Haina Investment Co., Ltd.

III Foro Anual de la Industria Eléctrica
Santo Domingo, 17 de octubre de 2012
Origen del Déficit del Sector
2011
Cobros Potenciales
Deficit Tarifario
Pérdidas Comerciales **
Cobros Reales (A)
Costos Reales del Sistema
Generación *
Costos Fijos (D&T)
CAPEX (D&T)
Intereses sobre Deuda
Costo Total del Sistema (B)
Déficit Anual (A-B)
US$MM
3,165.1 US$MM
(700.0) US$MM
(1,100.0) US$MM
1,365.1 US$MM
1,996.0
340.0
150.0
45.0
2,531.0
US$MM
US$MM
US$MM
US$MM
US$MM
(1,165.9) US$MM
* Esto incluye unos beneficios estimados de
~200mln de los Generadores.
** Pérdidas por hurto y falta de cobranza.
2
Ahorro Real de $0.25 por cada $1 de
reducción de utilidades de EGE Haina
Utilidades
Estado Dominicano
Impuestos
Privados
US$0.01/KWh de reducción del precio de la energía, equivale a 33%
menores utilidades y ahorra solo US$5MM
3
Contaminación de Generación
• Empresas con cero ganancias quiebran
• No son sujetos de credito
– Quién financiará el deficit del sector?
– Quién financiará nueva generación?
– Quién financiará los 8 meses de capital de trabajo?
• No se podrá cubrir los compromisos de combustible
• La banca y los agentes del mercado de capitales
restringirán el apoyo financiero al Sector
4
Diagnostico de Deficit
5
Crisis
económica
En siete años se han transferido a las EDES US$ 4.630
Millones. Para el 2012 se necesitan transferencias sobre
los US$ 1,000 – 1,200 Millones.
6
Las inversión necesaria para reducir pérdidas y hacer eficientes a las EDEs es del orden
de US$ 600 - 700 Millones. Esto es, alrededor de un 60% de las transferencias que se
estiman necesarias para el año 2012.
El no haber enfrentado el problema le habrá significado al país entre el 2005 al 2012
gastos evitables de US$ 5,600 Millones, más las transferencias futuras.
7
50%
45%
44.87%
46.09%
41.25%
40%
38.80%
34.91%
35%
35.20%
33.03%
30%
25%
1,513 GWh
20%
Nivel objetivo de pérdidas = 12%
15%
10%
12.0%
5%
0%
2005
2006
2007
2008
Pérdidas de Energía Real
2009
2010
2011
Objetivo de Pérdidas
En los últimos cinco años las EDEs han reducido algo las pérdidas de energía, pero
aún están lejos del objetivo alcanzable del 12%.
En el 2011 se requirió el equivalente a una central térmica de 250 MW, operando
con 70% de factor de carga, sólo para alimentar las pérdidas por sobre el 12%
(1,513 GWh de pérdidas comerciales).
8
12,000.0
11,000.0
Ventas y Compras de Energía (GWh)
Antes y Después de Controlar Pérdidas
Energía comprada en exceso desde 2005 al 2011: 12,316.09 Gwh
Energía dejada de vender 2005 al 2011: 8,210. 7 Gwh
Compra real
10,000.0
9,000.0
A
9,610.0
8,962.1
B
8,000.0
7,000.0
7,057.2
6,000.0
6,210.3
5,000.0
4,940.4
4,000.0
11,122.6
2005
8,456.8
7,448.4
C
Venta real
2006
Objetivo de Ventas
2007
2008
Objetivo de Compras
2009
2010
Compra Real
2011
Venta Real
Areas A + C = Pérdidas evitables de 27,600 Gwh entre el 2005 y 2011.
Supuesto: Un 40% de la reducción de pérdidas se traduce en mayor facturación y un
60% en menores compras de energía.
9
12,000.0
11,000.0
10,000.0
9,000.0
Ventas y Compras de Energía (GWh)
Antes y Después de Controlar Pérdidas
Energía comprada en exceso desde 2005 al 2011: 12,316.09 Gwh
Energía dejada de vender 2005 al 2011: 8,210. 7 Gwh
Compra real
8,962.1
9,610.0
8,456.8
B
8,000.0
7,000.0
7,057.2
6,000.0
6,210.3
5,000.0
4,000.0
11,122.6
4,940.4
2005
7,448.4
Venta real
2006
Objetivo de Ventas
2007
2008
Objetivo de Compras
2009
2010
Compra Real
2011
Venta Real
Areas A + C = Pérdidas evitables de 27,600 Gwh entre el 2005 y 2011.
Supuesto: Un 40% de la reducción de pérdidas se traduce en mayor facturación y
un 60% en menores compras de energía.
10
Además, otro problema. La falta de ajuste tarifario
IPC (Base diciembre 2010)
Fuente Banco Central
120.00
110.00
100.00
90.00
80.00
70.00
ene-11
abr-11
jul-11
oct-11
ene-12
abr-12
jul-12
jul-10
oct-10
ene-10
abr-10
jul-09
oct-09
ene-09
abr-09
jul-08
oct-08
ene-08
abr-08
oct-05
ene-06
abr-06
jul-06
oct-06
ene-07
abr-07
jul-07
oct-07
ene-05
abr-05
jul-05
60.00
La inflación entre el 2005 y el 2011 fue de 55.4%.
En el mismo período la Tarifa de Compras de las EDES subió un 53%.
Pero la tarifa de ventas de energía de las EDES sólo subió un 4.6%.
==> la tarifa de ventas ha caído en términos reales en un 46%.
11
0.25
0.20
0.1959
0.1974
0.1923
0.1820
0.1824
0.1868
0.1795
0.1749
0.15
0.10
0.2049
0.1173
0.1288
0.1276
2006
2007
0.1282
0.1428
0.05
0.00
2005
Precio Venta Medio
•
•
•
2008
2009
2010
2011
Precio Compra Medio
Los precios de ventas no han reflejado el cambio en los costos internacionales del combustible.
Los precios de ventas a los clientes finales, en términos reales, han caído un 46% desde el 2005
a diciembre 2011 (más otro 2.3% a septiembre 2012).
La canasta familiar ha subido muchísimo más que el precio de la energía eléctrica.
12
3
180
160
140
120
100
HFO
2
1
GN BASE BRENT
80
60
Carbón
40
GN
20
0
CARBÓN
GAS NATURAL
HFO
13
13
¿Cual hubiese sido el Margen Ventas-Compras de las EDES
al controlar las pérdidas de energía?
600
400
389.15
333.41
330.58
281.93
202.81
200
0
-200
-400
8.23
(124.20)
2005
-83.13
2006
-212.542
2007
2008
2009
2010
-96.381
-143.716
-242
-469.9
-600
-800
2011
-648.274
Margen Ventas-Compras Real
Margen V-C, Objetivo
Manteniendo las mismas tarifas, pero con pérdidas de 12%, entre el 2005 y el 2007
las EDES habrían sido autosuficientes. En el 2011 hubiesen requerido ayuda sólo para
financiar los costos operacionales distintos de las compras de energía.
14
2000
1500
1,053.15
1000
-1000
-1500
928.95
2011
2010
2009
-295.672
2008
-83.13
2007
-500
1,421.93
Déficit por pérdidas 2011 MMUS$ 3.318.2006
0
1,413.70
389.15
2005
500
722.56
1,210.88
-439.388
-1087.662
-2000
-1184.043
-1426.043
-1895.943
-2500
Margen Ventas-Compras Acumulado Real
Margen V-C Acumulado, Objetivo
Con pérdidas de 12% el Estado se hubiese ahorrado de transferir a las
EDES, US$ 3,318 Millones (1,421.93 + 1,895.94).
15
¿Cómo se vería el futuro?
14,000
13,672.6
13,500
13,000
GWh
12,500
12,000
11,500
1,860 GWh/Año
11,122.7
11,813.2
11,000
10,500
10,000
2011 Real
2012
2013
Energía Demandada sin Control Pérdidas
2014
2015
2016
2017
Energía Demandada con Control Pérdidas
Asumiendo un crecimiento de la demanda de 3.5%, pero a la vez llevando las
pérdidas a 12% en el 2017, el país se evita construir una planta térmica de 300 MW.
16
GWh
¿Cómo se vería el futuro?
(Nota: con las tarifas de ventas y compras del año 2011)
11,000
10,500
10,000
9,500
9,000
8,500
8,000
7,500
7,000
6,500
6,000
10,395.6
Incremento 39.6%
=>5.7% anual
Incremento 22.9%
=>3.5% anual
7,448.4
2011 Real
9,156.0
2012
2013
Ventas EDES S/CP
2014
2015
2016
2017
Ventas EDES C/CP
Si bien el crecimiento de la demanda es 3.5%, al controlar las pérdidas las EDES ven un
crecimiento superior en sus ventas (5.7%), ya que parte de la reducción de las pérdidas se
traduce en mayores ventas.
17
0
MMUS$
-100
-175.0565434
-200
-500
-600
-107.4997403
2017
2016
-37.99674136
9.592298169
-290.2515999
-300
-400
2015
2014
2013
2012
100
2011 Real
¿Cómo se vería el futuro?
(Nota: con las tarifas de ventas y compras del año 2011)
-470.3401772
-470.34
-406.0178788
-486.81
-503.84
-700
Margen V-C S/CP
-521.47
-539.73
-558.62
-578.17
Margen V-C C/CP
Notas: 1) Se mantienen las tarifas medias de compra y venta del año 2011
Es notorio el impacto positivo en las EDES sólo por reducir al 12% sus pérdidas de energía
gradualmente en los siguientes seis años.
18
¿Cómo se vería el futuro?
(Nota: con las tarifas de ventas y compras del año 2011)
2500
2181.409794
MMUS$
2000
1593.647496
1500
1073.024238
1000
640.7939779
500
0
80.79212119
2012
294.3805213
2013
2014
2015
2016
2017
MAYOR MARGEN NOMINAL ACUMULADO
Nota: Se mantienen las tarifas medias de compra y venta del año 2011.
•
•
•
Sólo se requiere invertir entre US$ 600 a US$ 700 millones (en unos cuatro a cinco años)
para llevar las pérdidas al 12%.
Como la inversión produce beneficios rápidamente, las necesidades de efectivo pueden
ser sólo de unos US$ 350 Millones.
El mayor margen ventas-compras acumulado en 5-6 años llega a U$ 2.181 Millones ………
19
Conclusiones
•
En el 2011 se quemaron alrededor de 2 millones de barriles de fuel oil sólo para
alimentar las pérdidas comerciales (1,512 Gwh de pérdidas comerciales).
•
Se han desperdiciado muchos recursos por la falta de voluntad de controlar las
pérdidas de energía.
•
El país no puede permitir que esa situación se siga repitendo en el futuro.
•
Es evidente el beneficio económico de controlar las pérdidas comerciales, en
comparación con la reducida inversión que se requiere (unos 600 a 700 Millones
de dólares).
•
El país se evita construir una planta térmica de 300 MW en los próximos 5 años.
•
Es ineficiente concentrarse en construir más plantas térmicas, sólo para abastecer
las pérdidas comerciales.
21
Hay que avanzar en:
•
Fortalecer la institucionalidad de la CNE y la SIE.
•
Erradicar influencias políticas en decisiones técnicas.
•
Asignar recursos al control del fraude y mejoras de redes.
•
Implementar cultura de pago y ahorro de energía.
•
Re-privatización de los activos eléctricos.
•
Incentivar mayor inversión privada en generacion termica.
•
Focalizar los subsidios.
22
22
Muchas gracias