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ASPECTOS ECONÓMICOS Capítulo 11
ASPECTOS ECONÓMICOS
Capítulo 11
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Plan Maestro de Electri cación del Ecuador 2009 - 2020478
11. ASPECTOS ECONÓMICOS
En esta parte del Plan Maestro de Electri cación, se consolida la información de las inversiones previstas anualmente para las etapas de producción, transporte y distribución; se mencionan las fuentes de nanciamiento para ejecutar las obras plani cadas; se resumen los costos esperados para la producción, transporte, distribución y comercialización de la energía eléctrica y los precios medios de venta previstos para los usuarios nales; y, por último, los bene cios derivados de la ejecución de los proyectos seleccionados, así como los riesgos para el país, en caso de no ejecutarse oportunamente el presente plan.
11.1 INVERSIONES REQUERIDAS
Con base en los proyectos y programas de expansión y mejora de cada una de las etapas del sistema eléctrico nacional, que se mencionan en los capítulos correspondientes, se determina que, en el período 2009 – 2020, que constituye el horizonte del presente Plan Maestro de Electri cación, se necesita un monto de USD 10.931.172.384 para ejecutar las obras priorizadas; de los cuales: USD 6.949.435.212 son para generación, USD 892’288.000 para el sistema nacional de transmisión; USD 2.533.825.722 para los sistemas de distribución; y, USD 555.623.825 para los proyectos del Fondo de Electri cación Rural y Urbano Marginal, FERUM.
Del monto total indicado, todo lo correspondiente a transmisión, distribución y electri cación rural; y, la mayor parte de lo necesario para generación, deberá ser nanciado con recursos del Presupuesto General del Estado, según el Mandato Constituyente No. 15. Solo USD 380’100.000 corresponde a inversiones en proyectos de generación privados, que se contemplan en el presente Plan Maestro de Electri cación.
INVERSIÓN PORCENTUAL REQUERIDA PARA EL PERIODO 2009-2020
Grá co 11.1
Generación64%
Transmisión8%
Distribución23%
ElectrificaciónRural, FERUM
5%
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Plan Maestro de Electri cación del Ecuador 2009 - 2020479
Vale aclarar que, en el capítulo 8, correspondiente a la Distribución, se presentan los cuadros de inversiones previstas por las empresas distribuidoras en el Plan de Expansión de Distribución PED 2010-2020, aprobado en julio de 2009 por el Directorio del CONELEC; y, sumando lo del año 2009, con base en el Plan de Expansión 2009-2020, ajustado en consideración de las variaciones ocurridas en los primeros meses del año 2009.
Es importante resaltar la fundamental importancia de ejecutar oportunamente las obras, para abastecer el crecimiento de la demanda de energía eléctrica, tanto por el crecimiento vegetativo de la población, cuanto por la necesidad de abastecer nuevas cargas eléctricas de asentamientos humanos, empresas agroindustriales, mineras, turísticas, industriales, comerciales, etc.
De no construirse en los momentos necesarios los proyectos de generación, transmisión y distribución eléctrica previstos en este plan, estarían en riesgo las instalaciones, por sobrecargas y fallas; y, el desarrollo del Ecuador se vería afectado por eventuales racionamientos y suspensiones del suministro, por daños de los componentes del sistema eléctrico nacional. Además, existe el compromiso gubernamental de llegar con energía eléctrica a todas las viviendas del país hasta el año 2013, por lo cual la electri cación rural debe contar con los recursos su cientes.
11.2 FUENTES DE FINANCIAMIENTO
Hasta julio del año 2008, en que se emitió el Mandato Constituyente No. 15, el nanciamiento de las obras eléctricas del país, estaba previsto dentro de las tarifas eléctricas, que debían incluir los valores necesarios para cubrir todos los costos, de construcción, operación y mantenimiento, de los sistemas de producción, de transporte y de distribución de la energía eléctrica.
A lo largo de las últimas décadas, por distintas causas, las tarifas autorizadas a las empresas eléctricas han sido menores a los costos aprobados, por lo cual los ujos requeridos para nanciar la expansión y mejoras de los sistemas, no han sido su cientes; y, no se han realizado inversiones privadas importantes, que se esperaban, especialmente en centrales generadoras, con base en el modelo de mercado contemplado en la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, vigente desde el año 2008
Desde el 23 de julio del año 2008, en que comenzó la vigencia del Mandato Constituyente número 15, el modelo de costos marginales cambió a uno de contratos regulados, con tarifa única en todo el país, que solo incluye los costos de operación y mantenimiento, sin considerar el componente para futuras inversiones, pues establece que:
“… eliminarán el concepto de costos marginales para el cálculo del componente de generación; y, no se considerarán los componentes de inversión para la expansión en los costos de distribución y transmisión.”
El referido Mandato de la Asamblea Nacional Constituyente, dispone además, en el último párrafo de su artículo 1, lo siguiente:
“Los recursos que se requieran para cubrir las inversiones en generación, transmisión y distribución, serán cubiertos por el Estado, constarán obligatoriamente en su
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Presupuesto General y deberán ser transferidos mensualmente al Fondo de Solidaridad y se considerarán aportes de capital de dicha Institución.”.
Por la expedición de la Nueva Constitución de la República, vigente desde octubre de 2008, se espera que con la Ley de Empresas Públicas prevista; y, la nueva Ley de Electri cación, el actor ya no sea el Fondo de Solidaridad sino el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable; y, las empresas públicas de servicios ya no tendrían capital accionario como ahora.
Lamentablemente, las previsiones de la Asamblea Nacional Constituyente están afrontando durante el año 2009 di cultades de fuerza mayor, debidas a la baja del precio de petróleo, a la crisis económica mundial y a otras razones, que limitan las disponibilidades del Presupuesto General del Estado para cumplir el Mandato.
Por esa razón, se conoce que el Gobierno Nacional está gestionando nanciamiento para los proyectos eléctricos más importantes, especialmente de generación, con Gobiernos de varios países y con entidades de crédito internacional, cono la CAF y el BID. Como ejemplo, el proyecto Coca Codo Sinclair posiblemente será nanciado en parte por entidades de China; y, otros proyectos hidroeléctricos están por ser nanciados por entidades de Irán.
Por último, las empresas utilizan para nanciamiento, los valores considerados para reposición de activos en la aprobación tarifaria.
11.3 CRONOGRAMA DE INVERSIONES
Los valores de las inversiones totales mencionadas al inicio de este capítulo, deben ser realizados de tal modo en el tiempo, que puedan empezar a funcionar en los años en que cada obra es necesaria para satisfacer la demanda en la zona de in uencia, de conformidad con este Plan Maestro de Electri cación.
Vale anotar que, según el tipo de proyecto, los períodos de pre inversión y de construcción, son más o menos largos. Las centrales hidroeléctricas requieren dos o tres años para los diseños, estudios ambientales, autorizaciones para uso de agua y licencias ambientales, locales y eléctricas; y, la construcción toma al menos tres o cuatro años, por lo cual las inversiones se deben realizar en varios años; y, cualquier atraso di culta la concreción de hitos importantes en las épocas hidrológicas adecuadas.
Por ejemplo, para realizar el desvío del río a n de construir la captación, debe hacerse en meses de bajo caudal, por lo cual, un retraso técnico, administrativo o nanciero, puede obligar a diferir por casi un año la ejecución de esa parte fundamental de la obra y de otras que resultan dependientes de aquella.
Así mismo, las subestaciones y líneas de transmisión de altos voltajes, demandan varios estudios, imposición de servidumbres, licencias, fabricación de equipos a medida, normalmente en el exterior; y, montajes civiles, mecánicos, eléctricos, etc., que en total demoran entre dos y cinco años. Los atrasos en la terminación de obras de transmisión, afectan a la continuidad y calidad del servicio en las provincias afectadas; y, obligan a generar electricidad con equipos termoeléctricos caros o a importar más energía, para evitar desabastecimientos en las zonas afectadas.
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Las obras de distribución, si bien son relativamente pequeñas en montos, son muy numerosas y cada año se prevé miles de éstas, la construcción de cada obra puede demorar entre algunas semanas, hasta algunos meses o hasta dos años; y, las etapas de generación, transmisión y distribución constituyen una cadena, que si falla uno de los eslabones, afectan a todos y por cierto, al abastecimiento su ciente y con able de energía eléctrica a los usuarios.
Debido a las di cultades de nanciamiento que han retrasado desde hace muchos años una serie de proyectos urgentes, los requerimientos de inversión se siguen concentrando en los primeros años del período de este plan; y en el siguiente grá co se puede ver los montos anuales necesarios.
El Grá co 11.2 es presentado a continuación de forma numérica, pero en miles de dólares y con el desglose de la parte de generación que corresponde a proyectos que están siendo desarrollados por la iniciativa privada y que se han considerado en este Plan, esto es: las hidroeléctricas San José de Minas, San José del Tambo, Apaquí, Pilaló 3, Sigchos, Topo, Victoria, Angamarca; y, las eólicas Villonaco y Ducal Wind Farm.
CRONOGRAMA DE INVERSIONES PREVISTASPLAN MAESTRO DE ELECTRIFICACIÓN 2009 - 2020
Grá co 11.2
Tabla 11.1
CRONOGRAMA ANUAL DE INVERSIONES PREVISTAS PARA EL PERÍODO 2009-2020
500.000.000
1.000.000.000
1.500.000.000
2.000.000.000
2.500.000.000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Electrificación Rural, FERUM
Distribución
Transmisión
Generación
ETAPA \ AÑO Fuente 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 TOTAL
Generación Pública 672,001 1,242,209 1,753,414 1,138,321 945,632 500,257 161,375 117,287 38,838 - - - 6,569,335
Generación Privada - 174,490 116,430 65,155 19,505 4,520 - - - - - - 380,100
Total Generación 672,001 1,416,699 1,869,844 1,203,476 965,137 504,777 161,375 117,287 38,838 - - - 6,949,435
Transmisión Pública 151,470 177,035 86,889 109,910 303,859 17,324 720 20,369 2,327 12,270 10,115 - 892,288
Distribución Pública 229,722 316,255 237,459 209,226 202,247 197,485 189,854 178,684 185,520 188,950 199,035 199,388 2,533,826
Electrificación Rural,
FERUMPública 75,624 120,000 120,000 120,000 120,000 - - - - - - - 555,623,825
TOTAL PME 09-20Miles USD 1,128,817 2,029,990 2,314,191 1,642,612 1,591,243 724,107 351,949 316,340 226,686 201,220 209,150 199,388 10,931,172
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11.4 COSTOS Y PRECIOS
11.4.1 COSTOS
El estudio de costos y tarifas aprobado por el Directorio del CONELEC, mediante Resolución de 12 de febrero de 2009, para de nir la tarifa única nacional a usuarios nales, contempla los siguientes costos ponderados, que fueron aceptados:
• Generación: 4,59 centavos de USD / kWh• Transmisión: 0,47 • Distribución: 3,17
Para aprobar esos costos, el estudio de la Dirección de Tarifas del CONELEC, contiene los análisis de numerosos parámetros, sobre la base de los documentos presentados por el CENACE y las empresas eléctricas.
Para la etapa de generación, se analizan en detalle los costos jos (Administración, operación, mantenimiento, seguros, remediación ambiental, impuestos y contribuciones de ley); así como el costo para Reposición de Activos en Servicio, en función de vidas útiles aprobadas por CONELEC; esto para cada empresa eléctrica generadora, resultando los valores anuales que requiere cada una para cubrir sus costos, como se muestra en los ejemplos del Grá co 11.3.
Grá co 11.3
COSTOS FIJOS PARA LA ETAPA DE GENERACIÓN
Para determinar el denominado “Precio Referencial de Generación”-PRG-, la Dirección de Tarifas del CONELEC, con base en las normas vigentes, considera lo que sigue:
1. La energía suministrada por los generadores del Fondo de Solidaridad y otros entes públicos, incluidas las centrales no escindidas de las empresas distribuidoras, se valora sobre la base de los costos reales, bajo la modalidad de anualidad de costos jos más costo variable de producción.
11,09 11,52 11,68
16,80 16,88 17,40
27,13
50,33
54,92
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
REPOSICIÓN CO&M Total general
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2. La energía suministrada por generadores privados se valora sobre la base de lo establecido en las Regulaciones Nos. CONELEC 006/08 y 013/08.
3. La energía renovable no convencional de las centrales existentes de este tipo, se valora sobre la base de los precios establecidos en la Regulación vigente.
4. Las Transacciones Internacionales de Electricidad se valoran bajo el esquema comercial vigente, hasta negociar uno diferente en el ámbito de la CAN.
El PRG, resultante del estudio de costos, aprobado por el Directorio del CONELEC en febrero del año 2009, dio como resultado las cifras que se indican en la Tabla 11.2.
COMPONENTES PARA EL CÁLCULO DEL PRG
Tabla 11.2
Para la etapa de transmisión, los costos aceptados para reposición de los activos cuando terminen su vida útil y para la operación y mantenimiento, constan a continuación. Se debe tener en cuenta que el Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.), está manejado por una sola empresa, que en los primeros meses del año 2009, se fusionó, junto con cinco empresas generadoras, en la Corporación Eléctrica del Ecuador S.A., CELEC:
• Activo Bruto Total del S.N.T.: 632’957.000 USD
• Anualidad del sistema de transmisión: 20’841.000 USD/año
• Administración, operación y mantenimiento: 35’381.000 USD/año
• TOTAL COSTO DEL S.N.T.: 56’222.000 USD/año
Ese costo se lo relaciona con las demandas de potencia y energía estimadas, para determinar la tarifa, que se mencionará más adelante.
Para la etapa de distribución, la última aprobación tarifaria, de febrero de 2009, contempló 20 empresas distribuidoras, pero los estudios se realizaron considerando también la fusión cumplida a nes del año 2008 por 10 distribuidoras, que conformaron la actual Corporación Nacional de Electricidad S.A., CNEL. El Grá co 11.4 que se muestra a continuación, permite ver los costos totales aceptados por el CONELEC para cada una de las distribuidoras, por los diferentes componentes de sus sistemas eléctricos.
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COSTOS TOTALES PARA CADA DISTRIBUIDORA POR COMPONENTES
Grá co 11.4
Se debe resaltar que parte de los costos presentados por las empresas, no fueron aceptados, especialmente en lo relacionado con pérdidas de energía, como se visualiza en el Grá co 11.5
COSTOS PRESENTADOS POR LAS DISTRIBUIDORAS
Grá co 11.5
Los costos unitarios de distribución son mayores en empresas que atienden a zonas grandes y alejadas, con usuarios dispersos, como es el caso de Galápagos; y, disminuyen en empresas con áreas pequeñas y usuarios concentrados, como por ejemplo en CATEG, que sirve solo a la ciudad de Guayaquil.
En el Grá co 11.6, se muestran los costos totales del servicio eléctrico de cada distribuidora, aceptados por el CONELEC, con idéntico costo por generación y transmisión; y, costos de distribución diversos. La Empresa Eléctrica Galápagos, siendo un sistema asilado, no usa el sistema nacional de transmisión.
2,76 2,87 4,20 6,41 6,88 7,57 8,34 9,71 9,75 10,38 10,77 12,95 14,26 14,85 14,98
21,6125,15 26,61
62,50
77,57
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
80,00
90,00
LÍNEAS S/E PRIMARIA TRAFOS SECUNDARIA AP ACYMED COMERC TOTAL
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El costo medio nacional del servicio eléctrico, aprobado por el CONELEC para el año 2009, es de 8,23 centavos de dólar por cada kilovatio hora, que resulta de sumar los componentes de generación, transmisión y distribución.
11.4.2 PRECIOS
Para que el sistema eléctrico nacional recupere el precio medio que cubra los costos, se diseñan “cargos tarifarios” únicos para todas las empresas eléctricas distribuidoras, que son aplicados a los distintos tipos de usuarios (residenciales, comerciales, industriales, etc.) y a cada bloque de consumo, por ejemplo: primeros 20 kWh, siguientes 50 kWh, etc.
Los precios medios que según el estudio tarifario deberían percibir las distribuidoras, al aplicar los cargos tarifarios únicos nacionales aprobados para los distintos tipos y bloques de consumo, son los que constan en el cuadro siguiente. Las diferencias derivan de las distintas composiciones de tipos de usuarios y consumos medios de cada zona:
Grá co 11.6
7,307,87 7,94 8,10 8,12 8,36 8,39 8,62 8,67
8,80 9,13 9,35 9,38 9,5610,52
10,55
11,9212,38
13,8714,35
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
CA
TE
G
ES
ME
RA
LD
AS
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BÍ
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R
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S
BO
LÍV
AR
GA
LA
PA
GO
S
US
D¢
/kW
hCOSTOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO
DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN GENERACIÓN PRECIO MEDIO
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Tabla 11.3
Con esos precios medios por distribuidora, el precio medio nacional resultante se estima en 8,24 centavos de dólar por cada kilovatio hora.
Las empresas distribuidoras cuyo costo aprobado está por debajo del precio que facture, tienen derecho, según el Mandato Constituyente No. 15, a recibir mensualmente del Ministerio de Finanzas, la compensación correspondiente como dé cit tarifario.
En cada año el CONELEC debe revisar los resultados y previsiones de las empresas eléctricas, para actualizar el estudio de costos y aprobar los cargos tarifarios.
11.5 BENEFICIOS ECONÓMICOS Y SOCIALES
La ejecución de los proyectos del presente Plan Maestro de Electri cación, permitirá seguir abasteciendo a las viviendas, comercio, industrias y más instalaciones que requieren energía eléctrica; y, suministrar el servicio a las nuevas demandas, debidas al crecimiento poblacional y al desarrollo económico nacional.
Según la Constitución vigente, el servicio de energía eléctrica es de tipo estratégico y por tanto debe ser adecuado para cubrir las necesidades actuales y futuras, con lo cual se asegurará el crecimiento de la economía nacional, la competitividad en el mercado mundial y la mejora de las condiciones de vida de quienes habitan el Ecuador.
11.6 RIESGOS EN CASO DE NO EJECUCIÓN DEL PLAN
Si por cualquier circunstancia no se llegan a realizar los proyectos necesarios para cubrir las necesidades energéticas de algunas zonas o de todo el país, se tendrían algunas consecuencias como las que se ejempli can a continuación:
PRECIO MEDIO DEFICIT
PRECIO MEDIO APLICADO TARIFARIO
EMPRESAS USD¢/kWh USD¢/kWh USD
AMBATO 9,35 8,86 1.905.725,21AZOGUES 12,38 9,57 1.116.248,88BOLÍVAR 13,87 10,42 1.820.249,75CATEG 7,30 7,48 - CENTRO SUR 9,13 9,00 920.843,65 COTOPAXI 9,38 8,13 2.765.086,62EL ORO 8,39 9,04 - EMELGUR 8,12 9,00 - ESMERALDAS 7,87 8,61 - LOS RÍOS 8,62 8,83 - MANABÍ 7,94 8,47 - MILAGRO 8,80 8,54 890.080,67 NORTE 9,56 9,52 183.646,80 QUITO 8,10 7,87 7.311.721,87RIOBAMBA 10,52 9,84 1.554.395,42SANTA ELENA 8,36 8,20 544.670,71 SANTO DOMINGO 8,67 8,55 408.391,84 SUR 11,92 9,36 5.388.839,06SUCUMBIOS 10,55 8,96 2.246.581,47GALAPAGOS 14,35 9,16 1.481.498,51
TOTAL 8,23 8,24 28.537.980,45
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Plan Maestro de Electri cación del Ecuador 2009 - 2020487
- Desmejoramiento del nivel de vida de la población- Disminución de las fuentes de trabajo que se requieren para las obras del plan- Pérdidas para el comercio, la agricultura, las actividades extractivas y la industria- Reclamos de la población a las empresas eléctricas y al gobierno nacional- Inseguridad pública, por falta de iluminación en vías y edi cios- Complicaciones para el tránsito urbano, aéreo, etc., por falta de señalización- Afecciones a los sistemas de telecomunicación, que dependen de electricidad- Posibles pérdidas de vidas humanas en unidades de salud afectadas- Las familias de los sectores rurales más alejados del país seguirían sin energía.
Si la demanda de potencia y energía eléctrica crecen a ritmo mayor al previsto en este plan; o, si desmejoran las condiciones hidrológicas o de disponibilidad de equipos y combustibles, los riesgos serían aún mayores, por cual todas las entidades y empresas del sector eléctrico, deben hacer un seguimiento continuo de las variaciones de la oferta y la demanda de electricidad, para realizar los ajustes y correctivos necesarios, en caso de desvíos importantes respecto de lo previsto.
El Plan Maestro de Electri cación 2009-2020 ha sido elaborado por el siguiente equipo de trabajo:
Mediante Resolución No. 099/09 de 5 de noviembre de 2009, el Directorio aprobó el Plan Maestro de Electri cación 2009-2020 elaborado por el CONELEC en atención a lo dispuesto en el literal b) del artículo 13 de la Ley de Régimen
del Sector Eléctrico.
Marcelo Neira M.
Iván Velástegui R.
Rodney Salgado T.
Jorge Mendieta B.
Ana Villacís L.
Andrés Bravo
Carlos Andrade
Geovanny Bonifaz
Alfredo Samaniego
Medardo Cadena M.
Patricio Oliva
Paúl Vásquez
Daniel Guerrero L.
Mario Andrade
Germán Quishpe S.
Fausto Cevallos
Gina Moreta
Alejandro Sánchez
Consejo Nacional de Electricidad – CONELEC
