Desempeño del sector energía en Costa Rica

Ing. Teófilo de la Torre Presidente Ejecutivo Instituto Costarricense de Electricidad

Mes

a R

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sob

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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