina Proy 2(-)
Renov 250 MW
2026 Geotérm 55 MW
2027 Geotérm 55 MW
2028 Geotérm 165 MW
Renov 100 MW
Inv 3 457
Oper 570
Falla 16
Total 4 043
0
10
20
30
40
50
60
70
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
tonC
O2/
GW
h
Emisiones unitarias de CO2
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
GW
h
Composición generación térmica
DerPetro
GNL
50%55%60%65%70%75%80%85%90%95%
100%
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Matriz de generación
DerPetro
GNL
Renov
• Plan de expansión que optimiza el costo al restablecer la cantidad de respaldo térmico que requiere la instalación de fuentes renovables
• Supone la introducción del GNL
Plan de Expansión sin Diquís y sin GNL
MEDIA2020
2021 Turbina Proy 1Renov 50 MW
2022 Turbina Proy 2
2023 Borinquen 1Renov 150 MW
2024 Borinquen 2
2025 Renov 600 MW
2026 Geotérm 55 MW
2027 Geotérm 55 MW
2028 Geotérm 220 MWRenov 50 MW
Inv 3 488Oper 575Falla 15
Total 4 078
0
10
20
30
40
50
60
70
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
tonC
O2/
GW
h
Emisiones unitarias de CO2
• Plan de expansión que optimiza el costo al restablecer la cantidad de respaldo térmico que requiere la instalación de fuentes renovables
• Supone que hay disponibles abundantes recursos renovables a bajo costo
0
100
200
300
400
500
600
700
800
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
GW
h
Composición generación térmica
GNL
DerPetro
50%55%60%65%70%75%80%85%90%95%
100%
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Matriz de generación
GNL
DerPetro
Renov
Acciones para controlar precios
44
REVISAR SIEPAC COMO
CENTRO DE NEGOCIOS
INCREMENTAR
EXPORTACION
RENEGOCIAR DEUDA
ANALIZAR FIGURA
FUERA DE BALANCE
MEJORAR EFICIENCIA
DEL ICE
ACELERAR GEOTERMIA
OPTIMIZAR MATRIZ
ENERGETICA
CONTROL DE COSTOS
PROYECTOS FUTUROS
MECANISMOS DE
COBERTURA RIESGO
HIDROLOGICO
ICE: Mecanismos control/reducción de tarifas eléctricas
Muchas Gracias