Sector Privado en el Sistema Eléctrico Nacional

Transcripción

1 Sector Privado en el Sistema Eléctrico Nacional 22 de febrero de 2005

2 AGENDA ANTECEDENTES PROYECTOS PRIVADOS DE GENERACIÓN PERSPECTIVAS CONCLUSIONES 2

3 Antecedentes En la década de los noventa la demanda eléctrica presentaba altos niveles de crecimiento (más de 6%), trayendo consigo altas necesidades de inversión al Sector. Las empresas estatales (CFE y LFC) encargadas de la generación, transmisión, distribución y venta de energía eléctrica, no podían financiar por sí mismas el crecimiento. En diciembre de 1992 se reformó la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), para permitir la participación privada en la generación del Sector Eléctrico Nacional (SEN). 3

4 Antecedentes A partir del cambio en la Ley, la generación privada se desarrolló en los siguientes esquemas: PRODUCTORES EXTERNOS DE ENERGÍA AUTOABASTECIMIENTO COGENERACIÓN PEQUEÑOS PRODUCTORES EXPORTACIÓN E IMPORTACIÓN 4

5 AGENDA ANTECEDENTES PROYECTOS PRIVADOS DE GENERACIÓN Autoabastecimiento y Cogeneración Productores Externos de Energía Principales avances PERSPECTIVAS CONCLUSIONES 5

6 Quién produce la electricidad en México? El esquema actual de generación se distribuye de la siguiente manera: COGENERACIÓN 2.74% AUTOABASTECIMIENTO 6.87% OTROS 3.48% PEE (IPP) 15.21% LyFC 1.59% CFE 70.10% Fuentes: CFE, LyFC, CRE. 6

7 Permisos otorgados de Generación Actualmente el sector privado ha comprometido casi 14 mil millones de dólares en proyectos de generación, bajo los diversos esquemas: Autoabastecimiento Cogeneración Exportación Importación PEE En construcción En operación Inactivos En construcción Inversión (millones de dólares) 4,412 1,302 1, , Fuente : CRE, Enero Permisos otorgados por año

8 AGENDA ANTECEDENTES PROYECTOS PRIVADOS DE GENERACIÓN Autoabastecimiento y Cogeneración Productores Externos de Energía Principales avances PERSPECTIVAS CONCLUSIONES 8

9 Autoabastecimiento y Cogeneración Cuáles son las principales ventajas de la Cogeneración y Autoabastecimiento? 1. Reducen costos de producción de aquellas empresas elegibles (industriales) para el desarrollo de esquemas de cogeneración haciéndolas más competitivas tanto nacional como internacionalmente. 2. La generación interna de energía eleva sustancialmente la calidad y continuidad en el suministro de energía. 3. Complementan al sector eléctrico (SEN) para garantizar la oferta de energía. 4. La gran mayoría de las cogeneraciones actuales y las que se desarrollen en el futuro estarán conectadas en media tensión, por lo que representarán un soporte de voltaje para los alimentadores de distribución de CFE y LFC. 5. Representan un uso más racional de un recurso natural no renovable, como son los hidrocarburos 9

10 Autoabastecimiento y Cogeneración Cuáles son las principales barreras para el desarrollo del Autoabastecimiento y la Cogeneración? 1. Límites para la entrega de excedentes, tanto capacidad como energía (únicamente Cogeneración). 2. Excedentes sujetos a despacho (Únicamente en Cogeneración) 3. Pago de excedentes a precios poco atractivos. 4. No reconocimiento de capacidad y por lo tanto falta de pago. 5. Excesivos tramites que encarecen el desarrollo de los proyectos. 6. Impedimentos para el porteo de energía utilizando las líneas de transmisión. 10

11 AGENDA ANTECEDENTES PROYECTOS PRIVADOS DE GENERACIÓN Autoabastecimiento y Cogeneración Productores Externos de Energía Principales avances PERSPECTIVAS CONCLUSIONES 11

12 Productores Externos de Energía (PEE) La Comisión Federal de Electricidad (CFE) con el presupuesto asignado no podía cubrir sus proyectos de infraestructura, consecuentemente: Desde 1996 la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) consideró en los Proyectos de Impacto Diferido en el Gasto (PIDIREGAS) las inversiones en proyectos productivos de largo plazo que son prioritarios para México desarrollados por CFE y PEMEX. Los PIDIREGAS que comprenden a los PEE son proyectos de inversión donde el gobierno federal solamente se compromete a comprar la producción de bienes o servicios que generen los inversionistas privados y no todo el proyecto. Cada proyecto PIDIREGAS es aprobado por el Congreso antes de cada Licitación Internacional de CFE. 12

13 PEE: participación de mercado Actualmente el mercado de los PEE está distribuido de la siguiente manera: Chubu Electric Power 1.27% Transalta 4.20% Calpine 2.08% Mitsui 1.27% AES 4.25% EDF 17.49% Iberdrola 36.85% Unión Fenosa 13.11% Kyushu Electric Power 2.61% Mitsubishi 8.22% Intergen 5.36% AEP 2.18% Tokyo Gas 1.11% 13

14 PEE: costos El esquema de PEE ha permitido ofrecer un precio de 3.11 centavos de dólar por KWh generado, contra un precio de aproximado de 7.4 centavos de dólar por KWh generado por el resto del sistema. Empresa Proyecto Precio (c/kwh) AES Mérida III Proveedor de tecnología Siemens- West EDF Río Bravo II Siemens- West Unión Fenosa Hermosillo Alstom Intergen General Tokyo Gas Bajío Electric AEP EDF Saltillo Mitsubishi Kyushu Electric Power Siemens- West Tuxpán II Mitsubishi Iberdrola Monterrey III Alstom EDF Mitsubishi Altamira II Mitsubishi Transalta Campeche Mitsubishi Intergen Rosarito 10 y 11 (IV) General Electric Empresa Proyecto Precio (c/kwh) Unión Fenosa Naco-Nogales Siemens- West. Unión Fenosa Tuxpán III y IV Mitsubishi Iberdrola Altamira III y IV General Electric Transalta Chihuahua III Alstom EDF Río Bravo III EDF Río Bravo IV Iberdrola La Laguna II Proveedor de tecnología Siemens- West Siemens- West Siemens- West Iberdrola Altamira V Mitsui Chubu Electric Power Valladolid III Calpine Calpine Mitsubishi Kyushu Electric Power Tuxpan V Mitsubishi Iberdrola Tamazunchale I Fuente: Información oficial por licitación. 14

15 PEE: riesgos La realidad, más allá del mito, es que los PEE enfrentan diversos riesgos inherentes a las características de los proyectos: 1. Riesgos de Mercado. Evolución de la demanda eléctrica. Evolución de la diversificación energética. Evolución de los precios de la energía (kwh, combustibles, etc.) 2. Riesgo de Garantías limitadas. Garantías limitadas en materia de riesgos para hacerlos más viables para financiamientos. 3. Riesgo de financiamientos altamente sensibles a las conyuntutas políticas y económicas del país. 4. Riesgo gas (para proyectos de 2000 a 2003). 15

16 PEE: riesgos 5. Riesgo de Construcción, Operación y Mantenimiento. El PEE es el único responsable de obtener todo el financiamiento de deuda y capital necesario para la construcción, terminación, operación y mantenimiento de las instalaciones. 6. Riesgo de discrecionalidad que conlleva la existencia de un comprador único. 7. Riesgo por la deficiente infraestructura gasera y de suministro de agua. 8. Riesgo por el Marco Regulatorio deficiente. Ej: publicación del capítulo 3 de las Ventas de Primera Mano que provoca un retraso en los financiamientos y provoca riesgos inútiles. Ej: publicación de las reglas de Capitalización Delgada 9. Riesgos debido al Marco Legal incierto Rige estos proyectos y provoca inseguridad que encarece los financiamientos (particularmente en materia de transporte y suministro de gas). 16

17 PEE: estrategias de inversión IBERDROLA ÉLECTRICITÉ DE FRANCE UNIÓN FENOSA TRANSALTA Participación de mercado 36.85% 17.49% 13.11% 4.2% Negocios en México PEE, Autoabastecimiento, Cogeneración, Construcción de líneas de Transmisión y Subestaciones PEE, Autoabastecimiento PEE, Construcción de líneas de Transmisión y Subestaciones, Telecomunicacione s y Consultoría PEE, Exportación Estrategia en México México está dentro de su plan estratégico de acción, con continuidad y permanencia. Consolidar sus activos y operaciones existentes Fortalecimiento de la inversión en México en Gas, Electricidad, Consultoria y Telecomunicaciones Participar en las futuras licitaciones de México Previsión de Inversión en México Seguirá invirtiendo: llegar a USD 5,000 millones para el Invertirá en Energías Renovables: ha invertido USD 1,300 millones Seguirá invirtiendo: ha invertido USD 1,303 millones Seguirá invirtiendo: ha invertido USD400 millones 17

18 PEE: estrategias de inversión En el mercado de los PEE las empresas europeas tienen la mayor participación de mercado y seguirán invirtiendo. Sin embargo, se prevé un incremento en la participación de empresas japonesas (Mitsubishi, Mitsui, Kyushu Electric Power, Tokyo Gas & Co., Itochu, etc.) La estrategia de inversión de las japonesas podría enfocarse en la adquisición de proyectos ya existentes, diversificación de negocio, así como en el desarrollo de nuevos proyectos (plantas de tratamiento de agua y metalurgia) Los modelos de negocio se enfocarán a crear una ventaja competitva en el mercado, reinvirtiendo sus ingresos en nuevos proyectos del Sector. 18

19 AGENDA ANTECEDENTES PROYECTOS PRIVADOS DE GENERACIÓN Autoabastecimiento y Cogeneración Productores Externos de Energía Principales avances PERSPECTIVAS CONCLUSIONES 19

20 Principales avances realizados por los PEE Seguridad del suministro de electricidad, utilizando inversiones privadas para complementar las públicas a través de los PEE. Disminución de los riesgos en materia de abasto y seguridad: aumento del margen de reserva (de 17% en 1998 a 40% en 2005, aproximadamente). Incursión en la transparencia en la metodología del despacho en el SEN. Búsqueda de esquemas que permitan obtener en el futuro precios de energéticos más competitivos y de mayor calidad, como el caso de las plantas de Gas Natural Licuado (GNL). 20

21 Principales avances realizados por los PEE Más conciencia sobre los grandes problemas en la agenda del sector eléctrico, que no necesariamente pueden o deben ser resueltos a través de una reforma constitucional. No obstante, y a pesar que los PEE aportan 15.21% de la producción de electricidad al SEN, sus contribuciones no se han visto reflejadas en los precios finales al consumidor. 21

22 AGENDA ANTECEDENTES PROYECTOS PRIVADOS DE GENERACIÓN PERSPECTIVAS CONCLUSIONES 22

23 Crecimiento del consumo eléctrico En la próxima década, el crecimiento en el consumo de electricidad será de 5.2% en promedio anual, a un ritmo mayor que la economía: 4.3% en promedio anual. Tasa de crecimiento promedio anual: PIB Global (%) Bajo Medio Alto ,2 4,7 5, ,8 4,3 5,2 Consumo de Energía Eléctrica (%) Bajo Medio Alto ,6 5,6 6, ,2 5,2 5,9 Fuente: Prospectiva del Sector Eléctrico , SENER. 23

24 Requerimientos de Inversión Para satisfacer la demanda, se requerirán aproximadamente 54,507 millones de dólares de inversión para la próxima década ( ). Generación: 38.49% (21,529 MW adicionales) Transmisión: 21.19% Distribución: 23.90% Mantenimiento: 14.27% Otros: 2.15% El 34.34% de la inversión requerida será privada. Está por definirse el esquema de financiamiento (privado o público) del 15% de la inversión requerida. 24

25 Tecnologías para la generación Proyecciones Junio 2005: 47,550 MW (1) Ciclo convencional de Vapor Dual 4% Carbón 5% Ciclo Combinado 28% Diciembre 2014: 64,210 MW (3) 30% Geotérmico y Eólico 2% Nuclear 3% Hidroeléctrico 22% Gas 6% Combuistión Interna 0% Ciclo Convencional de Vapor 12% Geotérmico y Eólico 3% Nuclear 2% Dual 3% Hidroeléctrico 20% Carbón 5% Indefinida (2) 10% Gas 5% Combuistión Interna 0% Ciclo Combinado 40% Fuente: CFE 25

26 Autoabastecimiento y Cogeneración Según la Comisión Nacional de Ahorro de Energía (CONAE), en México existe un potencial promedio de Cogeneración es de 11,000 MW y diferentes proyectos donde se puede impulsar el Autoabastecimiento con 26,000 MW potenciales, por ejemplo, impulsando los de energía renovable. Actualmente se genera casi el 10% del SEN a través de Autoabastecimiento y Cogeneración y su potencial podría crecer a más de 30% de la generación actual. Sin embargo, dichos esquemas de producción privada tienen inconvenientes para su desarrollo, tanto legales como técnicos, generados por el marco regulatorio. 26

27 AGENDA ANTECEDENTES PROYECTOS PRIVADOS DE GENERACIÓN PERSPECTIVAS CONCLUSIONES 27

28 Conclusiones En el Sector Eléctrico Nacional, la inversión privada ha sido crucial para su desarrollo, el cual no se pudo ni se puede concebir sin su presencia. La inversión privada ha permitido elevar los indicadores de productividad, eficiencia y calidad en el Servicio Eléctrico: los indicadores de CFE lo demuestran. Se evitaron los riesgos que debería haber asumido la CFE, de continuar con sus antiguos esquemas (BLT, Inversión Directa, etc.), al haber sido trasladados a los PEE. Esto último, coadyuvó a frenar el aumento de las tarifas eléctricas. 28

29 Conclusiones Sin una reforma eléctrica constitucional, se ha aumentado dentro del marco actual la capacidad instalada casi 50% en un lapso de 11 años, más de la mitad provino de inversiones privadas. Todos los actores han contribuido a crear consciencia y a definir los problemas principales que permitan una propuesta más viable, realista y adaptada al sector eléctrico mexicano, que beneficie finalmente a los consumidores. 29

30 Sector Privado en el Sistema Eléctrico Nacional 22 de febrero de 2005