Nota Sectorial Energía Eléctrica

Notas Sectoriales
Oficina Económica y Comercial
de la Embajada de España en Nairobi
El mercado de
la energía
eléctrica en
Kenia
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Notas Sectoriales
El mercado de
la energía
eléctrica en
Kenia
Esta nota ha sido elaborada por Manuel Hoogeveen
González bajo la supervisión de la Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Nairobi
Septiembre 2012
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EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
ÍNDICE
CONCLUSIONES
4
I. DEFINICION DEL SECTOR
SECTOR
1. Delimitación del sector
2. Estructura del sector, principales agentes
5
5
6
II. OFERTA
1. Capacidad y producción anual de energía eléctrica
2. Importaciones y exportaciones de energía eléctrica
3. Transmisión y transporte de energía eléctrica
4. Distribución y suministro de energía eléctrica
5. Cambios marco legal
8
8
13
15
18
20
III. ANÁLISIS CUALITATIVO
CUALITATIVO DE LA DEMANDA
1. Factores que inciden en el crecimiento de la demanda
2. Estructura de la demanda
21
21
22
IV. PRECIOS Y SU FORMACIÓN
FOR MACIÓN
25
V. PERCEPCIÓN DEL PRODUCT
PR ODUCTO
ODUCTO ESPAÑOL
29
VI. CONDICIONES DE ACCESO
ACCESO AL MERCADO
30
VII. ANEXOS
1. Tablas y documentos anexos
2. Bibliografía y fuentes
31
31
35
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EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
CONCLUSIONES
Kenia es un país donde el 71% de la población no tiene acceso a la red eléctrica y donde actualmente las industrias y manufacturas son sólo el 10% del PIB (a pesar de esto representan el 45,7% de la energía total demandada). Se trata de un país con una gran demanda insatisfecha, por lo que se espera que la oferta aumente considerablemente en los próximos
años.
Un aumento en la oferta tiene que llegar de la mano de una mejora en las infraestructuras de
transmisión y distribución, que en este momento únicamente llegan al 29% de la población.
Otro factor a tener en cuenta es la ineficiencia de esta red eléctrica, que en 2011 contaba
con un 16,6% de demanda inclasificable y pérdidas de voltaje por transmisión (incluye robos). Muestra de esta necesidad es el gran impulso que Ketraco le ha dado a la transmisión
de alta tensión con más de 3.000 Km de líneas en construcción, además de alrededor de
1.290 Km en proyectos planificados para su implementación a corto y medio plazo.
En Kenia se ha registrado un aumento de la electricidad demandada de 2007 a 2011 del
21,7%, mientras que la energía generada ha aumentado en un 19,5%. En capacidad instalada, el aumento ha sido ligeramente inferior con un crecimiento del 19,1% para el mismo periodo.
El sector de la energía eléctrica en Kenia es uno de los más dinámicos y con más financiación multilateral en la actualidad, junto con el transporte y el tratamiento de aguas. El Banco
Africano al Desarrollo y el Banco Mundial en estos momentos están financiando importantes
proyectos.
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EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
I.
DEFINICION DEL SECTOR
1. DELIMITACIÓN DEL SECTOR
SECTOR
Por sector de la energía eléctrica se entiende todo el proceso que va desde la generación
hasta el consumo de la misma. En esta nota se tratan las distintas fuentes de energía eléctrica, la transmisión energética en el país, y el sistema de distribución de la energía. También
se analizan los costes y precios en el sector, y los distintos problemas y retos que afronta el
país. Se analizará la oferta actual y futura, con una breve explicación de las distintas instituciones que participan en la formación de la misma. También se tratarán los factores que inciden sobre la demanda y su crecimiento, la estructura de la demanda y sobre la financiación
multilateral que recibe el sector actualmente.
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EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
2. ESTRUCTURA DEL SECTOR,
SECTOR, PRINCIPALES AGEN
AGENTES
La estructura de funcionamiento de las empresas encargadas en su conjunto de generar,
transmitir y distribuir energía eléctrica se puede resumir en el siguiente diagrama, con una
breve explicación del cometido de las distintas instituciones y participantes que aparecen en
el mismo.
Gráfica 1
Fuente:http://www.ketraco.co.ke/learn/electricity-sub-sector.html
GENERACIÓN
Kengen; Kenya Electricity Generating Company, Empresa pública con una participación del
gobierno del 70%, genera alrededor del 80% de la energía producida en Kenia.
GDC (Geothermal Development Corporation): Empresa 100% controlada por le Gobierno
de Kenia, se creo para acelerar el uso de los recursos geotérmicos como fuente de energía.
Gestionan los recursos geotérmicos, buscan emplazamientos viables para nuevas plantas, y
buscan financiación.
IPPs: Independent Power Producers o Productores Independientes de electricidad. Producen el 20% restante de la energía generada. Actualmente hay 4 empresas consideradas
IPPs: Iberafrica Power, Westmont Power, Orpower 4 y Tsavo Power Company. Esas compañias venden la energía generada a KPLC a traves de PPA (Power Purchasing Agreements) en
paquetes pactados con anterioridad con la KPLC y la Energy Regulatory comisión, encargada de la regulación en el sector.
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EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
TRANSMISIÓN
Ketraco:
Ketraco: Kenya Electricity Transmission Company, empresa 100% controlada por el gobierno. El cometido de Ketraco es la planificación, diseño, construcción y gestión de las nuevas líneas de transmisión con subestaciones que se está llevando a cabo en Kenia, El objetivo es una mayor eficiencia en el transporte de energía a largas distancias y dar acceso a la
red eléctrica en regiones remotas, crear líneas de transmisión que conecten a Kenya con los
países vecinos Tanzania y Etiopía para permitir la exportación e importación de energía.
DISTRIBUCIÓN
KPLC: Rebautizada como Kenya Power, es dueña de todas las infraestructuras de transmisión y distribución. Se trata de una empresa con participación mayoritaria del gobierno. Se
encarga de distribuir la energía al consumidor final, también del buen estado de las infraestructuras de transmisión. Compra la energía de Kengen y de los IPPs a precios pactados con
los mismos y con la aprobación de la ERC. Se prevé que en un futuro los activos de transmisión los gestione Ketraco, Kenya Power únicamente gestionará las redes de distribución.
REA: Rural Electrification Authority, es la institución encargada de promover y acelerar el acceso a la electricidad en el ámbito rural. En la práctica funcionan como distribuidores de
energía al ser los gestores y proveedores en esas áreas sin acceso a la red eléctrica nacional. Gestionan distintos proyectos de distribución y tienen potestad para licitar el suministro
de aquellos materiales y servicios necesarios para realizar su función.
REGULADORES
Energy Regulatory Comision (ERC): Es el órgano regulador del sector, depende del Ministerio de Energía. Se encarga de aprobar los acuerdos entre los IPPs y la KPLC, también revisan y ajustan las tarifas al consumidor. Además, también regula y hace cumplir las reglas
medioambientales y de seguridad. Se trata del órgano que suministra las licencias necesarias para entrar en el sector.
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EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
II.
OFERTA
1. CAPACIDAD Y PRODUCCIÓN
PRODUCCIÓN ANUAL DE ENERGÍA ELÉCTRI
ELÉCTRICA
En la siguiente tabla se pueden estudiar los detalles de la capacidad instalada en Kenia. El
total de capacidad instalada en 2011 aumentó en un 8,6% hasta llegar a los 1.534,3MW. En
2010, el aumento fue de un 7,7%. Este incremento en 2011 se atribuye a un aumento de las
instalaciones térmicas e hidroeléctricas. Por ejemplo, en el primer trimestre de 2011, se terminó la construcción de la planta térmica más grande de Kenia (llamada Kipevu III) que a esa
fecha contaba con una capacidad instalada de 115,0 MW. Por otro lado, también se finalizó
en el último trimestre de 2011 una planta de producción de emergencia de electricidad
(Emergency Power Producer, EPP) llamada Aggreko Muhoroni con una capacidad de 60MW.
En cuanto a las plantas hidroeléctricas, se aumentó la capacidad de la central de Tana, ya
existente, de 10 a 20 MW. Por su parte, la capacidad instalada de energía geotérmica en
2011 sólo aumentó de 189 a 190,6MW.
Tabla 2
Fuentes
2007
2008
2009
2010
2011
Hidroeléctrica
677,3
719,0
730,0
728,0
735,0
Capacidad Instalada 2007 a 2011 en MW
Térmica Geotérmica
Cogeneración
389,3
128,0
2,0
418,9
128,0
2,0
421,5
158,0
2,0
469,2
189,0
26,0
582,7
190,6
26,0
TOTAL Aumento %
1.196,6
1,7%
1.267,9
6,0%
1.311,5
3,4%
1.412,2
7,7%
1.534,3
8,6%
Fuente: Kenya Economic Survey 2012
En cuanto a la generación real de energía, el aumento en 2011 fue del 8,4% (se pasó de
6.975,8 GWh en 2010 a 7.559,9 GWh en 2011).
En cuanto a la energía térmica, se ha experimentado un aumento del 27,2% en términos de
generación. Por otro lado, el total de energía geotérmica únicamente ha crecido en un 0,1%
hasta los 1.443,7 GWh en 2011 y el total generado por las centrales hidroeléctricas ha disminuido ligeramente a causa de la sequía sufrida durante el año en el cuerno de África.
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EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
Tabla 3
Generación de electricidad de 2007 a 2011 en GWh
Fuentes
2007
2008
2009
2010
2011
Hidroeléctrica
3.591,5
3.267,0
2.160,0
3.224,0
3.217,2
Termal a
partir de
Gasoil
Geotérmica
Cogeneración Eólica TOTAL
1.735,8
988,9
8,3
0,1 6.324,6
2.145,4
1.039,0
4,0
0,2 6.455,6
2.997,0
1.293,0
50,0
7,2 6.507,2
2.201,0
1.442,0
92,0
16,8 6.975,8
2.800,5
1.443,7
80,9
17,6 7.559,9
Aumento %
7,3%
2,1%
0,8%
7,2%
8,4%
Fuente: Kenya Economic Survey 2012
En cuanto a la generación térmica se puede desagregar según el productor. Se observa que
en los últimos años la producción de los IPP ha ido aumentado considerablemente.
Tabla 4
Termal a partir de Gasoil
Productores
Años
2007
2008
2009
2010
2011
KenGen
IPP
EPP
Total
Aumento %
365,0
847,5
523,3
1.735,8
-4,6%
521,4
883,0
741,0
2.145,4
23,6%
654,0
1.208,0
1.135,0
2.997,0
39,7%
291,0
1.370,0
540,0
2.201,0
-26,6%
903,0
1.538,8
358,7
2.800,5
27,2%
Fuente: Kenya Economic Survey 2012.
A partir de 2009 se puede observar una disminución considerable de la producción de los
EPP (productores de energía de emergencia en sus siglas en inglés). Esta disminución proviene del aumento de la producción hidroeléctrica en 2010 y del aumento de la capacidad
instalada con la finalización de la planta térmica de Kipevu III, mencionada anteriormente.
Gráficas 5 y 6
Proporción Fuentes de Energía Eléctrica
2010
20,9%
0,24%
46,8%
Hidroeléctrica
Proporción Fuentes de Energía Eléctrica
2011
19,3%
0,24%
Térmica
32,0%
Geotérmica
43,0%
Hidroeléctrica
Térmica
37,4%
Eólica
Geotérmica
Eólica
Fuente: Kenya Economic Survey 2012
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EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
En cuanto a la estructura del sector según las fuentes de energía, se observa que la tendencia apunta al crecimiento del uso de la energía térmica.
Ésta ha experimentado un crecimiento proporcional del 5,4% en 2011, que a su vez proviene
de la disminución proporcional de la energía geotérmica e hidroeléctrica. Hay que tener en
cuenta que Kenia no tiene a su disposición recursos hidrológicos que garanticen el suministro eléctrico dada la gran variabilidad de caudales de los distintos ríos según la época del
año. Es por esta razón que se tiende a utilizar plantas térmicas que permitan más flexibilidad
en cuanto a la producción energética.
En lo referente a la oferta esperada a medio y largo plazo, se están construyendo varias
plantas generadoras alrededor del país y además, está planificada la construcción de otras a
medio plazo. En la siguiente tabla se pueden observar los proyectos que Kengen tiene en
marcha, la capacidad instalada esperada y la fecha de entrada en funcionamiento de los
mismos.
También existen otros proyectos como el Parque Eólico de Turkana de 300 MW, que lo está
llevando a cabo un IPP y posiblemente entrará en funcionamiento en 2015.
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EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
Tabla 7
Proyecto
Fuente
Geotérmica
Térmica
Capacidad
(MW)
2,5
80
Eburru
Muhoroni
MSD
Puesta en Marcha en Dic 2011
Puesta en Marcha en Oct 2012
Sang’oro
Hydro
Hidroeléctrica
21
Puesta en Marcha en Feb 2012
Ngong Wind
I Phase II
Eólica
6,8
Puesta en Marcha en Abr 2013
32
Unit 3 Puesta en Marcha en Jun 2012
Kindaruma Hidroeléctrica
3rd Unit &
Uprating Unit
1&2
Estatus
Es tatus
Unit 2 Puesta en Marcha en Dic 2012
Unit 1 Puesta en Marcha en Jun 2013
Olkaria I Unit
4&5
Geotérmica
140
Puesta en Marcha en Dic 2013
Olkaria IV
Isiolo Wind
Marsabit
Wind
Geotérmica
Eólica
Eólica
140
50
150
Puesta en Marcha en Dic 2013
Puesta en Marcha en Jul 2013
Estudio de Viabilidad en proceso
Olkaria 1 Unit
6&
Olkaria IV
Unit 3
Geotérmica
140
Puesta en Marcha en Jun 2016
Olkaria IV
unit 4 and 5
Geotérmica
170
Puesta en Marcha en Jun 2016
Kilifi Coal
Térmica
LNG
Térmica
Capacidad total
600
300
1.832,30
1.832, 30
Puesta en Marcha en Jun 2016
Estudio de Viabilidad en proceso
Fuente: http://www.kengen.co.ke/index.php?page=business&subpage=current
Si se realiza una proyección de la capacidad instalada incluyendo los proyectos planificados
por Kengen y el parque eólico de Turkana, podemos ver una estimación de la capacidad instalada en los próximos años.
Tabla 8
Capacidad Instalada Prevista 2011 a 2015 en MW
Aumento
Fuentes Hidroeléctrica Termal Geothermal Cogeneración Eólica TOTAL %
2011
735,0 582,7
190,6
26,0
17,6 1.534,3
8,6%
2012
756,0 662,7
193,1
26,0
24,4 1.662,2
8,3%
2013
756,0 694,7
473,1
26,0
74,4 2.024,2
21,8%
2014
756,0 694,7
473,1
26,0
74,4 2.024,2
0,0%
2015
756,0 694,7
473,1
26,0 374,4 2.324,2
14,8%
Fuente: Elaboración Propia a partir de datos del Kenya Economic Survey 2012 y de la Tabla 7.
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EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
En términos absolutos, el aumento de capacidad instalada desde 2011 a 2015 aumentaría en
un 51%. Hay que tener en cuenta, sin embargo, que los retrasos en la puesta en marcha de
los proyectos son bastante frecuentes.
No obstante, existen estimaciones más optimistas que las realizadas en la tabla anterior. Hay
que tener en cuenta que si se suman los objetivos del gobierno de atracción de inversiones
el número de proyectos aumenta considerablemente. En el caso anterior sólo se han considerado los proyectos ya confirmados de los IPPs y los que publican desde KenGen.
El 5 de julio de 2012, apareció en el periódico más importante del país, el Daily Nation, una
noticia con el siguiente título: “Over Sh 600bn handed to fund power projects (Daily Nation)”
En este articulo se discuten las necesidades de inversión para seguir aumentado la oferta al
ritmo que aumenta la demanda. En el mismo artículo, se menciona que para 2016 se espera
una capacidad instalada de 3.871MW, muy por encima de los datos suministrados en la tabla anterior.
Si se pudiese acceder a los proyectos futuros de los IPPs que aún no están garantizados y a
otros proyectos para los cuales el gobierno aún está buscando financiación, se podría llegar
a la estimación proporcionada por parte del Daily Nation para 2016. De todos modos, se trataría de una estimación bastante optimista.
La GDC, en su papel de atracción de inversores, ha conseguido atraer a una lista importante
de empresas interesadas en llevar a cabo proyectos de generación de energía geotérmica.
De este modo, diecinueve empresas han sido invitadas a participar en el concurso de cuatro
concesiones de 100 MW. Además, se han obtenido 20,1 M EUR del Climate Investment
Fund y 100,4 M EUR del Banco Africano de Desarrollo para financiar la primera fase del proyecto geotérmico de 400MW en Menengai.
Por otro lado, KenGen está buscando inversores para construir seis plantas geotérmicas con
una capacidad total de 585 MW. A pesar de que la consecución de estos proyectos aún
queda lejana, se espera que con la entrada en funcionamiento de estas nuevas instalaciones
se reduzca a la mitad el precio de la electricidad para el consumidor.
El plazo esperado de puesta en funcionamiento para los 400 MW de Menengai es 2016,
mientras que todavía no hay fechas estimadas para los 585 MW de KenGen.
Por último, un breve apunte sobre la financiación multilateral y bilateral para el desarrollo de
instalaciones de generación de energía. El apoyo de este tipo de instituciones está ayudando
mucho al sector y es una de las razones del gran aumento de inversores dispuestos a llevar
a cabo proyectos en Kenia.
Esta financiación se dirige casi exclusivamente a las energías renovables. La gran mayoría de
financiación en Kenia se ha destinado al desarrollo de la energía geotérmica. En la siguiente
tabla se muestra un listado de los distintos proyectos que tienen en marcha el Banco Mundial, la Agencia Francesa al Desarrollo y el Banco Africano al Desarrollo en generación eléctrica.
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EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
Tabla 9
Referencia
Financiación Multilateras y Bilateral de Proyectos de Energía en Generación
Proyecto
Importe en
Estatus
Fecha
Organismo
Millones €
Aprobación
P122671
P128163
CKE 1051
CKE 1038
P103037
P-KE-FZ0-003
P110173
P083131
Kenya Private Sector Generation Support Project
Lake Turkana Wind Project
Geothermal Olkaria I and IV
Supporting Geothermal Development
Electricity Expansion
Menengai Geothermal Development
Project
Energy Sector Recovery Project Additional Fianancing
Energy Sector Recovery Project
134,0
Activo
28/02/2012
BM
63,0
150,0
56,0
266,7
Pipeline
Activo
Activo
Activo
N.D.
N.D.
N.D.
27/05/2010
BM
AFD
AFD
BM
Aprovado 14/12/2012
AfDB
81,8
64,7
64,7
Activo
Activo
02/04/2009
13/07/2004
BM
BM
Fuente: Banco Mundial, Banco Africano para el Desarrollo y la Agencia Francesa para el Desarrollo.
En total, los distintos proyectos suman 880,9 M EUR, lo que supone un gran impacto positivo para el desarrollo de este tipo de infraestructura en el país.
2. IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES
EXPORTACIONES DE ENER
ENERGÍA ELÉCTRICA
En la siguiente tabla podemos observar los flujos de importación y exportación de energía
eléctrica de Kenia.
Tabla 10
Exportacions e Importaciones de Energía Eléctrica a Uganda y Tanzania en GWh
Años
2007
2008
2009
2010
2011
Exportaciones Kenianas
58,3
41,0
27,0
29,6
37,3
Importaciones Kenianas
22,6
25,0
39,0
30,0
33,9
Saldo
35,7
16,0
-12,0
-0,4
3,4
Fuente: Economic Survey 2012
En 2011, la exportación de energía de Uganda y Tanzania a Kenia fue de 33,9 GWh y la exportación de 37,3 GWh. Si se observan las tendencias en los últimos años, se ve cómo únicamente en 2009 y 2010 hubo déficit, mientras que en el resto de los años la posición se experimentó superávit.
Hay que matizar que los flujos de exportación e importación con los países limítrofes, tan solo suponen un 0,45% y un 0,49% respectivamente sobre la capacidad de generación neta
de energía en Kenia. Por tanto, se puede concluir que en la actualidad la interconexión con
otros países de la zona apenas tiene importancia.
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13
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
Este dato cambiará en un futuro debido a que existen, en fase de licitación o en marcha,
proyectos de transmisión para permitir la interconexión entre varios países de la zona.
El “Eastern Africa Interconnector” es un proyecto de transmisión eléctrica entre Kenia y Etiopía. La manifestación de interés apareció en prensa el 15 de marzo de 2012. El proyecto está
financiado por el Banco Mundial, el Banco Africano al Desarrollo y la Agencia Francesa para
el Desarrollo. El objetivo es conectar las redes eléctricas de ambos países para poder aprovechar la gran capacidad hidroeléctrica de Etiopia. Este proyecto forma parte de la del EAPP
(East African Power Pool) cuyo objetivo es la interconexión de todos los países miembros de
la zona: Ruanda, Burundi, República Democrática del Congo, Tanzania, Kenia, Etiopía, Sudán, Egipto y Libia.
Mapa 11
11
La EAAP es una organización intergubernamental que forma parte de COMESA y
tiene sede en Adis Abeba en Etiopia. Hay
que destacar la ausencia de introducir en
el plan países como Uganda o Somalia,
aunque no se descarta su entrada en la
organización en un futuro próximo.
En el siguiente mapa se puede ver una
estimación de la interconexión entre los
distintos países de la zona con la capacidad instalada esperada para 2030.
Otro de los programas de interconexión
que se han impulsando recientemente es
el NELSAP (Nile Ecuatorial Lakes Subsidiary Action Program). Dentro de este
programa, surgió una licitación el 28 de
Junio de 2012 para la interconexión (lado
de Kenia) de las redes kenianas y de
Uganda. Dicho proyecto será financiado
por el Banco Africano al Desarrollo.
el coste Fuente: http://www.eappool.org/
El objetivo de ambos programas es promover el crecimiento en la región a través
de la colaboración entre países aunque el
objetivo primordial para Kenia es abaratar
de la energía en el país.
Por último, también esta en fase de preparación el proyecto de interconexión con Tanzania.
Por el lado tanzano el proyecto se denomina Backbone Transmisión Investment Project, que
junto con los trabajos realizados en Kenia, se persigue unir sus redes eléctricas a través de
una línea de alta tensión. Este proyecto cobra aún más importancia al encontrarse en marcha ya la interconexión con Etiopía y los planes futuros de conectar las redes eléctricas de
Zambia y Tanzania. Se espera que salga el proyecto a principios de 2013, se trataría de una
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14
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
línea de alta tensión a 400Kv de 265 Km en el lado Tanzano y de 145Km en Kenia. Por último, con la conexión a Tanzania, Kenia ganaría acceso a la South Africa Power Pool, de la
cual Tanzania es miembro. Se espera que para 2015 las redes eléctricas de estos países se
encuentren interconectadas.
3. TRANSMISIÓN Y TRANSPORTE
TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA
ELÉCTRICA
En cuanto a las líneas de transmisión internas, Kenia también está siendo muy activa. Una de
los problemas de la red eléctrica keniana es la falta de infraestructuras adecuadas de transmisión interna. La razón de la creación de Ketraco como compañía fue la creación de una
red de transmisión eléctrica que permitiese un aumento de la eficiencia en el transporte de
energía. Con Ketraco se separarán las lineas de transmisión y distribución. Así, Ketraco gestionará y mantendrá las líneas de alta tensión mientras que Kenya Power se encargará de las
de baja y media tensión.
Otro elemento clave a la hora de describir la red de distribución eléctrica keniana es la pérdida de voltaje en transmisión. En 2011, las “perdidas de transmisión y demanda no clasificable” fueron del 16,6 % en relación a la generación total. Este dato incluye, además de las
pérdidas de voltaje en transmisión, los robos de electricidad a través de conexiones ilegales
y la demanda eléctrica que por cualquier razón no se puede clasificar. Al no disponer de datos desagregados, es complicado precisar qué proporción de esta cifra corresponde a la
pérdida por transmisión, pero en cualquier caso, se trata de una cifra elevada.
El informe elaborado por Ketraco de “Prioridad de Implementación de proyectos de Transmisión” forma parte de los esfuerzos realizados para la interconexión de las redes eléctricas
de los distintos países de la zona. En este informe, se establece la necesidad de un total de
4.500Km de líneas de transmisión de 132kV, 220kV, 400kV y 500kV respectivamente. Todos
estos rangos de voltaje se encuentran en la clasificación de Líneas de Alta Tensión, necesarias para el transporte eficiente de energía. En 2010 (últimos datos disponibles), Kenia contaba con la siguiente red de distribución y transmisión:
Tabla 12
Red de Distribución y Transmisión en Kenia (Datos de 2010)
Voltaje (kV)
Distancia
Uso
220 1.331 Km
Transmisión
132 2.112 Km
Transmisión
66 649 Km
Distribución
40 29 Km
Distribución
33 13031 Km
Distribución
11 24334 Km
Distribución
Fuente: Comité Departamental de energía, comunicaciones e información, Parlamento de Kenia. Bibliografía nº6.
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EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
Se puede observar que hay una falta de líneas de transmisión por encima de 220 kV, lo que
denota la importancia del “Plan de Implementación de Proyectos de Transmisión”.
Un ejemplo claro es la falta de una línea de alta tensión con capacidad de transporte entre
Nairobi y Mombasa. La pérdida de voltaje, al no existir una línea adecuada, hace que no sea
efectivo económicamente aprovechar los recursos energéticos en la zona de la costa o del
altiplano (Nairobi) cuando hay excedentes de capacidad productiva en cualquiera de las dos
zonas. En estos momentos está en marcha, aunque con retraso, la instalación de la línea de
transmisión Nairobi – Mombasa. Debería de estar terminada para mediados de 2013 pero
problemas en la adquisición del suelo están retrasando la construcción que lleva a cabo la
empresa india Kalpataru Power Transmission Ltd.
La capacidad actual de la línea de transmisión que conecta Nairobi a Mombasa es de
56MW, cifra que se quedó insuficiente con la finalización de dos plantas térmicas en la región de Mombasa. Con estas nuevas líneas de transmisión, aumentará el porcentaje de población con acceso a la red eléctrica además de la eficiencia de transporte. No hay disponibles estimaciones del aumento de eficiencia o de usuarios con la construcción de esta nueva
línea.
Una muestra de esta falta de líneas de alta tensión se puede observar en los proyectos de
transmisión que actualmente se encuentran en construcción. En la siguiente tabla se registran los Km por tensión de la suma de 20 proyectos que actualmente gestiona Ketraco y que
se encuentran en proceso de construcción.
Tabla 13
Proyectos en marcha de Distribución Eléctrica
Voltaje (kV)
Distancia
Uso
500
686 Km
Transmisión
400
923 Km
Transmisión
220
709 Km
Transmisión
132
752 Km
Transmisión
Elaboración propia con datos de Ketraco. http://www.ketraco.co.ke/projects/ongoing/index.html
A continuación, se muestra un listado de los distintos proyectos gestionados por Ketraco en
espera de comenzar su implemententación. La lista no es exhaustiva por la falta de actualización de la información que publica Ketraco. Por otro lado, no se han incluído los proyectos
que se encuentran en progreso en este momento.
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16
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
Tabla 14
PROYECTOS PLANIFICADOS PARA SU IMPLEMENTACIÓN
1 Kenya-Tanzania Power Interconnection Project
510-km 400 kV Línea de Transmisión de Interconexión
2 Kindaruma -Athi River Line
150km 220kV Línea de Transmisión y subestación de 75MVA en Kndaruma
3 Sondu - Kendu - Homa Bay
80Km 132kV Línea de un solo circuito con 2 subestaciones de 23MVA en Homa Bay
4 Baringo - Rongai
80Km 220kV Línea de doble circuito y 2 subestaciones de 75MVA
5 Arusha - Nairobi
260km ,400kV Linea de Transmisión
6 Konza - Machakos
45km 132kV Línea y subestación de 23MVA
7 Konza - Kajiado
45km 132kV Línea y subestación de 23MVA
8 Nyahururu - Maralal
Información no disponible
9 Meru - Isiolo - Nanyuki
75km 132kV Línea de transmisión y Subestación de 23MVA
10 Sub-Station at Mariakani & Isinya
400/220kV Construcción de Subestaciones en Mariakani
11 Suswa & Loiyangalani S/Stns.
Subestaciones en Loiyangalani 400kV y Suswa 400/220 kV
12 Nairobi Metropolitan Ring: Suswa - Ngong Line
45km 220kv Línea de doble circuito y 2x90MVA, 220/66kV subestación en N'gong
Fuente: Ketraco, http://www.ketraco.co.ke/projects/planned/index.html
De esta lista de proyectos destacan el de interconexión con Tanzania (número 1) y el Nairobi
Metropolitan Ring que aumentará considerablemente la capacidad de la red en momentos
de pico de demanda además de permitir el acceso a la red de gran parte de la población urbana de la ciudad que aún no cuenta con esta posibilidad.
En el caso de la transmisión eléctrica, actualmente las instituciones multilaterales y de desarrollo tienen varios proyectos en marcha para la financiación del sector. En el siguiente cuadro, se reúnen algunos de los proyectos existentes financiados, en concreto, los del Banco
Mundial, el Banco Africano para el Desarrollo y la Agencia Francesa para el Desarrollo. En total suman 291,1 M EUR.
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17
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
Tabla 15
Financiación Multilateras y Bilateral de Proyectos de Energía en Transmisión
Referencia
Proyecto
Importe en Estatus
Fecha
Organismo
Millones €
Aprobación
CKE 1068
CKE 6012
P-KE-FA0-004
P-KE-FA0-003
Nairobi Transmission Ring
Mombasa Nairobi Transmision Line
Project
Power Transmission Improvement
Project
Mombasa Nairobi Transmision Line
Project
50,0
Activo
N.D.
AFD
60,0
Activo
N.D.
AFD
40,7
Activo
En Marcha
06/12/2010
AfDB
06/05/2009
AfDB
140,4
Fuente: Banco Mundial, Banco Africano para el Desarrollo y la Agencia Francesa para el Desarrollo.
4. DISTRIBUCIÓN Y SUMINISTRO
SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
ELÉCTRICA
Como se ha comentado con anterioridad, la empresa encargada de la distribución eléctrica
es Kenya Power. Se trata de una empresa pública que gestiona las líneas de distribución y
las subestaciones para la conversión de la energía a voltajes apropiados para la distribución
al consumidor final. Su cometido es el de instalar, mantener y gestionar todas las infraestructuras necesarias para este fin.
En gran medida, son los responsables de hacer llegar la red eléctrica a nuevos consumidores juntamente con Ketraco. Actualmente, Kenya Power tiene uno de los cometidos más importantes al ser la responsable de llevar la conexión eléctrica a los consumidores finales. Los
últimos datos de 2011 señalan que el porcentaje de población con conexión a la red eléctrica era del 29%.
A continuación, se muestra una tabla con los objetivos de distribución que tiene Kenya Power desde 2010 a los años sucesivos.
Tabla 16
Cifras de distribución históricas y objetivos futuros (datos 2011)
Años
2010
2011
2012
Objetivo 2016
Número total de clientes
1.463.639
1.683.639
1.883.639
2.663.639
Tiempo conexión nuevos
clientes (días)
65
71
60
30
Acceso a red eléctrica
25%
29%
32%
39%
Fuente: KPLC, http://www.kplc.co.ke/index.php?id=151
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18
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
El objetivo para 2012 ha sido de un acceso a la red eléctrica del 32% aunque es complicado
estimar si actualmente estos objetivos se han cumplido. Otro objetivo importante es la reducción del periodo de espera para la conexión una vez se dé acceso a la red eléctrica que
para 2012 se estimaba en unos 60 días. Para 2016, el objetivo es reducir este periodo en un
50%.
Para llegar a conseguir estos objetivos, Kenya Power se encuentra desarrollando varios proyectos en los que están planeadas líneas de baja tensión y subestaciones. En el anexo 3 se
incluye un listado con los proyectos que integran el Plan de Expansión de Distribución Eléctrica 2011-2015. En total, todos los proyectos suman un total de 103,6 M USD, siendo las
regiones más favorecidas la de Nairobi y el Oeste de Kenya con 42,3 M USD y 36,6 M USD,
respectivamente. Las regiones menos favorecidas son la Costa y la zona de Mt. Kenya con
12,2 M USD y 12,5 M USD, respectivamente.
Por último, las instituciones de ayuda al desarrollo, multilateral y bilateral, también están financiando algunos proyectos de distribución en la zona. En la siguiente tabla se pueden observar algunos de dichos proyectos. Con un total invertido en distribución entre estas distintas instituciones de 466,1 M EUR.
Tabla 17
Financiación Multilateras y Bilateral de Proyectos de Energía en Distribución
Importe en MiFecha Aprollones €
bación
Referencia Proyecto
Estatus
CKE 1053 Electricity Access (Revolving Fund)
40,0 Activo
N.D.
P103037
CKE 3006
P110173
Electricity Expansion
Rural Electrification phase II
Energy Sector Recovery Project Additional
Fianancing
P083131
Energy Sector Recovery Project
266,7 Activo
30,0 Activo
64,7 Activo
64,7 Activo
Organismo
AFD
Banco Mun27/05/2010 dial
N.D.
AFD
Banco Mun02/04/2009 dial
Banco Mun13/07/2004 dial
Fuente: AFD y Banco Mundial
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19
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
5. CAMBIOS EN EL MARCO LEGAL
Hay que tener en cuenta el hecho de que Kenia se encuentra en pleno proceso de implementación de su nueva constitución firmada en 2008. Con la nueva constitución, la distribución de energía sufrirá cambios importantes que pueden suponer una oportunidad para las
empresas españolas.
Parte del proceso de implementación de la constitución de 2008 es la descentralización del
gobierno. Está previsto que Kenia se divida en 47 counties una vez se forme el nuevo gobierno, después de las elecciones generales de marzo de 2013. Se trata de un proceso lento
que aún puede tardar, ya que se introducen cambios organizativos de gran importancia con
la aparición de muchas instituciones inexistentes actualmente. Se deberán realizar elecciones a nivel local antes que cualquiera de estos cambios entre en vigor. Aún así, es importante recalcar que una vez se creen los nuevos counties, la distribución de energía eléctrica pasará a ser potestad de los nuevos gobiernos regionales.
Así, los gobiernos regionales tendrán la posibilidad de distribuir electricidad sin depender de
KPLC. Según la ERC, las empresas privadas y los gobiernos regionales podrán pedir licencias para la distribución dentro de las jurisdicciones de cada nueva región. De este modo,
KenGen y los IPPs pasarán a tener más opciones a la hora de vender la electricidad generada y se aumentará la competitividad en el sector, posiblemente reduciendo los costes.
Con estas medidas, el gobierno espera que se mejore el acceso a la electricidad, aumente la
cantidad de consumidores, mejore la calidad de la oferta y se reduzcan las pérdidas de
transmisión que actualmente le cuestan al gobierno keniano unos 17 M USD. Se considera
que esta medida es la última en el proceso de desmonopolización en el sector que se empezó en 1997 con la creación de KenGen y la pérdida de potestad de KPLC sobre la generación de energía.
No está prevista una única formula de financiación y gestión para este proceso. Existen varias opciones entre las que se encuentran las siguientes: que los propios gobiernos regionales asumen la distribución, se continúa con KPLC, se realizan PPP (Public Private Partnerships) con empresas extranjeras de distribución o a través de concesiones tipo BOOT, BOO,
etc.
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20
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
III.
ANÁLISIS CUALITATIVO DE LA DEMANDA
A continuación se hace un análisis de los distintos factores que inciden sobre la demanda de
la energía eléctrica en Kenia; la estructura de la demanda y también se ha incluido una tabla
con el equilibrio oferta – demanda.
1. FACTORES QUE INCIDEN EN EL CRECIMIENTO DE
DE LA DEMANDA
Hay varios factores que inciden en el incremento de la demanda, entre los más importantes,
tenemos el crecimiento del PIB o PIB per capita; la urbanización; el precio de la energía y la
estructura de la industria de un país.
El PIB y la demanda de electricidad se encuentran fuertemente correlacionadas con causalidad bidireccional en algunos países y unidireccional en otros. Se puede argumentar que un
aumento de la demanda energética conlleva un cierto incremento del PIB pero también que
un incremento del PIB conlleva a un incremento de la demanda.
Un aumento del PIB, siempre y cuando conlleve un aumento del PIB per cápita tiende a reflejar un aumento en el consumo de electricidad. El aumento de poder de adquisición permite que el consumidor medio adquiera productos que requieren de electricidad para funcionar. Por otro lado, un aumento de la demanda eléctrica vendrá acompañado de un aumento
del PIB, no sólo por el aumento de consumo, sino también por el incremento de productividad industrial que incide directamente en el PIB.
Hay que tener en cuenta que en Kenia, uno de los problemas más importantes no es sólo la
cantidad de energía producida sino el acceso a la red eléctrica. Un incremento de la disponibilidad de acceso a la red eléctrica es, de por sí, un aumento directo en la demanda de electricidad. Por desgracia no existen datos al respecto, por lo que no hay medidas de la elasticidad de la demanda al acceso de la población a la red eléctrica. De todos modos, si observamos los datos en la siguiente tabla se puede llegar a tener una idea de cómo están relacionados el PIB con la demanda de electricidad. El aumento de la demanda crece a un ritmo
superior al del PIB. Por otro lado, se ve cómo la demanda insatisfecha es importante al ver
que un ligero aumento en el porcentaje de población conectado a la red eléctrica incide de
modo importante en el aumento de la demanda.
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21
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
Tabla 18
PIB, Demanda eléctrica y Acceso a la red
2010
2011
2012 Objetivo 2016
Años
Número total de clientes
1.463.639
1.683.639
1.883.639
2.663.639
Acceso a red eléctrica
Crecimiento PIB
Incremento Demanda total
25%
5,60%
29%
5,30%
32%
6,10%
39%
*28,8%
6,0%
9,0%
8,30%
*60,0%
*Incremento acumulado de 2012 a 2016 según las estimaciones de KPLC y FMI.
Fuente: KPLC y FMI
Otro factor que afecta a la demanda eléctrica es el aumento de la población urbana. En este
caso es la población que al trasladarse hacia los centros urbanos se acerca a los puntos de
conexión de red. En Kenia, según el Banco Mundial, se estima que de 2010 a 2030 el aumento de la población urbana será de un 4,4% anual. Este aumento también debería colaborar en el gran aumento de demanda para 2016, que se estima que puede incrementar hasta
el 60% en tan sólo 4 años.
Por último, la estructura industrial de un país también tiene su incidencia en la demanda de
electricidad al ser uno de los grandes consumidores de energía eléctrica en un país. Actualmente en Kenia la industria sólo representa el 10% del PIB pero acapara junto a los grandes
comercios, el 53% de la energía consumida.
2. ESTRUCTURA DE LA DEMANDA
DEMANDA
En la tabla que se muestra a continuación, se han incluido los valores de consumo de energía eléctrica divididos en los distintos perfiles de consumidor, en porcentaje del total; dichos
grupos también se relacionan con las tarifas cobradas. También se puede ver cual es la estructura de la demanda en Kenia según el tipo de consumidor.
Tabla 19
19
Estructura de la Demanda de Energía Eléctrica en Kenia, % del total consumido.
Año
2007
2008
2009
2010
2011
Doméstica y Pequeños Comercios
Grandes y Medianas (Comercial e
Industrial)
Fuera de Picos
Iluminación pública
Electrificación Rural
33,8%
37,4%
37,9%
37,7%
38,8%
60,9%
1,0%
0,2%
4,1%
56,4%
1,2%
0,5%
4,5%
56,3%
0,7%
0,4%
4,7%
55,7%
1,2%
0,4%
5,1%
54,8%
1,2%
0,3%
4,9%
Total Demanda Doméstica
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
Fuente: Kenya Economical Survey 2012
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22
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
Se observa que el mayor consumidor en el país son las grandes y medianas empresas, con
un 45,7% de la utilización de la energía generada. A continuación la demanda doméstica y
de los pequeños comercios se encuentra en segunda posición pero ha ganado terreno en
los últimos años; pasando de ser el 33,8% a 38,8% en los últimos 5 años.
Hay que tener en cuenta, que en Kenia solo el 25% de la población tiene acceso a la red
eléctrica. Por lo que se deduce que el 25% de la población más los pequeños comercios
consumieron el 38,8% de la electricidad demandada durante 2011. Se espera que a medida
que se ganen accesos a la red eléctrica, el porcentaje de demanda proveniente de este colectivo aumente considerablemente. Por último, la electrificación rural también ha ganado
protagonismo y se espera que lo haga más en un futuro.
En la siguiente tabla se puede ver los incrementos interanuales de consumo de energía eléctrica además del crecimiento acumulado de estos últimos cinco años.
Tabla 20
Incremento de la Demanda de Energía Eléctrica en Kenia por Usuarios interanual y acumulado
∆ 2007Año
2008
2009 2010
2011 2011
39,7%
Doméstica y Pequeños Comercios
14,9%
2,9% 5,4% 12,2%
9,5%
Grandes y Medianas (Comercial e Industrial)
-3,8%
1,3% 4,8%
7,3%
53,3%
Fuera de Picos
34,6% -44,4% 88,0%
9,0%
46,7%
Iluminación pública
115,6% -19,0% -3,8% -12,7%
43,8%
Electrificación Rural
12,4%
6,4% 14,3%
5,3%
Total Demanda Doméstica
3,8%
1,4% 6,0%
9,0%
21,7%
Fuente: Economical Survey 2012
Se observa un gran incremento de la demanda doméstica y de pequeños comercios, de
2010 a 2011 aumentó en un 12,2%, con un crecimiento acumulado de casi el 40%.
Sin embargo, en el caso de las empresas grandes y medianas vemos un incremento más
moderado. El aumento acumulado es del 9,5% con un pequeño descenso de 2007 a 2008
de - 3,8%. De 2010 a 2011 el incremento fue del 7,3%.
De estos datos podemos ver que el consumo doméstico ha experimentado un crecimiento
importante en los últimos años. Si tenemos en cuenta que la gran mayoría de proyectos de
transmisión de Ketraco tienen como objetivo aumentar las conexiones a la red eléctrica y
aumentar la capacidad de las ya existentes, se puede prever que el consumo doméstico va a
ser el grupo de usuarios que más va a crecer en Kenia.
Hay que destaca en cuanto a la iluminación pública, que a pesar de que el aumento acumulado suma un 46,7%, la tendencia en los últimos años ha sido de un descenso en el consumo aunque los datos parezcan contradictorios, por el gran aumento de 2007 a 2008.
Por otro lado, la demanda doméstica total, continúa creciendo en Kenia, aunque se espera
que el crecimiento sea mayor que el experimentado en los últimos cinco años, de un 21,7%
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23
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
acumulado. Según la “Kenya National Bureau of Statistics”, el crecimiento esperado para el
futuro es parecido al que se ha experimentado entre 2010 y 2011 de un 9%.
En el cuadro a continuación, se muestra la paridad oferta – demanda en el mercado de energía eléctrica. Por un lado tenemos el consumo desagregado y por otro la generación neta.
En él también se incluyen las exportaciones e importaciones de energía y las pérdidas de
transmisión comentadas en el apartado anterior.
Tabla 21
Demanda Energética en GWh de 2007 a 2011 y equilibrio Oferta - Demanda
Año
2007
2008
2009
2010
2011
Doméstica y Pequeños Comercios
1741,8 2000,8 2058,1 2169,3 2433,9
Grandes y Medianas (Comercial e Industrial)
3140,6 3019,8 3058,1 3204,9 3440,3
Fuera de Picos
49,2
66,2
36,8
69,2
75,4
Iluminación pública
12,2
26,3
21,3
20,5
17,9
Electrificación Rural
212,8 239,1 254,4 290,8 306,1
TOTAL DEMANDA DOMÉSTICA
5156,6 5352,2 5428,7 5754,7 6273,6
Exportaciones
58,3
41,0
27,0
29,6
37,3
Perdidas de Transmisión y demanda no clasificable
1109,7 1062,4 1051,5 1191,5 1248,9
DEMANDA TOTAL=OFERTA TOTAL
6324,6 6455,6 6507,2 6975,8 7559,8
Importaciones
22,6
25,0
39,0
30,0
33,9
Generación neta
6302,0 6430,6 6468,2 6945,8 7525,9
Fuente: Economical Survey 2012.
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24
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
IV.
PRECIOS Y SU FORMACIÓN
Hay dos precios diferenciados en el sector, por un lado el que cobra KPLC a los consumidores finales, por otro el que KPLC abona a los IPPs y a KenGen por la generación de energía.
En este apartado además de tratar las tarifas que aplica KPLC al consumidor final, también
se describe el proceso de negociación de los Power Purchase Agreements, o PPAs (Acuerdos de Compra de Energía) entre los IPPs o KenGen y la KPLC.
Tarifas Eléctricas para el consumidor final.
Se trata de una factura a dos tramos con varios sobre costes. El tramo fijo se utiliza para sufragar aquellos costes fijos en los que incurre KPLC, como serían las lecturas de medidor,
facturación y gestión de cobros, imprenta, envió de facturas, servicio al cliente, etc. El tramo
variable se utiliza en un 70-75% para sufragar el coste de generación y comprar energía a los
IPPs, el 25-30% restante se dedica para financiar las operaciones de KPLC y es de donde
provienen sus beneficios en caso de que tengan.
En el anexo 1 se pueden consultar las distintas tarifas que se aplican según el tipo de consumo en Kenia. También se ha incluido las partidas típicas que aparecen en una factura de
electricidad para cualquier tipo de consumidor en el país.
Precios de compra de energía; IPPs y PPAs
Hay una variedad de instituciones públicas que participan en este proceso, se incluyen a
continuación con una breve explicación de las más importantes.
El mercado de la energía eléctrica se trata de un mercado muy regulado. En él coexisten
empresas privadas, empresas mixtas y empresas totalmente públicas. Se trata de un sector
donde Kengen y los IPPs compiten entre sí en la venta de energía eléctrica a KPLC. Pero hay
que tener en cuenta la participación e importancia de la ERC (Energy Regulatory Commission) en todo este proceso. La ERC es el organismo encargado de gran parte de la regulación en el sector, dichas regulaciones incluyen, entre otras: conceder licencias de generación; hacer recomendaciones sobre nuevas regulaciones al ministerio; formular, proteger y
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25
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
revisar estándares de medioambiente, seguridad y salud en el sector; fijar, revisar y ajustar
las tarifas eléctricas; aprobar acuerdos de compra de energía (PPAs) y contratos de servicio
de red. La ERC depende directamente del Ministerio de Energía.
Teniendo en cuenta las funciones de la ERC se entiende el proceso de venta de energía de
Kengen y los IPPs a KPLC. La ERC funciona como un regulador de precios a todos los niveles. De ellos depende que las tarifas de venta al público se ajusten o de los precios de venta
de mercado entre KPLC y el colectivo de productores de energía. Hay que recordar que otro
de los mandatos es proteger al consumidor a través de medidas de promoción a la competición en el mercado y de revisar todas aquellas variables que pueden afectar al precio al consumidor de la energía eléctrica o al impacto medioambiental y social de las distintas medidas
y proyectos.
El proceso que se sigue para un PPA es complejo y en él participan varias instituciones. A
continuación una breve explicación simplificada de dicho proceso en el caso de que la fuente de energía sea renovable. Dentro del marco de las tarifas Feed-In, o precios máximos de
compra de energías renovables.
En la siguiente tabla las Feed-In Tariffs de las distintas fuentes de energía renovable y otras
limitaciones legislativas.
Tabla 22
22
“Feed In Tariffs” para las Energías Renovables y otra información relacionada
Firme o no Tarifa en
Tamaño
Tamaño
Cupo
Duración desde la
firme
cénts. de mínimo MW máximo MW MW
puesta en marcha
USD/kWh
Energía Eóli- Firme
12
0,5
100
300 20 años
ca
No Firme
12
0,5
100
300 20 años
Bio Masa
Firme
8
0,5
100
200 20 años
No Firme
6
0,5
50
50 20 años
Pequeña
Firmee
12
0,5
1
150 20 años
Hidroeléctrica
No Firme
10
0,5
1
50 20 años
(Tarifa según
Firme
10
1
5
150
20 años
tamaños)
No Firme
8
1
5
50 20 años
Firme
8
5
10
150 20 años
No Firme
6
5
10
50 20 años
Geotérmal
Firme
8,5
0
70
500 20 años
No Firme
8,5
0
70
500 20 años
BioGas
Firme
8
0,5
40
100 20 años
No Firme
8
0,5
40
50 20 años
Solar PV o
Firme
20
0,5
10
100 20 años
Térmica
No Firme
10
0,5
10
50 20 años
Fuente: Ministerio de Energía. Feed-In Tariffs Policy on Wind, Biomass, Small-Hydro, Geothermal, Biogas and
Solar Resource Generated Electricity 1st Revision 2010. Bibliografía nº 2.
Tipo de
Energía
Por firme o no firme se entiende que el productor se obliga, o no, a generar una cantidad de
energía a lo largo del año. En algunas fuentes de energía si la cantidad es firme el precio es
mayor. Existen penalizaciones en caso de que el generador no consiga llegar a la producción
Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Nairobi
26
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
eléctrica garantizada. Si no se quiere garantizar una producción eléctrica anual el precio
máximo por Kwh es menor.
En el caso de que se haya pactado por contrato una cantidad de producción en firme, si esa
cantidad se supera, la sobreproducción se pagará a precio “no firme” ya que esa producción
no estaba garantizada.
En el caso de que se trate de energía térmica generada a partir de combustibles, la tarifa de
venta se pacta caso a caso dependiendo de cual sea el propósito de dicha planta. El precio
de venta será distinto si se trata de una planta de generación activa en todo momento o si se
trata de una EPP (siglas en inglés de Productor de Energía de Emergencia). De todos modos,
la prioridad del gobierno actual es impulsar las energías renovables, especialmente la energía geotérmica y eólica.
Proceso de negociación de PPA e Inversiones en generación
Existen una variedad de instituciones que además de otras funciones, también atraen a inversores del sector (ej: GDC). Una vez el inversor tiene un proyecto o una intención de poner
en marcha una planta de generación eléctrica, éste debe mandar una Manifestación de Interés (MdI) al Ministerio de Energía.
Dicha MdI debe de incluir la siguiente información:
•
Tipo de fuente de energía renovable
•
Localización de la planta
•
Capacidad Instalada propuesta
•
Tarifa indicativa
•
Tiempo de desarrollo de la planta
•
Cualquier otra información que el inversor quiera divulgar que facilite el proceso de
decisión
Esta MdI se revisa por un Feed-in Tariff Committee que incluye representantes del Ministerio
de Energía, KPLC (operador de red) y de la ERC (regulador). El propósito de esta revisión es
determinar cómo encaja el proyecto en el Plan Nacional de Desarrollo de Energía y estimar la
idoneidad de la localización elegida según los costes e infraestructuras de interconexión a la
red.
Los resultados de esta revisión se comunican al inversor a los tres meses de la fecha de recepción de la MdI. La MdI puede ser aceptada o rechazada, en el caso de rechazo se comunicará la razón del rechazo.
En el caso de que la MdI sea aceptada y no haya necesidad de realizar más estudios, el inversor deberá suministrar un plan detallado describiendo la viabilidad técnica y financiera del
proyecto, plan de financiación, etc. En el momento de la aceptación se le entrega al inversor
los derechos de tanteo no renovable para la localización y tipo de energía de dos años de
duración.
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27
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
En el caso de que la MdI sea aceptada, pero hagan falta más estudios para determinar la
viabilidad del proyecto, el inversor tendrá 12 meses para realizar dichos estudios. Un informe
provisional deberá ser entregado al Feed-In Tariff Committee en el sexto mes de este periodo. En el caso de que el informe provisional muestre que el proyecto no es viable dentro del
marco de los Feed-In Tariff el proyecto será abandonado y se rescindirá el derecho de tanteo.
En el caso de que se demuestre que el proyecto sí que es viable, el inversor tendrá seis meses más para finalizar los estudios y el proyecto de desarrollo (incluyendo diseño de ingeniería, plan financiero, y las negociaciones con KPLC para el PPA)
Los trabajos de construcción deberán empezar como máximo seis meses después de la firma del PPA. El proyecto deberá ser finalizado en un plazo de 24 meses después de la firma
del PPA.
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28
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
V.
PERCEPCIÓN DEL PRODUCTO ESPAÑOL
La percepción del producto español no es muy relevante en Kenia. Hay que tener en cuenta
que, excepto en algunos sectores muy concretos, el contacto comercial entre España y Kenia ha sido bastante reducido hasta ahora. Únicamente en algunos sectores tenemos algún
tipo de reputación.
En el sector de la transmisión eléctrica sí que existen experiencias pasadas en cuanto al servicio y al producto español. Parece ser que en cuanto a la calidad de los trabajos, España se
percibe positivamente. En precios no siempre se puede competir con empresas indias o chinas, pero en aquellos casos donde la oferta económica ha sido lo suficientemente ajustada y
se ha ganado una licitación, el resultado siempre ha sido positivo. Hay que tener en cuenta
que la ventaja de competir con empresas indias y chinas es que a menudo la calidad de sus
trabajos no es del todo satisfactoria y comparativamente se reconoce que las empresas españolas ofrecen una mejor calidad de diseño, construcción y producto.
En la generación, según parece, la relación entre las empresas españolas y el gobierno u
otras instituciones kenianas también ha sido positiva. No se puede decir que seamos reconocidos como un productor de calidad y renombrada reputación en el sector, pero tampoco
ha habido problemas ni conflictos graves en cuanto al servicio prometido.
En distribución, la participación de empresas españolas ha sido prácticamente inexistente
por lo que en este momento no consta que se tenga una percepción positiva o negativa del
producto español.
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29
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
VI.
CONDICIONES DE ACCESO AL MERCADO
En Kenia no existen ningún tipo de barreras de acceso al mercado ni condiciones especiales
ya que a priori, todas las empresas participantes parten en igualdad de condiciones.
Los concursos tienden a seguir las reglas de licitación del Banco Mundial o del Banco Africano al Desarrollo ya que la mayoría de proyectos cuentan con apoyo financiero de una de
estas instituciones (u otras como BEI o AFD). Estas reglas estandarizadas son muy parecidas
entre sí y deben garantizar un proceso justo.
Una vez se tienen acceso a los pliegos del concurso o al texto de la manifestación de interés, la empresa debe entregar la documentación solicitada y si es necesario, la oferta para
los trabajos o servicios solicitados. Únicamente en el caso de que salga ganadora la empresa, deberá registrarse y cumplir con los requisitos pertinentes.
Estos requisitos incluyen el registro oficial y la constitución de la filial o sucursal de la matriz
en Kenia en caso de que sea necesario debido a los trabajos o servicios realizados. También
es necesario, para la obtención de permisos de trabajo, el registro de arquitectos en el colegio oficial de arquitectos y de los ingenieros en su institución homóloga. También es obligatorio el registro a la Kenya Revenue Authority y la obtención del número de identificación fiscal de la empresa.
En cualquier caso, todos estos procedimientos son necesarios únicamente cuando el concurso ya ha sido adjudicado a la empresa y no es necesario incurrir en ellos para participar
en las MdI ni en las licitaciones. Es bastante común la utilización de un bufete de abogados
para estos trámites ya que esto asegura la obtención de los permisos en el tiempo mínimo,
además que la legislación fiscal no es sencilla y en ocasiones causa problemas en cuanto a
la repatriación de dividendos o en la contabilización de beneficios.
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30
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
VII.
ANEXOS
1. TABLAS Y DOCUMENTOS ANEXOS
Anexo1: Tarifas de Electricidad y otros datos
Tipo de cambio medio Ksh / EUR: 108,47
Fuente: Central Bank Of Kenya (1/01/2012 a 30/09/2012)
Tarifas según consumidor de KPLC en Chelines Kenianos
Código
Tarifa
Tipo de Consumidor
Voltaje
Máximos de
Consumo
DC
Doméstico
240-415V
15.000W
SC
CI1
Pequeños Comercios
Grandes Comercios e
Industrias
240-415V
415V
15.000W
15.000W
Componentes
factura
Fijo
Fijo
Según consumo o Precio
demanda
en Ksh
120
0-50 kWh
2
51 - 1500kWh
8,1
+1500kWh
18,57
120
Variables
Precio por kWh
8,96
Fijo
Precio por kWh
800
5,75
Variables
Cargo de demanda
por factor de potencia (en kVA)
600
Variables
Fijo
CI2
CI3
Grandes Comercios e
Industrias
Grandes Comercios e
Industrias
11.000V
33.000V
Sin máximo
Sin máximo
Precio por kWh
Cargo de demanda
por factor de potencia (en kVA)
2.500
4,73
Fijo
Precio por kWh
2.900
4,49
Variables
Cargo de demanda
por factor de potencia (en kVA)
Variables
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400
200
31
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
CI4
CI5
Grandes Comercios e
Industrias
Grandes Comercios e
Industrias
66.000V
132.000V
IT
Suministro fuera de picos e interruptible
SL
Autoridades Locales y
Públicas para alumbrado 240-415V
público
240-415V
Sin máximo
Sin máximo
15.000W
Sin máximo
Fijo
Precio por kWh
Variables
Cargo de demanda
por factor de potencia (en kVA)
4.200
4,25
170
Fijo
Precio por kWh
11.000
4,1
Variables
Cargo de demanda
por factor de potencia (en kVA)
170
Fijo
-
120
Variables
Precio por kWh
4,85
Fijo
-
120
Variables
Precio por kWh
4,25
Fuente: KPLC, http://www.kplc.co.ke/index.php?id=45
Anexo 2:
Conceptos y Recipientes e Importes de la factura de electricidad en
Kenia
Conceptos
Recipientes
Importe
Cargo Fijo
KPLC
Según Tarifa
Cargo Variable según
consumo
KPLC
Ajuste para el coste de
combustible
IPPs, Generadores de
Emergencia, KPLC
Según Tarifa
Variable según
precios combustible
Ajuste de tipos de cambio
de divisas
Gobierno
Tasa ERC
Variable según
tipos de cambio
16% de los cuatro conceptos anGobierno
teriores
5% del cargo vaEnergy Regulatory Commis- riable según consumo
sion
Rural Electrification Program
Rural Electrification Authori- 0,03 Ksh por
ty
kWh
I.V.A.
Fuente: KPLC, http://www.kplc.co.ke/index.php?id=45
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EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
Anexo 3: Plan de Expansión de Distribución Eléctrica por regiones de Kenia.
Regiones
Trabajos
REGIÓN NAIROBI
Githunguri
Ndenderu Road
Athi River
Kiambu Town
Rironi
Lower Kabete
Githunguri
Athi River EPZ
Villa Franca
Uplands
Ngong – Matasia
Reconductoring
Total Nairobi
Subestación de 7.5MVA
Subestación de 2x10MVA 66/11kV
Subestación de 1x23MVA 66/11kV
Subestación de 2x23MVA 66/11kV
Subestación de 2x23MVA 66/11kV
Subestación de 2x23MVA 66/11kV
Subestación de 1x23MVA 66/11kV
Subestación de 1x23MVA 66/11kV
Subestación de 2x23MVA 66/11kV
Subestación de 1x23MVA 66/11kV
Línea de 20km a 66kV
Línea de 200km a 66kV
REGIÓN COSTA
Jomvu
Mishomoroi
Kwale
Shimoni
Coast
Kwale
Total Costa
Subestación de 2X7.5MVA y línea de 10 km a 33kV
Subestación de 7.5MVA y línea de 16km a 33kV
Línea de 90km a 33kV
Línea de 76km a 66kV
Trabajos Varios
Trabajos Varios
REGIÓN KENYA OESTE
Ahero
Subestación de 2.5MVA y línea de 20km a 33kV
Subestación de 2.5MVA y líneas de 5km a 33kV y 10km a
Chepseon
11kV
Subestación de 7.5MVA, líneas de 2km a 33kV y 2km a
Elgon
11kV
Subestación de 2.5MVA y líneas de 2km a 33kV y 2km a
Kaplamai
11kV
Subestación de 7.5MVA, líneas de 4km a 33kV line y 2km a
Kibos
11kV
Subestación de 2.5MVA y líneas de 2km a 33kV y 2km a
Majengo
11kV
Maseno
Subestación de 7.5MVA
Maseno
Subestación de 1x7.5MVA y línea de 40km a 33kV
Kericho
Subestación de 1x7.5MVA
Kapswar
Línea de 70km a 33kV
Kabarak
Subestación de 1x7.5MVA
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Fecha EsCoste Estitimada de
mado en Mi- Finalizallones USD
cion
1,50
4,40
2,40
4,40
4,08
3,92
4,67
2,32
3,76
3,16
0,79
6,93
42,33
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2015
2,60
2,60
1,97
1,76
2,57
0,71
12,21
2012
2013
2015
2015
2015
2015
1,50
2013
1,00
2013
2,20
2013
2,40
2013
2,40
2013
1,00
1,70
2,32
1,12
1,76
1,12
2013
2013
2013
2013
2013
2013
33
EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
Kaplamai
Kapsarman
Matutu
Kibos
West Kenya
Total Kenia Oeste
REGIÓN MT. KENIA
Gatundu
Juja (Ndarugu)
Mwea
Tala
Kangema (Murang’a)
Tala
Kianjai
Total Mt. Kenia
Subestación de 2.5MVA y líneas de 2km a 33kV y 2km a
11kV
Línea de 87km a 33kV
Subestación de 2.5MVA
Subestación de 7.5MVA y líneas de 4km a 33kV y 2km a
11kV line
Línea de 412km a 33kV
Subestación de 7.5MVA 33/11kV y línea de 10km a 33kV
Subestación de 7.5MVA 33/11kV, líneas de 5km a 33kV y
4km a 11kV
Subestación de 1x7.5 MVA Txs, líneas de 22km a 33kV y
5km a 11kV
Subestación de 7.5MVA 33/11kV y 33km a 33kV, 5km a
11kV
Subestaciones de 2x7.5MVA txs, línea de 13km a 33kV y
10km a 11kV
Subestaciónes de 2x7.5MVA txs, líneas de 20km a 33kV y
5km a 11kV
Aumento a 2x2.5MVA y alimentador adicional
2,07
1,76
2,07
2013
2015
2011
0,88
11,30
36,60
2013
2015
2,50
2013
1,20
2013
1,90
2016
2,00
2013
2,70
2016
1,30
0,88
12,48
2016
2014
Fuente: KPLC.
http://www.kplc.co.ke/fileadmin/user_upload/Documents/042011/Media/Presentation_to_Stakeholders_Conference_on_KPLC_5_Year_Corporate_Strategic_Plan_13-42011__2_.pdf
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EL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN KENIA
2. BIBLIOGRAFÍA Y FUENTES
FUENTES
1. Kenya National Bureau of Statistics. Economic Survey 2012. Nairobi: KNBS. 2012. p.
178-182. ISBN: 9966-767-41-X.
2. Kenya Ministry of Energy. Feed-In Tariffs Policy on Wind, Biomass, Small-Hydro,
Geothermal, Biogas and Solar Resource Generated Electricity 1st Revision. Nairobi,
Kenya, enero de 2010.
http://www.energy.go.ke/wp-content/uploads/2010/08/feed%20in%20tarriffs.pdf
3. Kenya Ministry of Energy. Feed-in Tariffs for Renewable Energy Resource Generated
Electricity 2nd Edition, (Guide for Investors). Nairobi, Kenya, enero de 2010.
http://www.energy.go.ke/wp-content/uploads/2010/08/feed%20in%20tarriffs2.pdf
4. Kenya. National Energy Policy, Third Draft. [En Línea]. Ministry of Energy. Nairobi,
Kenya, 11 de mayo de 2012.
http://www.kplc.co.ke/fileadmin/user_upload/Documents/052012/Media/National_Energy_Policy_-_Third_Draft_-_May_11_2012.pdf
5. K. Njoroge, Joseph, Ing. MBS, Director General y CEO de KPLC. Presentation to
Stakeholders Conference KPLC 5 Year Corporate Strategic Plan 2011/12 to 2015/16..
13 de Abril 2011. Nairobi, Kenya.
http://www.kplc.co.ke/fileadmin/user_upload/Documents/042011/Media/Presentation_to_Stakeholders_Conference_on_KPLC_5_Year_Corporate_Strate
gic_Plan_13-4-2011__2_.pdf
6. The Departamental Committee on Energy, Communications and Information. Ownership and Status of of the Kenya Power and Lighting Company Ltd. [En línea ]. Tenth
Parliament – Fourth Session (2010. Nairobi, Kenya, Julio 2010.
http://www.marsgroupkenya.org/pdfs/Hansards/hansards/2010_Hansards/08/Report_on_Ow
nership_and_Status_of_Kenya_Power_and_Lighting_Company_Ltd_Aug_2010.pdf
7. The Kenya Power and Lighting Company Ltd. Annual Report and Financial Statements 2010/2011, [En Línea]. Nairobi, Kenya, Julio de 2011.
http://www.kenyapower.co.ke/AR/Annual%2520Report%25202010%2520-%25202011.pdf
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