Mesa Redonda Privada sobre Sector Energético en Costa Rica. Desempeño(del(sector( energía(en(costa(rica( Obje%vos,*Oportunidades*y*Desa5os* Ing. Teófilo de la Torre Presidente Ejecutivo Instituto Costarricense de Electricidad ( ENE#2014# Evolución*histórica*del*servicio*eléctrico*de* Costa*Rica*
Tasa de crecimiento de la demanda de generación eléctrica Tasa$de$crecimiento$GENERACION %@anual Año Registro Proyecciones Histórico 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% Crecimiento*anual*de*la*generación 7% 6% 5% 4% Media 3% Alta 2% Baja 1% 0% Histórico!1%!2% 2000 2005 2010 2015 Fuente de generación eléctrica de Costa Rica Matriz'energética 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Térm Eólico6y6otros Geot Hidro 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010
Comportamiento de la generación en Costa Rica: 2005-2013 Uso(fuentes(renovables( promedio(2005(v(2013(:(92(%( Geotérmico((MWh)( Hidroeléctrico((MWh)( Eólico((MWh)( Térmico((MWh)( Generador( 100%* 50%* 78(%( ICE(+(CNFL( ( ( 2(%( Empresas( municipales( ( (( 16(%( Privada( 4%( CooperaEvas( 0%* Jan*Feb*Mar*Apr*May*Jun* Jul* Aug*Sep*Oct*Nov*Dec* 75%( 13%( 4(%( Hidroeléctrico( Geotérmico( Eólico( (((8(%( Térmico( Generación hidroeléctrica* GWh* 900( 800( 700( 600( 500( 400( 300( 200( 100( 0( Promedio( Probabilidad(de(excedencia(95%( ene( feb( mar( abr( may( jun( jul( ago( sep( oct( nov( dic(
Periodo*1965O1971* Hidrología*favorable* Periodo*1972O1975* Transición* Periodo*1976O1995* Hidrología*desfavorable* Periodo*1996O2010* Hidrología*favorable* Periodo*2011O2012* Hidrología*desfavorable* Generación térmica periodo 2013 2018 (Datos en % de generación por año) 12.0%( 11.8%( 10.0%( 8.5%( 8.0%( 7.2%( 6.0%( 5.1%( 4.0%( 2.0%( 0.8%( 1.3%( 0.0%( 2013( 2014( 2015( 2016( 2017( 2018(
Comparación principales factores de la región Generación renovable de la región en el año 2012
%cobertura Grado de electrificación en la región Cobertura+eléctrica+Centro+América 100 90 80 Costa0Rica 70 El0Salvador 60 50 Guatemala 40 Honduras 30 Nicaragua 20 10 Panamá 0 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Pérdidas eléctricas en la región 35 Pérdidas"eléctricas %"de"pérdidas 30 25 20 15 10 5 0 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Costa-Rica El-Salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Istmo
Evolución*Histórica*de*Precios*de*Electricidad*en* Costa*Rica* Evolución del precio al 2014 (precios corrientes). ICE: Precio promedio por kwh por sector de consumo. Precios Corrientes 1995-2014 120 110 107.1 Colones /kwh 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Industrial 90.8 90.3 91.6 Comercial 85.2 80.1 Residencial 75.2 83.7 68.6 67.8 68.2 69.0 67.7 52.2 56.5 55.1 45.8 35.4 40.4 41.8 36.4 48.0 32.2 31.1 26.3 27.5 13.7 20.7 24.3 26.6 30.4 34.2 37.8 39.4 19.6 23.4 24.3 24.3 25.0 9.70 11.0 13.9 14.6 90.7 83.2 Elaborado por el Proceso Estrategias de Inversión - CENPE-ICE Datos : Tarifas y Mercado Finanzas- BCCR Nota: Se asume que se mantiene el mismo precio del 2013 para el 2014 14(
Evolución del precio por sector de consumo deflactados con el Índice de Precios al Consumidor al 2014 (IPC). Colones /kwh 125 115 105 95 85 75 65 55 45 35 25 15 106.4 74.3 52.6 100.3 83.1 59.6 92.7 74.0 ICE: Precio promedio por kwh por sector de consumo. (Colones constantes - Base : Año 2014) 68.2 55.1 82.6 68.8 68.8 83.2 83.9 86.9 66.8 62.5 63.7 90.4 69.6 72.6 59.9 59.2 108.0 63.3 108.7 113.5 103.3 107.1 95.9 95.3 92.7 91.5 96.1 90.7 85.9 78.9 74.0 88.2 Industrial Comercial Residencial 83.2 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. 15( Nivel de costos de producción promedio año 2012 RENOVABLES ICE + 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 RENOVABLES ICE + 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 RENOVABLE ICE + 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$) OTROS(COSTOS( 18.0%( 2.00( INTERESES(Y(COMISIONES( 11.7%( 1.30( ARRENDAMIENTOS( 10.8%( 1.20( DEPRECIACION( 12.4%( 1.37( COGENERADORES( 14.0%( 1.56( COMBUSTIBLES( 33.2%( 3.68( 0.0( 0.5( 1.0( 1.5( 2.0( 2.5( 3.0( 3.5( 4.0( Análisis de tarifas de distribución 20(
Costo de distribución y costo medio de venta CNFL (ctvos / U.S. $) (20.00(( (18.00(( (18.12(( (16.00(( (14.00(( (12.00(( (10.00(( (8.00(( (13.69(( (13.48(( (13.96(( (6.00(( (4.00(( (3.23(( (3.30(( (3.45(( (3.46(( (2.00(( (V(((( 2010( 2011( 2012( 2013( Costo(distribución( Costo(para(venta( 21( Costo de distribución y costo medio de venta ICE (ctvos / U.S. $) (25.00(( (20.00(( (20.55(( (15.00(( (15.66(( (15.76(( (16.30(( (10.00(( (5.00(( (5.63(( (5.63(( (5.70(( (5.74(( (V(((( 2010( 2011( 2012( 2013( Costos(distribución( Precio(promedio(de(venta( 22(
Inflación anual y aporte de la electricidad a la inflación Inflación anual y aporte de la electricidad a la inflación 16.00 14.00 13.13 14.07 13.90 12.00 10.00 10.25 10.96 9.69 9.87 9.43 10.81 8.00 Porcentaje 6.00 4.00 4.05 5.82 4.74 4.55 3.68 2.00 0.00 0.54 1.02 0.31 0.52 0.28 0.36 0.91 0.43 0.66 0.84 0.30 0.30 0.10-2.00 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013-0.90 Elaborado(por(el(Proceso(Estrategias de(inversión.(uen(cenpe. Fuente:(INEC(y(BCCR. Inflación Aporte de la electricidad a la inflación Comportamiento de mercado 24(
25( 26(
Comportamiento solicitudes tarifarias 27( Comportamiento tarifario sistema de generación
Comportamiento tarifario residencial 200 kwh Comportamiento tarifario media tensión
Plan*de*expansión*de*la*generación* PRECIO PROYECTADO DE LOS COMBUSTIBLES Combustibles&USD/millBTU Proyección&precio&sin&impuestos 40 160 35 140 30 120 25 100 20 80 15 60 10 40 5 20 0 0 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Crudo&USD/bbl Diesel Bunker GNL Carbón Crudo
Base(del( Plan( 1. Construcción(de(proyectos(de(generación,(transmisión(y( distribución(de(los(diferentes(parecipantes(del(sen.( 2. Se(impulsan(los(proyectos(bajo(ley(7200(y(7508( 3. ConEnuar(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( parer( de( fuentes( renovables( disponibles,( acorde( con(políeca(de(carbono(neutro(2021.(! Diversificación(de(la(matriz(energéEca(nacional.(! ParEcipación( de( las( empresas( eléctricas,( cooperaevas( y( sector(privado(! ParEcipación(acEva(en(el(Mercado(Eléctrico(Regional((MER)(
PLAN@DE@EXPANSION@DE@LA@GENERACION Año Energía GWh DEMANDA Pot %/crec MW OFERTA %/crec Mes Proyecto Fuente Potencia MW Cap/ Instalad Capacidad/Instalada/al:/2012 2,723 2013 7 Tacares Hidro 7 2,730 12 Balsa/Inferior Hidro 38 2,768 2014 10,789 1,688 7 Cachí Hidro L105 2,663 11 Cachí/2 Hidro 158 2,821 2015 11,278 4.5% 1,757 4.1% 1 Chucás Hidro 50 2,871 2 Torito Hidro 50 2,921 3 Anonos Hidro 4 2,924 3 Río/Macho Hidro L120 2,804 3 Río/Macho/2 Hidro 140 2,944 7 Chiripa Eólic 50 2,994 2016 11,786 4.5% 1,827 4.0% 1 Capulín Hidro 49 3,043 1 La@Joya@2 Hidro 64 3,107 1 La@Joya Hidro D50 3,057 1 Eólico@Cap1@Conc@1a Eólic 50 3,107 1 Orosí Eólic 50 3,157 5 Reventazón Hidro 292 3,449 10 Reventazón/Minicentral Hidro 14 3,463 2017 12,317 4.5% 1,891 3.5% 1 Eólico@Cap1@Conc@1b Eólic 50 3,513 1 Eólico@Cap1@Conc@2 Eólic 20 3,533 1 Hidro@Cap1@Conc@1 Hidro 37 3,570 1 Hidro@Cap1@Conc@2 Hidro 50 3,620 6 Moín/1 Térm L20 3,600 2018 12,873 4.5% 1,971 4.2% 1 Hidro/Proy/D5 Hidro 50 3,650 2019 13,451 4.5% 2,051 4.1% 1 Pailas/2 Geot 55 3,705 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 1600( Potencia adicional acumulada 2013-2019 1400( 1200( Potencia*adicionada*MW* 1000( 800( 600( 400( 200( 0( 2014( 2015( 2016( 2017( 2018( 2019( Grupo(ICE( Distribuidoras( Privado(
Futuro:*década*2020*+* * Plan de Expansión con P.H. Diquís en 2025 MEDIA 2020 Renov&50&MW 2021 Turbina0Proy01 2022 Turbina0Proy02 2023 Borinquen&1 Renov&200&MW 2024 Borinquen&2 2025 Diquís Diquís0Minicentral 2026 2027 2028 Geotérm&Proy&1 Geotérm&Proy&2 Inv 3&569 Oper 504 Falla 9 Total 40081 GWh 700 600 500 400 300 200 100 0 Composición-generación-térmica 2014 2016 2018 2020 100% 95% 90% 85% 80% 75% 70% 65% 60% 55% 50% 2014 2022 2015 2024 2016 2017 2026 2028 GNL DerPetro Plan* de* expansión* que* op%miza* el* costo* al* restablecer* la* can%dad* de* respaldo* térmico* que* requiere* la* instalación* de* fuentes*renovables* Supone*la*construcción*de*Diquís* tonco2/gwh 70 60 50 40 30 20 10 0 2014 Matriz'de'generación 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Emisiones0unitarias0de0CO 2 2016 2028 2018 GNL DerPetro Renov 2020 2022 2024 2026 2028
Plan de Expansión con GNL en 2025 MEDIA 2020 2021 Turbina0Proy01 Renov&50&MW 2022 Turbina0Proy02 Renov&100&MW GWh 1'400 1'200 1'000 800 600 400 200 0 Composición-generación-térmica DerPetro GNL tonco2/gwh 70 60 50 40 30 20 10 0 Emisiones0unitarias0de0CO 2 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2023 Borinquen&1 2024 Borinquen&2 2025 CCGNL01 Turbina0Proy01(<) Turbina0Proy02(<) Renov&250&MW 2026 Geotérm&55&MW 2027 Geotérm&55&MW 100% 95% 90% 85% 80% 75% 70% 65% 60% 55% 50% 2014 2015 2016 2017 Matriz'de'generación 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 DerPetro GNL Renov 2028 Geotérm&165&MW Renov&100&MW Inv 3&457 Oper 570 Falla 16 Total 40043 Plan* de* expansión* que* op%miza* el* costo* al* restablecer* la* can%dad* de* respaldo* térmico* que* requiere* la* instalación* de* fuentes*renovables* Supone*la*introducción*del*GNL* Plan de Expansión sin Diquís y sin GNL 2020 MEDIA 2021 Turbina-Proy-1 Renov)50)MW 2022 Turbina-Proy-2 2023 Borinquen)1 Renov)150)MW 2024 Borinquen)2 2025 Renov)600)MW 2026 Geotérm)55)MW 2027 Geotérm)55)MW 2028 Geotérm)220)MW Renov)50)MW Inv 3)488 Oper 575 Falla 15 Total 4-078 GWh 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Composición-generación-térmica 2014 2016 2018 2020 100% 95% 90% 85% 80% 75% 70% 65% 60% 55% 50% 2022 2014 2015 2024 2016 2026 2017 2028 GNL DerPetro tonco2/gwh 70 60 50 40 30 20 10 0 2014 Matriz'de'generación 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Emisiones0unitarias0de0CO 2 Plan* de* expansión* que* op%miza* el* costo* al* restablecer* la* can%dad* de* respaldo* térmico* que* requiere* la* instalación* de* fuentes*renovables* Supone*que*hay*disponibles*abundantes*recursos*renovables* a*bajo*costo* 2024 2025 2026 2027 2016 2028 2018 GNL DerPetro Renov 2020 2022 2024 2026 2028
Acciones*para*controlar*precios* ICE: Mecanismos control/reducción de tarifas eléctricas REVISAR SIEPAC COMO CENTRO DE NEGOCIOS ACELERAR GEOTERMIA OPTIMIZAR MATRIZ ENERGETICA INCREMENTAR EXPORTACION MEJORAR EFICIENCIA DEL ICE CONTROL DE COSTOS PROYECTOS FUTUROS RENEGOCIAR DEUDA ANALIZAR FIGURA FUERA DE BALANCE MECANISMOS DE COBERTURA RIESGO HIDROLOGICO 44(
Muchas Gracias