Ramon flores notas sobre la sostenibilidad del sector electrico dominicano
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Presentación de Ramon Flores, asesor de energía y director de la Escuela de Gobierno de las Américas de FUNGLODE, durante el seminario sobre la “Política Energética en la República Dominicana: Hacia un Futuro Energético Más Promisorio”
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- 1. NOTAS SOBRE LA SOSTENIBILIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO DOMINICANO
- 2. Modernización y consumo de electricidad e hidrocarburos. Las consecuencias de ese consumo. La cultura del miedo. El negocio de la crisis. La cuestión de la sostenibilidad.
- 3. INDUSTRIA ELÉCTRICA Los planes de expansión El Tercer Plan de Expansión y la reforma Los objetivos iniciales de la reforma La perdida del Plan de Expansión La generación como el gran negocio de la crisis.
- 4. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA POR FUENTE (2000-2009) 100% 90% Agua 80% Gas Natural 70% 60% Carbón Fuel Oil No.6 y 2 50% 40% Fuel Oil No. 2 30% 20% Fuel Oil No. 6 10% 0% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Agua 17.01% 15.79% 17.58% 14.71% 14.71% 13.99% 13.83% 13.83% 15.01% 16.36% Gas Natural 9.99% 9.00% 8.91% 17.50% 17.50% 16.50% 16.35% 16.35% 17.64% 17.36% Carbón 12.78% 11.97% 11.83% 9.89% 9.89% 9.32% 9.24% 9.24% 9.97% 9.81% Fuel Oil No.6 y 2 7.41% 6.68% 6.98% 5.83% 5.83% 5.50% 5.45% 5.45% 5.88% 5.79% Fuel Oil No. 2 13.43% 23.87% 27.59% 23.17% 23.17% 17.77% 17.61% 17.61% 14.83% 14.59% Fuel Oil No. 6 39.38% 32.69% 27.11% 28.90% 28.90% 36.92% 37.52% 37.52% 36.67% 36.09%
- 5. EVOLUCIÓN DEL COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO (2001-2010) 250.00 200.00 U Costos Marginales Promedio S 150.00 $ / G W 100.00 h 50.00 0.00 2005 2009 2006 2008 2001 2002 2003 2004 2007 2010
- 6. La expansion de la generación antes de entrar el sector privado. La expansión de la generación después de entrar el sector privado. La demanda y oferta eléctrica dominicanas. La sobre capacidad de generación
- 7. M W - 2,500.00 1,500.00 3,500.00 500.00 2,000.00 4,000.00 1,000.00 3,000.00 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 Capacidad Instalada 1988 (1967-2009) 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
- 8. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA Y POTENCIA MÁXIMA ABASTECIDA (1990-2009) 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1995 2005 2006 2009 2000 1993 1999 2008 1990 2004 1996 2001 2002 2003 1998 2007 1992 1994 1997 1991 Capacidad Instalada Nacional (MW) Potencia Maxima Abastecida
- 9. h G W 2000 12000 14000 4000 0 6000 8000 10000 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 (1967-2009) 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA GENERADA 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
- 10. 50.00% 60.00% 80.00% 0.00% 10.00% 20.00% 30.00% 40.00% 70.00% 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 (1967-2009) 1992 Factor de Utilización del Sistema 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 EVOLUCIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA DEL SENI 2007 2008 2009
- 11. Entre 1967 y 90 la capacidad instalada pasó de 123 MW a 620 MW, multiplicándose por 5 en 23 anos. Durante el mismo periodo la generación pasó de 656 GHz a 3121 GHz, multiplicados por 4.9. Un crecimiento de capacidad y la generación de alrededor del 7% anual. Entre 1990 y 1999, la capacidad instalada pasó de 620 MW a 1363 MW, multiplicándose por 2.2, cerca del 10% anual. En el mismo periodo la generación paso de 3121 GWh a 9049, multiplicándose por 2.9. Un crecimiento de 10% para la capacidad y 13 % para la generación. Entre 1999 y 2003, la capacidad instalada pasó de 1363 MW a 3524 MW, multiplicándose por 2.6. En el mismo periodo la generación creció de 9049 a creció a 10396 GWh, multiplicándose por 1.05. Un crecimiento de 27% para la capacidad y solo 1% anual para la generación.
- 12. Entre 1999 y 2009, la capacidad instalada paso de 1363 a 345100, multiplicándose por 2,5. En esos 11 años, la energía generada paso de 9049 GWh a 11177 GWh, multiplicandos por 1.2 Un crecimiento de 10% anual de la capacidad y solo 2% para la generación. El PIB pasó de US$21,575.8 en 1999 a US$46711 en 2009 . A principios de los 80s se estimaba que para 1992 el sistema debía disponer de una capacidad instalada de 1800 MW. Después de 30 años de desarrollo económico, en 2010, la capacidad utilizada, incluyendo un 20% de reserva, jamás ha superado los 2300 MW.
- 13. PLAN ESTRATÉGICO PARA LA GENERACIÓN 2009 2010 2012 2015 Producción de Energía (GWh) 14,805.00 14,496.00 14,939.00 17,911.00 Demanda Promedio (MW) 1,690.00 1,655.00 1,705.00 2,045.00 Demanda Máxima (MW) 2,011.00 1,982.00 2,066.00 2,494.00 Capacidad Máxima (Reserva de 20%) (MW) 2,414.00 2,378.00 2,647.00 3,526.00
- 14. El Plan sugiere retirar 276 MW de la oferta por obsolescencia e ineficiencia. Contratar de urgencia 1,240 MW, para satisfacer la demanda a partir de 2012. Pautar la nueva capacidad a carbón, gas (ciclo combinado), hidráulica y eólica”.
- 15. PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 2011-2017 Potencia Potencia Proyecto Actual Adicional Tecnología Combustible Fecha Entrada Ubicación MW MW CORTO PLAZO 100 Motores Diesel Gas Natural Abril-Junio 2011 Punta Caicedo Central Punta Caicedo Central San Lorenzo 34 Turba. Gas Gas Natural 2011 Los Mina Central en margen oriental Rio 108 Motores Diesel Gas Natural Agosto 2011 Margen Oriental Rio Ozama Ozama 33.5 Eólico 2011 Pedernales Parque Eólico Juancho-Los Cocos Sub-total 275.5
- 16. Potencia Potencia Fecha Proyecto Actual Adicional Tecnología Combustible Ubicación Entrada MW MW MEDIANO PLAZO Conversión CESPM y construcción Ciclo Enero-Mayo Gasoducto Punta Caicedo-San Pedro 294.6 Gas Natural San Pedro de Macorís Combinado 2012 de Macorís Habilitación Ciclo Combinado Los Ciclo 180 60 Gas Natural Marzo 2012 Los Mina Mina V y VI Combinado Motores 100 Gas Natural 2012 San Pedro de Macorís Conversión Sultana del Este Diesel Parque Eólico Datafono 34 Eólico 2012 Bani Parque Eólico Juanillo 50 Eólico 2012 Puerto Plata Prima Brazo Derecho 2.7 Hidra Enero 2012 Esperanza Palomino 80 Hidra Marzo 2012 Moheció Ampliación Hatillo 8.5 18.5 Hidra Marzo 2012 Hatillo Sub-total 583.1 245.2
- 17. Potencia Potencia Proyecto Actual Adicional Tecnología Combustible Fecha Entrada Ubicación MW MW LARGO PLAZO Central Manzanillo 1, con su Terminal Ciclo de recepción, almacenamiento y 500 Gas Natural 2014 Montecristi Combinado regasificación de Gas Natural Central Haina Carbón 250 Turba. Vapor Carbón Mineral 2016 Haina Central Hatillo 250 Turba. Vapor Carbón Mineral 2016 Azua Ciclo Central Manzanillo 2 400 Gas Natural 2018 Monterita Combinado Las Placetas 87 Hidra Abril 2016 Santiago Diciembre 45 Hidro Elías Piña Artibonito 2016 Manabao-Bejucal-Taveras 105 Hidro 2017 Jarabacoa Sub-total 1637 Total MW 583.1 2,678.40
- 18. El listado incluye proyectos con nombres y apellidos cuyos estudios de factibilidad deben estar en alguna parte. Contempla la rehabilitación y reconversión de 583 MW y la adición de 2678 MW. Ese listado pasa por alto el estatus de la generación existente. Los riesgos y las oportunidades plan.
- 19. DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN Las cifras tras 20 años de reforma. Los logros y la sostenibilidad del sistema. El actualizado plan de mejora de las distribuidoras
- 20. ENERGÍA FACTURADA Y COBRADA Retiro Retiro Energía Energía Índice de Año Generación Distribuidoras CRI Distribuidora Facturada Facturada % Cobranza % 4,742.23 75.53% 2004 8,868.00 8,172.00 92.15% 58.03% 43.83% 5,269.24 85.72% 2005 9,823.00 8,952.55 91.14% 58.86% 50.45% 5,398.26 83.70% 2006 10,708.00 9,509.55 88.81% 56.77% 47.51% 5,551.54 87.82% 2007 11,029.70 9,788.30 88.74% 56.72% 49.81% 5,818.07 88.52% 2008 11,390.80 10,108.80 88.75% 57.55% 50.95% 5,756.04 89.23% 2009 11,177.80 9,963.50 89.14% 57.77% 51.55%
- 21. PLAN DE MEJORA DE LA DISTRIBUCIONAL 2009 2010 2012 2015 Número de clientes de las EDEs 1,350,000.00 2,100,000.00 2,230,000.00 2,310,000.00 Número de clientes de las EDEs ( 24 horas) 600,000.00 800,000.00 1,350,000.00 2,310,000.00 Proporción de clientes en los circuitos de 24 horas 44% 38% 61% 100% CRI redefinido de las EDEs 61% 69% 78% 85% Pérdidas totales de energía de las EDEs 32% 28% 20% 14% Coeficiente de Cobranzas 90% 96% 98% 99% Inversión en Distribución (US$ MM)-Total EDEs 80.00 150.00 150.00 100.00
- 22. LAS METAS DEL PLAN Aumentar rápidamente el número de clientes Aumentar el número de clientes en circuito de 24 horas. Reducir los niveles de perdidas Aumentar los niveles de cobranza. LAS CONDICIONES PARA ALCANZARLAS La eficientización interna de la empresa está en marcha. Un sólido apoyo político Un programa de inversión de US$500 entre 2010 y 2015.
- 23. TARIFA ELÉCTRICA El CRI y la tarifa Esquema legal de la tarifa eléctrica. a. Precios de generación b. Valor agregado de transmisión c. Valor Agregado de Distribución Las tarifas aprobadas. a. Tarifa de la capitalización que debía ser desmontada en un plazo de 5 años. b. Tarifa reformada en septiembre en 2002 y acompañada del PRA c. Tarifa reformada en 2006 bajo el supuesto de la eliminación del PRA
- 24. Valor Valor Valor Costo Costo Base Adjusted Cobra de Factura por Concept 2002 Née-06 does. Differentia energía total Kwh. Cargos Fijis/KHz En RD$ En RD$ En RD$ En RD$ En RD$ En RD$ En US$ Cargo poor Energies - < 75 5.04 6.04 3.12 - 2.92 234.00 266.30 0.104431 76-200 5.04 6.04 3.12 - 2.92 624.00 732.65 0.107743 BTS1 201-300 5.04 6.04 4.71 - 1.33 1095.00 1203.65 0.118005 301-400 6.21 7.44 7.00 - 0.44 1795.00 1903.65 0.139974 401-500 6.21 7.44 7.00 - 0.44 2495.00 2603.65 0.153156 501-600 6.21 7.44 7.00 - 0.44 3195.00 3306.77 0.162097 601-700 6.21 7.44 7.00 - 0.44 3895.00 4006.77 0.168352 701-1000 6.21 7.44 8.57 1.13 6007.57 6120.93 0.256815
- 25. Tarifa Indexada y Aplicada (USc/kWh) y Flujo del Fondo de Estabilizacion de la Tarifa (FET MMUS$) USc/kWh MMUS$ 25.0 30 22.5 25 20.0 20 17.5 15 15.0 10 12.5 5 10.0 - 7.5 (5) 5.0 (10) 2.5 (15) 0.0 (20) 5 6 7 05 06 07 05 06 07 05 05 5 06 06 6 07 07 l-0 l-0 l-0 -0 -0 p- p- p- - - - n- n- n- - - - ov ov ay ay ay ar ar ar Ju Ju Ju Ja Ja Ja Se Se Se M M M N N M M M FET Mensual Tarifa Indexada Tarifa Aplicada
- 26. EL IMPACTO DEL AJUSTE TARIFARIO Cuadro Tafira Sector Eléctrico Energía Comprada 10000 10000 Energía Facturada 6000 6000 Tarifa Calculada por la SIE 0.2 0.25 Tarifa Aplicada 0.17 0.17 Precio monomico generación 0.12 0.16 Distribuidoras Ingresos 1200 1500 Menos Egresos Pago energía 1200 1600 Menos Gastos de Capital 120 120 Menos O&M 120 120 Resultados -240 -340 Gobierno 180 480 CDEEE ????????? ???????
- 27. LAS “TRANSFERENCIAS” AL SECTOR ELÉCTRICO 1. Es propietario del 50% del de las Empresas de Generación de Haina e Itabo. 2. Es propietario y administrador de la CDEEE ( incluyendo la UERS) la Empresa de Generación Hidroeléctrica, la Empresa de Transmisión, las tres empresas de distribución y siete Consejos de administración. 3, El Estado financia los subsidios otorgados a los consumidores y el Fondo de Estabilización 4. El Estado planifica, regula la industria, supervisa, fija y ajusta la tarifa a través de la CNE y la SIE.
- 28. TRANSFERENCIAS AL SECTOR ELÉCTRICO 2000-04 1800 2005-07 1800 2008-08 1200 2009-10 1500 20000-10 6300 Mas Excedentes operativos ETED y EGEHID Mas Pagos deudas soberanas por MH
- 29. COMPONENTES DE LAS TRANSFERENCIAS 1. Altos costo de la generación 2. Las altas perdidas de las distribuidoras 3. El subsidio implícito en la tarifa 4. Pago de energía del gobierno, incluyendo a los no contables 5. PRA o BONOLUZ 6. UERS 7. Costo de capital de proyectos no rentables 8. Exceso de gastos administrativos
- 30. PREMISAS DEL SISTEMA 1. Sistema nacional interconectado económicamente dimensionado 2. Iniciativa de generación estimulada por las empresas distribuidoras 3. Organización en empresas de generación, de transmisión y de distribución 4. No hay vinculación entre las empresas. Mecanismo de precios 5. Cobro y pago del servicio sin elementos de discriminación 6. Regulación y coordinación rigurosa e imparcial, sustentada sobre criterios técnicos 7. Autosuficiencia sin apoyo financiero del Estado
- 31. EL PROCESO DE DECISIONES Las grandes decisiones relativas al sector eléctrico se toman fuera del sector. La urgencia política en el proceso de decisiones. La cooptación de las empresas y los organismos Las reglas del juego en un sistema complejo. En cuáles decisiones se genera el déficit.
- 32. TRANSFERENCIAS Y DESEMPEÑO La posición de los consumidores La displicencia de los funcionarios. La actitud de los agentes públicos y privados dentro del sector. El impacto sobre las inversiones.