Informe especial de energía en Centroamérica
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Informe especial de energía en Centroamérica En este informe de energía en Centroamérica se hace una caracterización del mercado de energía en cada país, se esboza el marco institucional y legal bajo el cual se rige el sector, se presentan las expectativas sobre el consumo de energía para los próximos años, los principales riesgos e inversiones. Costa Rica Desde mediados del siglo pasado, Costa Rica explota sus abundantes fuentes de energías renovables, tales como la energía eólica, geotermia o la hidroeléctrica que es de los recursos más aprovechados en la matriz energética del país. Este modelo ha permitido una cobertura eléctrica del 99.4% de los hogares costarricenses, siendo más del 95% a partir de energías renovables (Grupo ICE, 2015). Índice de Cobertura Eléctrica por provincia 2015 Fuente: Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) La cobertura nacional para 1980 era cercana al 85% y mostraba un crecimiento constante en los años siguientes. Sin embargo, para finales de siglo la tasa de crecimiento se ralentizó, debido a que cada vez las viviendas sin cobertura se encontraban más alejadas y dispersas. A pesar de esto para el 2010 se supera el 99% de cobertura nacional. Y para el 2015, se logra en la región central, un acceso a la electricidad en las viviendas del 99.8%. (Grupo ICE, 2015) Actualmente, según datos del Centro Nacional de Control de Energía (CENCE), los proyectos de mayor tamaño del Sistema Eléctrico Nacional son cuatro complejos 1 hidroeléctricos con embalses: el de Arenal, Cachí, Angostura y Pirrís, mientras ya entro en funcionamiento el proyecto hidroeléctrico de Reventazón, el más grande de Centroamérica, que permitirá generar energía a más de 500.000 casas. Caracterización del sector El mercado energético costarricense está dominado por el sector público mediante el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), que se encarga de redactar planes estratégicos nacionales de energía, de la producción, de la comercialización y del mantenimiento de gran parte del sector de energía. Sin embargo existe algún tipo de intervención en la generación por parte de algunas empresas privadas. En la siguiente tabla se detalla más la composición del mercado: Empresas participantes de la Industria Eléctrica Nacional Generadores (Públicos) Distribución Transmisión Instituto Costarricense de Instituto Costarricense de Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) Electricidad (ICE) Electricidad (ICE) Compañía Nacional de Fuerza y Luz Compañía Nacional de Fuerza Empresa Propietaria de la Red(EPR) (CNFL, subsidiaria del ICE) y Luz (CNFL) Junta Administradora CoopeAlfaro Ruiz R.L Servicio Eléctrico Cartago (JASEC) Cooperativa de Electrificación Rural Coopeguanacaste R.L Santos (COOPESANTOS R.L.) Empresa Servicios Públicos Heredia Coopelesca R.L (ESPH) Cooperativa de Electrificación de San Coopesantos R.L Carlos (COOPELESCA) Cooperativa de Electrificación Rural Empresa Servicios Públicos Guanacaste Heredia (ESPH) (COOPEGUANACASTE) Junta Administradora Servicio Eléctrico Cartago (JASEC) Fuente: Centro Nacional de Control de Energía (CENCE) Cabe rescatar que en el cuadro anterior no se incluyeron los generadores privados que suman alrededor de 32 empresas dentro de la red eléctrica de Costa Rica. Las cuales venden la energía al ICE, a través de contratos de largo plazo, a un precio promedio de $0,072 por Kwh. En el sector privado las mayores generadoras son: El General, Plantar, La Joya (pertenece a Gas Natural Fenosa), GDF Suez y Alston Power. Las mismas utilizan diferentes fuentes en la producción eléctrica que van desde la hidráulica, geotérmica, eólica y térmica. Esta producción corresponde al 15% de la generación a nivel nacional, ya que es el monto máximo de participación del sector privado permitido por la ley. 2 Según la Ley 7200 el ICE tiene dos modalidades de contratos para la generación privada. La primera es el régimen de generación autónoma o paralela, definido por el Capítulo I de dicha Ley, que genera los llamados contratos BOO (Build, own and opérate) y la otra modalidad es la compra de energía bajo el régimen de competencia, definido por el Capítulo II de la Ley y que genera contratos llamados BOT (Build, operate an transfer), donde más del 80 % de los contratos vigentes se manejan bajo la primera modalidad, vendiendo energía al sector público. Con respecto a la ubicación de los generados privados estos se concentran en la provincia de Alajuela, seguida del territorio de Guanacaste. Con respecto a la distribución, la CNFL es la principal empresa distribuidora de electricidad en Costa Rica. Para garantizar esta función cuenta con un sistema de distribución formado por aproximadamente 30 subestaciones, paralelamente, el ICE es otro de los distribuidores importantes del país, ya que representa aproximadamente el 40% de dicho mercado, un porcentaje similar al que posee la CNFL. La cifra restante es cubierta por las demás cooperativas y empresas públicas existentes. El sector público utiliza una variada gama de fuentes renovables. Específicamente existen 7 empresas públicas que generaran electricidad. La de mayor tamaño el Instituto Costarricense de Electricidad, es el único productor de energía solar y ha logrado un incremento constante en los últimos años de dicha fuente, por otra parte se posiciona como el generador hidroeléctrico más grande con proyectos como el de Reventazón y Cachí. Además, es pionero de la energía eólica en Latinoamérica, empezando a utilizarla desde 1996 y obteniendo para el 2015 un crecimiento del 46%. Marco Institucional El marco institucional está organizado de la siguiente forma: • • • Ministerio de Ambiente Energía y Telecomunicaciones: encargado de la fijación de políticas y estrategias para el crecimiento del sector. Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP): institución gubernamental encargada de la fijación de precios y tarifas de los productos energéticos. Consejo Sub Sectorial de Energía: garantiza una planificación sectorial de largo plazo integrada y coordinada. Marco legal Como detalla Eneritz Unceta en el informe “El sector eléctrico en Costa Rica”, el mercado de energía está delimitado legalmente por una serie de leyes tales como: • • • • Ley de Creación del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) Ley de Creación de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos Decreto Ejecutivo 25903- MINAE-MOPT Reglamento a la Ley N° 7593: Reglamentación del poder ejecutivo a la ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos 3 • • • Ley N° 7200: Ley de Generación Autónoma o Paralela7508 Reglamento del Poder Ejecutivo a la Ley de Generación Autónomo o Paralela Ley Orgánica del Ministerio del Ambiente y Energía y Telecomunicaciones En resumen, mediante estas leyes se pretende formular, planificar y ejecutar las políticas de los recursos energéticos así como la dirección, la fiscalización y el desarrollo de este campo, buscando un mayor cubrimiento y mejor calidad del servicio eléctrico que se brinda en el país. Matriz energética La matriz energética actualmente está altamente concentrada en las fuentes renovables, por lo que el país registro un promedio de 96.7% de generación con energías limpias para el primer cuatrimestre del 2016. Paralelamente, el mes de febrero mostró la mayor generación de energía limpia con 99.3%. Dicha producción, se basó en la fuente hidroeléctrica que para el 2015 que generó 8,053,325 MWh, manteniendo una tendencia al alza en los últimos 10 años. Balance matriz de generación Abril 2016 Fuente: Elaboración propia, datos CENCE Paralelamente, el Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2015-2035 estima que para los próximos años haya nuevas fuentes de generación limpias. A la fecha, ya existen fincas que han desarrollado pequeños sistemas de biogás para autoconsumo. Además se consideran proyectos de fuentes no convencionales de generación de energía, como los desechos sólidos municipales, ya que a partir de ellos se logra vapor para generar energía eléctrica. 4 Generación de energía por tipo de fuente 2015 Fuente: Elaboración propia, datos CENCE Costa Rica no posee ninguna fuente de combustibles fósiles, dicha materia prima como el carbón, el petróleo o el gas natural deben ser importados. Específicamente para la producción de electricidad se utilizan derivados del petróleo (diésel y búnker) y cantidades pequeñas de carbón mineral. La producción térmica juega un papel determinante dentro de la matriz del país, ya que funciona como complemento de las fuentes renovables cuando estas escasean. El gasto en combustibles para la generación eléctrica en el 2015 fue de ¢ 9,507,722,969 en bunker y en el caso de diésel fue de ¢926,389,987, siendo la planta térmica de Garabito la de mayor utilización, representando un 98% del consumo de combustibles fósiles del país para la fabricación de energía, siendo además la que presento la producción más grande con 103,451.135 MWh. A pesar de esto la planta de Orotina fue la que obtuvo mejor rendimiento de kilovatio por hora, encontrándose dentro de las más eficientes en los últimos años. Tipo de planta Hidroeléctrica con embalse Planta eólica Solar fotovoltaico Turbina diesel Planta de carbón CC con gas natural Eficiencia Emisiones (ton CO2 por GWh 33% 34% 48% 10 a 30 7 a 124 13 a 731 555 a 883 790 a 1182 389 a 511 Fuente: Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) El principal problema de las fuentes térmicas está en el elevado nivel de emisiones y contaminantes, por lo que existe un compromiso de reducción del uso de este tipo de 5 generadores, donde para el 2015 solo el 1% oferta eléctrica provino de fuentes térmicas. Paralelamente se logró una eficiencia derivada de cada planta de 4.4% en promedio, siendo la más alta desde el 2012 donde se obtuvo un 4.43% y encontrándose por encima del rendimiento promedio de los últimos 10 años (3.63%). Además existen proyectos de generación de energía con fuentes no tradicionales como el Plan Piloto de Generación para Autoconsumo y el Programa de Energía de Biogás, con los cuales se pretende reducir aún más la dependencia de los derivados del petróleo y sus externalidades. Paralelamente, el uso de la tecnología fotovoltaica y de los biocombustibles, se presentan como nuevas salidas, para mejorar la matriz renovable del país. La cual permitió en el año anterior, 285 días con generación 100% sin hidrocarburos. Gasto de combustibles de plantas térmicas 2015 Planta Generación Gasto de combustibles MWh Litros Costo Miles ¢ ¢/kWh Rendimie nto kWh/litro Total 107,11 24,432,755 10,434,113 97.4 4.4 San Antonio Gas Moín Gas 2 Barranca Gas Moín Pistón I Moín Gas 3 Guápiles Orotina Garabito 398 156 107 844 470 1,055 628 103,451 170,966 88,964 54,279 257,199 177,451 219,971 123,312 23,340,613 97,796 54,995 34,28 127,944 109,73 105,659 62,897 9,840,811 2.3 1.8 2.0 3.3 2.6 4.8 5.1 4.4 245.9 352.4 319.4 151.5 233.6 100.1 100.2 95.1 Fuente: Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) Actividad económica El sector eléctrico al interior del Producto Interno Bruto presentó un incremento del 5% anual en el primer trimestre del 2016, siendo ligeramente inferior a la presentada en el periodo anterior (6%), con una tasa de crecimiento promedio del 3% en los últimos 3 años, manteniendo variaciones positivas desde el I trimestre del 2014. En términos de peso relativo electricidad significo un 2% del Producto Interno Bruto. Los niveles de producción eléctrica así como sus costos están estrechamente relacionados con las industrias y sus niveles de producción, se podría suponer que a menor costo de la electricidad habrá un mayor consumo y por ende una mayor producción, ya que es una de las materias primas fundamentales en sus procesos. El cuarto trimestre del 2015 registró una producción de la industria manufacturera de 130,000 millones, representando parte considerable del nivel del Producto Interno Bruto (PIB). Paralelamente, se generó un consumo energético de 160,848 TJ, el mayor desde 6 1990. De la misma forma se obtuvo un consumo energético por unidad del PIB de 6.099%, el consumo más alto de los últimos dos años, interpretándose de la siguiente manera: por cada TJ utilizado en el sector productivo, cuantos millones de colones se produjeron. Energía por unidad de PIB (TJ/millón de colones de 1991) 0,09 0,08 0,08 0,07 0,07 0,06 0,06 0,06 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012 2015 Fuente: Dirección Sectorial de Energía Dicho rendimiento ha tenido una tendencia a la baja aproximadamente desde el 2007, sin embargo esto se debe a mejor eficiencia en los procesos productivos de las industrias, que ha permitido maximizar su producción. Dentro de la producción nacional los sectores que demandaron mayor porcentaje de electricidad se encuentran la industria (21%), comercios y servicios (24%) y el sector residencial (38%), manteniendo una tendencia al alza y un gran dinamismo en los diferentes sectores consumidores de energía, esto gracias al incremento de las industrias productivas y del tamaño de la población. Con respecto a la generación y demanda de energía el Centro Nacional de Control de Energía ha realizado las siguientes estimaciones: Producción de energía MWh Acumulados a Marzo 2015 Hidroeléctrico Termoeléctrico Geotérmico Bagazo Eólico Solar Producción bruta Intercambio Demanda Nacional 2016 Crecimiento 2.389.242,74 2.224.005,91 -6,92% 69.301,23 156.556,18 125,91% 450.134,01 473.046,15 5,09% 71.224,17 73.109,11 2,65% 396.325,05 506.338,90 27,76% 639,19 692,28 8,31% 3,376,866.39 3,433,748.52 1.68% 68,617.41 245,120.55 257,23% 3,445,483.80 3,678,869.07 6.77% Fuente: CENCE 7 Comparación de demanda mensual de energía y crecimiento 2015-2016 (MWh) Mes % Crecimiento mensual 2015 % Crecimiento mensual 2016 % Crecimiento anual Enero 862.450,7 1,82% 916.595,2 0,57% 6,28% Febrero 806.051,6 -6,54% 880.515,8 -3,94% 9,24% Marzo 903.573,8 12,10% 949.563,5 7,84% 5,09% Abril 873.407,8 -3,34% 932.194,6 -1,83% Mayo 909.336,0 4,11% - - - Junio 882.540,9 -2,95% - - - Julio 897.643,3 1,71% - - - Agosto 901.197,3 0,40% - - - Septiembre 866.729,8 -3,82% - - - Octubre 909.224,6 4,90% - - - Noviembre 883.732,0 -2,80% - - - Diciembre 911.418,1 3,13% - % crecimiento acumulado - Acumulado enero-abril 3.445.483,8 3.678.869,1 6,73% 6,77% Fuente: CENCE Tarifas Los precios para la oferta eléctrica están regulados por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Las tarifas del sector eléctrico están determinadas según la hora del consumo y características del usuario. Las metodologías usadas por la reguladora propician una convergencia de los precios, ya se crean tarifas por nivel de tensión (alta, media y baja tensión) y si existen consideraciones sociales para establecer algún de subsidio. Además, se procura que los precios cubran sus propios costos y que generen una rentabilidad adecuada. Tarifas vigentes del servicio de distribución eléctrica y alumbrado público residencial (colones) Residencial Bloque 0-30 kWh Bloque 31-200 kWh Bloque mayor a 200 kWh ICE CNFL JASEC ESPH COOPELESCA COOPEGUANACASTE COOPESANTOS COOPEALFARORUIZ 2325,9 2177,7 2207,4 1941 2100,6 2038,5 2494,8 2168,1 77,53 72,59 73,58 64,7 70,02 67,95 83,16 72,27 139,76 111,37 90,07 83,65 88,01 95,79 134,6 93.97 Fuente: ARESEP La determinación de la tarifa depende del tipo de consumo, por ejemplo en residencial, general, de carácter social o media tensión. También se establecen intervalos de consumo mensual y tomando en cuenta la franja horaria en la que se realice el gasto energético, además a determinadas tarifas se les cargará un tributo al Cuerpo de Bomberos de Costa Rica equivalente al 1.75% de la facturación mensual por consumo de electricidad que pague. (Monto Energía (en colones) x 1.75%) 8 Las tarifas preferenciales son aplicables estrictamente a aquellos clientes que pertenezcan a alguno de los siguientes sectores: educación, religión, protección a la niñez y a la vejez o instituciones de asistencia y socorro. Cifras financieras Los estados financieros del Instituto Costarricense de Electricidad y de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, presentan los siguientes números: Ingresos por venta de energía (Millones de colones) 2014 Año Compañía Venta de energía electrica Otros ingresos de operación 2015 CNFL ICE CNFL ICE 316,173 789,213 295,106 74,777 11,857 582,363 7,693 580,781 Fuente: CNFL- ICE Los gastos de operación reportados para 2015 fueron de ¢433,449 millones para el ICE y de ¢65,117 millones para la CNFL. Las dos instituciones mostraron pérdidas netas en el 2015, la suma de las pérdidas de las dos empresas fue de ¢ 11,907 millones. Para el Instituto Costarricense de Electricidad, se presentó el caso contrario ya que mejoró sus finanzas en más de ¢94,000 millones, pero de la misma manera mostró perdidas en sus resultados. El resultado se dio gracias a una mayor eficiencia en sus gastos operativos, los cuales redujeron moderadamente, aparte de rubros como gastos por intereses o fluctuaciones cambiarias se contrajeron considerablemente, gracias a la estabilidad cambiaria que experimento el país para el 2015. Por otra parte la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, empeoro su pérdida neta con respecto al 2014, ya que para ese año registró un déficit de ¢9,000 millones, teniendo un resultado que supero los ¢29,000 millones de perdida para del periodo 2015. Dichas cifras se deben a reducciones en la venta de electricidad en casi un 8%, acompañado de un incremento de 40% en los gastos operativos. Expectativas Por otra parte, en el Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2014-2035 se proyecta la demanda eléctrica de la siguiente manera: 9 Año Escenario Base Escenario Moderado Escenario Bajo Escenario Alto 2017 12.317 12.866 11.727 12.866 2018 12.872 13.262 12.108 13.581 2019 13.451 13.658 12.504 14.328 2020 14.054 4.054 12.914 15.106 2021 14.680 14.680 13.340 15.915 Fuente: Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) El Plan Nacional de Energía, pretende desarrollar obras para asegurar el abastecimiento eléctrico del país de manera permanente y con calidad. Por lo que es necesario ejecutar las obras de proyectos de generación necesarios para atender la demanda, siguiendo las recomendaciones del Plan de Expansión de la Generación, siendo necesario asegurar el financiamiento que permita optimizar el desarrollo de las obras del SEN. Se buscará diversificar las fuentes de energía para la producción de electricidad, con lo cual se realizara el Programa Nacional de Energías Renovables No Convencionales, para desarrollar proyectos fotovoltaicos, biomasa y expandir la utilización de biocombustibles. Así como mejorar los proyectos de energía geotérmicas ya existentes, con el fin de facilitar el aprovechamiento del potencial energético de la geotermia de baja entalpía. En concreto se pretende: • • • • • Desarrollar un proyecto piloto con otro tipo de residuos diferentes al bagazo, con plazo de julio de 2017. Desarrollar un proyecto piloto solar con capacidad del orden de 5 MW. Plazo: Julio de 2018. Ejecutar el Programa Nacional de Energías Renovables No Convencionales a mediano plazo. Elaborar un programa de investigación e innovación en nuevas tecnologías para la producción de electricidad. Plazo: diciembre de 2016 Implementar una metodología tarifaria para generación privada con residuos sólidos municipales con plazo a diciembre de 2016. (DSE, 2015) Una de las principales limitantes a la inversión está en el marco legal del país ya que leyes como la Ley 7200, las diferentes regulaciones establecidas por la ARESEP, así como normas ambientales, restringen el accionar del sector energético e impedirle desarrollarse a plenitud, ya que no permiten la explotación de otras fuentes energéticas por parte de otros actores diferentes al Grupo ICE. La Ley 7200 establece que los productores privados no pueden aportar más del 15% de la energía del Sistema Eléctrico Nacional, por la cual muchos generadores esperan ser escogidas por el ICE y venderle su energía. Debido a esto, 2 proyectos hidroeléctricos; 25 eólicos; 19 solares y cinco de residuos sólidos municipales o biomasa, no se han podido desarrollar, siendo así un riesgo clave al que se enfrenta la producción energética del país. 10 Esta limitante, impide una mayor oferta eléctrica en el país y por ende bajar las tarifas establecidas, además, no permiten la creación en promedio de 25 empleos por planta energética. Por otra parte, existen riesgos asociados al suministro de información para la planificación y seguimiento de las políticas energéticas, por un mal accionar de las entidades públicas correspondientes, que podrían poner en duda un claro desarrollo del sector energético. Adicionalmente no existe transparencia en muchos aspectos referentes al mercado energético que dificultan su pleno crecimiento. Uno de ellos es el acceso a la información financiera de las instituciones públicas que participan en la producción energética, porque no se presentan datos suficientes para evaluar correctamente su “salud” financiera. Al mismo tiempo, debido a las regulaciones y restricciones establecidas por el ARESEP en búsqueda de precios que sean accesibles para todo el territorio nacional, se utilizan metodologías tarifarias que impiden llegar a un precio suficientemente atractivo para que se desarrolle todo el potencial del sistema y que más empresas deseen participar, pues las utilidades generadas no son tan altas y existen elevados costos, que no permiten una rentabilidad interesante para las empresas. Conclusiones Se puede considerar a Costa Rica como uno de los países con los mayores índices de cobertura eléctrica en la región, debido a que se supera el 99% de cobertura del territorio, con lo cual existe acceso a la electricidad en todas las provincias del país. Dicho acceso a la electricidad es alimentado en gran parte con fuentes renovables, permitiendo una matriz energética que supera el 90 % de energía limpia. Los procesos de generación y distribución de la electricidad están liderados básicamente por las empresas de carácter público, con una ligera participación del sector privado en la generación de energía. Dada la alta participación estatal en el mercado se obtienen tarifas reguladas que buscan generar impactos positivos en la población. Sin embargo, la principal limitante del mercado eléctrico está asociado al marco regulatorio y las tarifas, ya que limita la participación de las empresas privadas en la generación de energía y no permite una diversificación de oferentes. A pesar de esto, existen proyectos nuevos que pretenden aumentar la producción energética con fuentes renovables como lo son las plantas fotovoltaicas, la energía a partir de biocombustibles y la generación con biomasa. Finalmente, los consumos de energía proyectados reflejan, un crecimiento sostenido de la demanda eléctrica con lo que es fundamental, generar nuevas fuentes y lograr satisfacer a hogares y empresas. 11 El Salvador En el Salvador a mediados de los años 90 se hizo necesaria una reforma del sector eléctrico, fue entonces cuando el Banco Mundial (BM) impulsó el Programa “Asistencia Técnica al Sector de Energía Eléctrica”. El primer paso del proceso de cambió consistió en crear las condiciones jurídicas e institucionales para aprobar en 1996 la Ley General de Electricidad (LGE) y la Ley de Creación de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) ente controlador, con funciones de regulación y supervisión en el sector (aprobación de los pliegos tarifarios). La Ley General de Electricidad (Decreto Legislativo n° 843) y su legislación secundaria fueron promulgadas en 1996 y 1997 respectivamente a través de iniciativas de la Dirección de Energía Eléctrica (DEE) dentro del Ministerio de Economía (MINEC). El siguiente paso para la reestructuración del sector eléctrico fue la venta propiamente de las generadoras térmicas a base de derivados de petróleo y de las empresas distribuidoras de energía eléctrica que hasta entonces se encontraban bajo el poder del Estado, a través de la Compañía Eléctrica del Río Lempa (CEL). Junto al nuevo marco legal en el sector eléctrico fue establecida una estructura tarifaria que incluía el precio propiamente dicho de la energía eléctrica, los costos de atención al cliente y los cargos por el uso de la red a las empresas distribuidoras. En tanto las empresas propietarias de la red eléctrica, son responsables de asegurar su eficiencia y calidad necesaria para prestar el servicio en las áreas geográficas donde están operando, y por ende, son responsables del mantenimiento de la red y de la calidad del suministro eléctrica a los usuarios finales. En 1998 se creó la Empresa de El Salvador (ETESAL) y la Unidad de Transacciones (UT) entidad responsable de operar y administrar el Sistema Eléctrico en base el Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista (ROSTMM). Entre 1999 y el año 2010, se realizaron reformas con el propósito de fortalecer el mercado eléctrico. De igual manera se vio la necesidad de cambiar el funcionamiento del mercado basado en oferta de precios, a fin de tener mayor transparencia, así como la apertura de un mercado de contratos de largo plazo. Entre 2003 y 2008 se realizaron varias reformas a la LGE y su reglamento, además de la aprobación de la Ley de Creación del CNE como ente rector en materia de política energética, la Ley de Incentivos Fiscales para las ERNC. Es hasta el 2009 que se aprueba el Reglamento de Operación del Mercado Mayorista Basado en Costos de Producción, (ROBCP) el cual en agosto 2011 entro en operación, estableciendo un nuevo esquema de operación del Mercado Mayorista. 12 Caracterización del sector El sector eléctrico de El Salvador se caracteriza por tener un mercado en el que los agentes públicos y privados pueden competir con reglas claras y transparentes. El mercado salvadoreño cuenta con un marco normativo que permite a todos los participantes operar libremente las actividades de generación, transmisión y distribución. Este marco normativo garantiza la seguridad jurídica indispensable para invertir en el sector eléctrico. Por sus mecanismos de aplicación y fundamento constitucional no puede ser modificado sin el curso de todos sus participantes. La operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista está basado en costos de producción con un modelo económico marginalista, que premia la eficiencia y permite que los inversionistas tengan garantizadas sus utilidades, al mismo tiempo que los usuarios finales obtienen tarifas a precios razonables. El modelo de mercado salvadoreño permite que la mayor parte de la generación esté contratada a plazos y solo un pequeño porcentaje se comercializa en base a oportunidades, teniendo como horizonte una matriz energética diversificada que no dependa de una sola fuente de generación. En este sentido, la inversión en fuentes renovables no convencionales es prioritaria para los siguientes años, aunque no está limitada la inversión en otro tipo de tecnologías como el gas natural y el carbón mineral. Respecto al grupo de generadores eléctricos, existen 13 empresas, siendo las empresas con mayor capacidad instalada: N° Empresas Generadoras 1 2 3 4 5 CEL LaGeo Duke Energy Nejapa Power Inversiones Energéticas 6 Pequeños Generadores Hidroeléctricos Capacidad Administración 472 MW 204 MW 338 MW 144 MW 100 MW En total inyectan 13.7 MW Pública Pública Privada Privada Pública Principalmente Privados Fuente: www.cne.gob.sv La única empresa transmisora de energía eléctrica en El Salvador es: • ETESAL: Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. de C.V. Dentro del grupo de empresas distribuidoras, existen 8 empresas: 13 N° Empresas Distribuidoras Administración 1 2 3 4 5 6 7 8 CAESS DEL SUR AES CLESA EEO DEUSEM EDESAL B&D ABRUZZO Grupo de comercializadores quienes usan la red de distribución existente, para vender energía eléctrica a usuario finales Privada Privada Privada Privada Privada Privada Privada Privada 9 Principalmente Privadas Fuente: www.cne.gob.sv Marco institucional Dentro del marco institucional está el Consejo Nacional de Energía (CNE), creado en el año 2007 por la Asamblea Legislativa de El Salvador con la Ley de Creación del Consejo Nacional de Energía, debido a que es deber del Estado promover el desarrollo económico y social mediante el incremento de la producción, la productividad y la racional utilización de los recursos energéticos, así como la necesidad de crear una institución que sea rectora y normativa de la política energética nacional. El CNE establece bajo una misma organización y bajo una misma dirección ejecutiva todo los elementos involucrados en la formulación y coordinación de la política energética nacional; asimismo, unifica en su Junta Directiva múltiples actores extra sectoriales hoy involucrados en diferentes aspectos de formulación e implementación de políticas, aumentando su capacidad de coordinación y seguimiento. La Junta Directiva del CNE está conformada por el Ministro de Economía, quien preside la Junta; el Secretario Técnico de la Presidencia; el Ministro de Hacienda; el Ministro de Obras Públicas, Transporte, Vivienda y Desarrollo Urbano; el Ministro de Medio Ambiente y Recursos Naturales, y el Presidente de la Defensoría del Consumidor. También existen otros organismos creados después de la reforma estructural del sector y de aprobar la Ley General de Electricidad en 1996, donde se definen instancias y la separación de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización detalladas a continuación: La Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET), que tiene por misión aplicar las leyes que regulan los sectores de Electricidad y Telecomunicaciones, velar por su cumplimiento, garantizando los derechos de usuarios y operadores, generando seguridad jurídica, inversión, desarrollo y competencia. 14 El Fondo Nacional en Electricidad y Telefonía (FINET), administrado por el Fondo de Inversión Social para el Desarrollo Local (FISDL), es el encargado de la administración y asignación de subsidios a los usuarios de bajos recursos, así como a la expansión de la electrificación rural. La Unidad de Transacciones (UT) es la entidad encargada de la operación del mercado mayorista de electricidad de El Salvador con la función de operar el sistema de transmisión de energía eléctrica, mantener la seguridad del sistema eléctrico de potencia, asegurar la calidad mínima de los servicios y operar el mercado mayorista de electricidad. Su Junta Directiva está conformada por: dos representantes por cada serie o grupo de acciones de las sociedades que corresponden a las categorías de generadores, transmisores, distribuidores, usuarios finales y comercializadores independientes; un representante del Consejo Nacional de Energía, quien tiene derecho a voz y voto; un representante de la Defensoría del Consumidor; quien tiene derecho a voz y voto; y un representante de SIGET quien tiene derecho a voz pero no a voto. La Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL) se crea con la finalidad de proveer una red de transmisión de energía eléctrica que satisfaga las expectativas de seguridad y continuidad del servicio eléctrico, haciendo posible las transacciones entre los participantes del mercado dentro del país así como con los países de la región centroamericana mediante el Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central. Marco Legal Las leyes vigentes que regulan el mercado de energía nacional son: Política Energética Nacional La Ley General de Electricidad y Reglamento Reglamento de Operaciones Basado en Costos de Producción (ROBCP) y sus anexos Los principales incentivos para inversiones en el mercado de energía son: Ley de Incentivos Fiscales 1. Exención de derechos arancelarios a la importación. (durante los primeros 10 años) 2. Exención del impuesto sobre la renta por un período de cinco años para proyectos mayores a los 10 megavatios (MW), y por 10 años para menos de 10 megavatios (MW). 3. Exención total de pago de impuestos sobre los ingresos provenientes directamente de la venta de las Reducciones Certificadas de Emisiones (CERs, en el marco del mecanismo para un desarrollo limpio), o mercados de carbono similares. Ley Especial de Asocios Público Privados Ley de Inversiones 15 Ley de Medio Ambiente, su reglamento y la normativa y la normativa que el mismo Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MARN) elabora. Matriz energética Estructura de la Matriz Energética del país por Capacidad Instalada: (%) Capacidad Instalada 7% 28% 46% 12% Hidráulica Geotérmica Térmica Biomasa 2015 MW (%) Hidráulica 472.6 28.5% Geotérmica 204.4 12.3% Térmica 755.1 49.2% Biomasa 226.0 13.6% Total 1659.6 100% Fuente: Gráfico y Tabla elaborada por Davivienda El Salvador con datos de Informe del Sector Eléctrico de El Salvador 2015 publicado por PROESA y CNE de El Salvador Nombre Generación para el Abastecimiento de la Demanda en los años 2012-2014: Tipo de Energía Generada Hidráulica Geotérmica Térmica Biomasa Importación neta 2012 GWh (%) 1843 31% 1422 24% 2369 40% 223 4% 85 2% 2013 GWh (%) 1785 29% 1443 24% 2355 39% 229 4% 283 5% 2014 GWh (%) 1,713 28% 1444 23% 2,409 39% 227 4% 371 6% Fuente: Tabla elaborada por Davivienda El Salvador con datos de Informe Anual 2014 de Mercado Eléctrico Nacional de El Salvador Actividad económica El sector eléctrico ha tenido una tasa de crecimiento anual promedio de los últimos 10 años de 1.7% similar a la tasa promedio de la economía nacional en el mismo período de 1.7%, 16 aunque en términos de peso relativo al Producto Interno Bruto el Sector Energía solo representa el 0.6% en 2015. -1,0 2,5 0,3 2,3 1,4 1,0 1,9 0,9 1,9 -0,6 1,4 2,3 1,3 2,2 2007 -3,1 -2,3 2000 0,4 3,8 3,8 3,6 2006 2,7 2003 4,8 3,9 2,3 2002 1,9 2,3 1,7 2,2 3,4 4,4 4,7 7,3 Crecimiento del PIB: Electricidad, Gas y Agua 2001 2004 2005 2008 2009 PIB: Electricidad, Gas y Agua 2010 2011 2012 2013(p) 2014(p) 2015(p) PIB: El Salvador Fuente: Gráfico elaborado por Davivienda El Salvador con datos del BCR de El Salvador (%) de Participación por Sector Económico en el PIB 23,1 23,3 20,3 20,3 Industria Comercio Agropecuario Transporte Ser. Gobierno Ser. Empresas Construcción Ser. Personales Ser. Financieros Alq. Vivienda Energía 12,2 12,0 9,5 9,6 5,3 5,2 3,6 3,6 2,6 2,6 5,1 5,1 3,7 3,7 7,7 7,6 0,7 0,6 2014 2015 Fuente: Gráfico elaborado por Davivienda El Salvador con datos del BCR de El Salvador 17 Por otra parte en materia de evolución de la demanda de energía en (GWh), en los últimos 10 años se presentó un incremento en promedio del 3%, mientras que la demanda de potencia en (MW) ha sido de 2.7% en el mismo período: Año Energía GWh Potencia MW Energía Var. (%) Potencia Var. (%) 2005 4765 829 5.0% 2.5% 2006 5197 829 9.1% 6.3% 2007 5353 906 3.0% 2.8% 2008 5566 943 4.0% 4.1% 2009 5575 906 0.2% -3.9% 2010 5736 948 2.9% 4.6% 2011 5843 962 1.9% 1.5% 2012 5976 975 2.3% 1.4% 2013 6095 1004 2.0% 4.4% 2014 6174 1035 1.3% 3.1% Fuente: Gráfico y tabla elaborado por Davivienda El Salvador con datos de Informe Anual 2013 y Unidad de Transacciones del Mercado Eléctrico de El Salvador Tarifas El Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Basado en Costos de Producción (ROBCP) en los artículos 3.2.3 (generador conectado a transmisión) y en el 20.1.2 (generador conectado a distribución), menciona que para participar en el Mercado Mayorista un Participante del Mercado generador (PM generador) conectado a la red eléctrica, debe ser capaz de inyectar una potencia mínima de 5 MW por nodo. El Mercado de Electricidad en El Salvador, está basado en la teoría económica de remuneración a los PM generadores en base a sus costos de producción y por contratos financieros de largo plazo, así: 18 Características Importancia Aproximadamente solo un 30% de la Incentiva la inversión dado que premia la energía se transa en este mercado. eficiencia Mercado En este mercado los generadores pueden Regulador del El precio de esta energía lo define la comprar energía para abastecer sus Sistema unidad marginal en cada hora. contratos, en caso por alguna razón no hayan sido despachados. (También conocido como Aquellos generadores cuyo despacho es El precio de la energía del mercado spot “SPOT”) mayor al compromiso en contratos, pueden varia hora a hora. vender sus excedentes en el mercado Mercado Contratos Incentiva la inversión dado que garantiza a Aproximadamente un 70% de la energía los generadores la compra de su energía se transa en este mercado. por un período de tiempo. El precio de esta energía se define Es un instrumento que respalda las mediante procesos de licitación de libre solicitudes de financiamiento de los concurrencia. generadores. de Es el ente regulador quien define el precio Crea un impacto estabilizador en el precio techo en cada licitación. de la energía. Los precios se indexan de forma mensual y/o anual. El precio de la energía del mercado de contratos varia mensualmente. Este mercado tiene un efecto estabilizador en el precio de la energía. Fuente: www.cne.gob.sv Es importante mencionar que para un buen funcionamiento del mercado de costos, debe existir tanto el mercado de contratos como el mercado spot, en general se puede mencionar que el primero (contratos) crea un efecto estabilizador en el precio de la energía y el segundo (spot) es de utilidad para saldar las desviaciones de las transacciones en contratos, ambos incentivan la inversión por premiar la eficiencia, lo cual gradualmente colabora a la diversificación de la matriz energética. En ambos casos el precio de la energía está estructurado de la siguiente forma: a. Componente del Precio de la Energía (PEN) Representa aproximadamente el 85% del Precio de la Energía Trasladable a Tarifa (PET) La demanda paga la energía que consume hora a hora. Remunera al generador sus costos variables de generación (costos variables combustibles y no combustibles) b. Componente de Cargos del Sistema (CSIS) Representa aproximadamente el 7% del PET La demanda paga servicios auxiliares, perdidas del sistema así como el servicio a la UT y SIGET. c. Componente del Cargo por Capacidad (CPC) 19 Calculado a partir del Precio base de Potencia (PBP) Representa aproximadamente el 8% del PET La demanda paga la potencia que los generadores pueden aportar en condiciones criticas Remunera al generador los costos de inversión y costos fijos de operación El pliego tarifario por empresa distribuidora y por categoría tarifaria publicado en el Boletín Estadístico del Sector Electricidad 2014 de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones, fue el siguiente: Tarifas al Usuario Final por Empresa Distribuidora 2014 Promedio Anual (USD $/KWh) 0.2138 0.2242 0.2402 0.2654 0.2744 0.2195 0.1657 0.2281 0.2289 Distribuidora CAESS DEL SUR AES CLESA EEO DEUSEM EDESAL B&D ABRUZZO Total Fuente: Tabla elaborada con datos del Boletín Estadístico del Sector Electricidad 2014 de SIGET El Salvador Tarifas al Usuario Final por Categoría Tarifaria 2014 Promedio Anual (USD $/KWh) Categoría Tarifaria Baja Tensión I-Pequeñas Demandas (0<kw<10) Total Residencial Uso General Alumbrado Público II-Medianas Demandas (10<kw<50) III-Grandes Demandas (>50) Media Tensión I-Medianas Demandas (10<kw<50) II- Grandes Demandas (>50) Total 20 0.2607 0.2404 0.2185 0.2977 0.3130 0.2308 0.2079 0.2289 Fuente: Tabla elaborada con datos del Boletín Estadístico del Sector Electricidad 2014 de SIGET El Salvador Cifras financieras El promedio de saldo de cartera de los últimos 3 años ha sido de USD $ 161.6 millones con un crecimiento del 23.7% a diciembre de 2015 como producto de créditos solicitados para proyectos de inversión en energías renovables y así diversificar la matriz energética de El Salvador: dic-13 (USDm) 136 Sector Económico Energía dic-14 (USDm) 156 dic-15 (USDm) 193 (%) Crec. Dic15/Dic14 23.7% Fuente: Estadísticas de la Superintendencia del Sistema Financiero (SSF) En cuanto al comportamiento de la cartera del sector de energía medido por su índice de cartera vencida, este ha mostrado un excelente comportamiento en los últimos 3 años, cerrando a diciembre de 2015 en 0.0% (la máxima tasa de cartera vencida permitida por la Superintendencia del Sistema Financiero es de 4.0%). Por otra parte el porcentaje de pérdidas de transmisión para el año 2014 ha sido en promedio de 1.9% levemente superior al porcentaje de pérdidas de transmisión registrada en 2013 que fue de 1.8%, demostrando que la industria eléctrica ha mantenido bajo control las perdidas. (%) de Perdidas en Transmisión 2013-2014 2,50% 2,20% 2,10% 2,00% 1,50% 1,00% 0,50% 0,00% ene feb mar abr may jun (%) de Perdidas en Transmisión 2013 jul ago sep oct nov dic (%) de Perdidas en Transmisión 2014 Fuente: Gráfico elaborado con datos de Boletín Estadístico del Sector Electricidad 2014 de SIGET El Salvador 21 Expectativas De acuerdo al Plan Indicativo de la Expansión de la Generación Eléctrica de El Salvador 2012-2016 se proyecta que para el período 2016-2026 la demanda de energía crecerá un 3.3%: 9545 9241 8621 8320 8032 7754 7484 7224 6973 6494 6271 6051 5966 5839 5793 5643 5711 6000 5523 GWh 8000 5387 10000 6728 12000 8920 Proyección de Crecimiento Demanda de Energía 12,0% 10,0% 8,0% 6,0% 3,3% 4000 4,0% 2,0% 2000 0,0% 0 -2,0% Demanda GWh (%) Crecimiento Anual Fuente: Gráfico elaborado con datos del Plan Indicativo de la Expansión de la Generación Eléctrica de El Salvador 2012-2016. Los proyectos para 2016 a 2019 de acuerdo al Plan Indicativo de la Expansión de la Generación Eléctrica de El Salvador 2012-2016 se desglosan los siguientes proyectos: Proyectos de nueva generación Opt. De Ahuachapán Amp. 5 de Noviembre Chaparral Berlín V Berlín VI Chinameca Proyectos relacionados a construcciones de centrales Ciclos Combinado GNL Maquinas Vapor Carbón Motores a GNL Fecha esperada de entrada Potencia instalada (MW) 2016 2016 2017 2017 2018 2019 5 80 65 26 26 47 Fecha esperada de entrada Potencia instalada (MW) 2017 2017 2018 250 250 100 Fuente: Tablas elaboradas con datos del Plan Indicativo de la Expansión de la Generación Eléctrica de El Salvador 2012-2016. 22 Conclusiones El sector energía durante el 2015 representó solo 0.6% del Producto Interno Bruto de El Salvador, este sector durante los últimos 10 años ha registrado una tasa de crecimiento promedio de 1.7%, similar al promedio de crecimiento de la economía salvadoreña de 1.7% en el mismo período. Este sector al cierre del 2015 ha aportado a la economía del país 5,833 empleos formales de acuerdo a cifras oficiales del Instituto Salvadoreño del Seguros Social (ISSS). El saldo de cartera de crédito del sector energía ha crecido en el año 2014 (14.7%) y para el año 2015 ha crecido (23.7%), los principales destinos de los créditos otorgados han sido proyectos de expansión de la capacidad de generación energética y proyectos de energía renovables para la diversificación de la matriz energética. Este sector se ha caracterizado por tener bajos índices de cartera vencida por el orden de (0.1%) en el 2014 y de (0.0%) para el 2015, reflejando la calidad del portafolio de este sector y la capacidad de pago que este ha demostrado al cubrir sus obligaciones con las instituciones financieras. El crecimiento de la demanda de energía en (GWh) ha sido del 3% como promedio de los últimos 10 años, la demanda de energía para el año 2014 se ha cubierto con: energía térmica (39%), hidráulica (28%), geotérmica (23%), biomasa (4%) e importaciones netas (6%; la energía ha sido importada principalmente de países de la región). El crecimiento histórico de la demanda de energía ha permitido que el Consejo Nacional de Energía proyecte para el período 2016-2026 un promedio de crecimiento anual de 3.3%. Por lo que para suplir este crecimiento para los próximos años se han definido 6 proyectos de nueva generación de energía de gran envergadura donde la potencia instalada oscilará desde los 5 MW hasta los 80 MW según el Plan Indicativo de la Expansión de la Generación Eléctrica de El Salvador 2012-2016, mientras que por el lado de proyectos relacionados a construcciones de centrales energéticas se han identificado 3 proyectos con una potencia instalada entre los 100 MW hasta los 250 MW según el mismo Plan. Honduras Honduras, hasta mediados del año 2015 había sido un país donde la generación de energía predominante era de fuente térmica. Esta situación cambió mediante el impulso gubernamental que se le dio a las energías generadas por fuentes renovables. Se logró invertir la matriz energética logrando que la energía limpia predomine sobre las fuentes a base de carburantes. 23 Caracterización del sector El sector eléctrico de Honduras se caracteriza por estar dominado por una empresa de servicios, La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE). La ENEE es la encargada actual del manejo, administración y distribución de la red energética en Honduras. A través de los años, la ENEE se ha visto afectada por los altos costos de la energía y las pérdidas técnicas y no técnicas con una tendencia creciente en los últimos años; estos factores han debilitado gravemente su posición financiera. Durante la intervención del Fondo Monetario Internacional en 2014 y mediante firma de acuerdo Stand By con vigencia hasta 2017, el Gobierno de Honduras se comprometió a mejorar la situación crítica de la ENEE mediante una reforma en su forma de operación llevando a licitar a operadores privados para transmisión, distribución y alumbrado público. La Comisión Nacional de Energía, era la institución anterior encargada de regular el sistema de tarifas del sector eléctrico y fue sustituida por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), que será ahora la responsable de la regulación las dichas tarifas eléctricas. Previo a la instalación de la CREE el mercado energético estaba estructurado a operar de la siguiente forma: Fuente: Banco Davivienda Honduras Posterior a la instalación de la CREE el mercado energético estaba estructurado a operar de la siguiente forma bajo una nueva ley del sistema eléctrico: 24 Fuente: Banco Davivienda Honduras Para todo fin práctico, el sistema eléctrico a nivel nacional funciona en la actualidad de una forma lineal donde la ENEE es la encargada de centralizar la generación de energía y distribuirla a los grandes y pequeños consumidores del mercado. La CREE actúa como el órgano regulador entre los tres principales participantes del proceso: Los generadores de energía, la ENEE y los consumidores finales. Es acertado concluir que el sistema actual es un híbrido entre el nuevo esquema definido por la nueva ley del sector eléctrico y el esquema de operación anterior. Una vez que la CREE sea 100% operacional comenzará la liberalización del mercado energético a un ritmo acelerado. Las empresas privadas dentro del mercado energético son todas generadoras de energía que distribuyen su producción hacia la ENEE a través del Sistema Interconectado Nacional. Marco institucional La principal institución en el sector es la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) es un organismo autónomo responsable de la producción, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica en Honduras. Fue fundada el 20 de febrero de 1957, bajo la administración de la Junta Militar de Honduras 1956-1957. (ENEE, 2016) Ante la crisis financiera que atravesaba la ENEE, se decretó emergencia en el sector eléctrico del país y se comenzaron las medidas para lograr una recuperación financiera rápida (con un enfoque en energías renovables). Entre las medidas está el acuerdo con el Fondo Monetario Internacional y la constitución de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). La CREE fue creada bajo la Ley General de la Industria Eléctrica, Decreto 404-2013, ley que vino a sustituir la Ley Marco del Sector Eléctrico, Decreto 158-94, sin embargo la instalación física de la CREE se llevó a cabo hasta en junio de 2015. 25 Marco legal El sector energético de Honduras ha avanzado en fortalecer su marco jurídico con nuevas leyes y la creación de comisiones con el propósito de fortalecer el sector, para el caso, cuenta con la Ley General de la Industria Eléctrica, la CREE, la Ley de Promoción a la Generación de Energía Renovable, el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, entre otras. El alcance de la Ley es amplio, y tiene contemplado el desarrollo de un marco operacional que debería permitir una mayor eficiencia y competitividad, ya que entre otras, permite la liberalización del manejo de la energía eléctrica en el país y abre los mercados para una libre competencia tanto en generación, transmisión, como en la distribución y comercialización. Más información sobre los cambios en la ley de la industria eléctrica y las facultades de la CREE en el Anexo I. Matriz energética Para comprender correctamente el estado actual de la red energética nacional es necesario analizar datos estadísticos referentes a la matriz de generación y su desenvolvimiento en el tiempo así como información actual sobre capacidad instalada, generación, demanda, consumo del sector energético en Honduras. (ENEE, 2016) Al cierre de abril 2016 y analizado de forma anual, la matriz Energética desde el punto de vista de la generación en el sistema interconectado de la ENEE presenta la situación siguiente: Eólica 7% Intercambio* 2% Fotovoltaica 8% Hidraulica 26% Tipo de Planta Hidráulica Térmica Biomasa Eólica Fotovoltaica Intercambio* Biomasa 4% Térmica 53% Hidraulica Térmica Biomasa Eólica Fotovoltaica Generación (GWh) 2,291,2 4,687,4 369 597,4 718,5 157,4 Intercambio Fuente: Boletín Estadístico ENEE. Datos a abril 2016. *Intercambio es la energía importada de otros países de Centroamérica 26 Al cierre de abril de 2016 se logró una generación total de 8,821 GWh. Hoy en día la generación renovable representa el 47% (4,133,5 GWh) y 53% la generación térmica (4,687,4 GWh) de la generación total. (ENEE, 2016) Por otra parte la energía hidráulica generada en el sistema corresponde al 26% de la generación total. El 69% corresponde a generación estatal provista por la represa “El Cajón” propiedad de la ENEE, el restante 31% corresponde a diversos proyectos de generación privada. (ENEE, 2016) De la energía térmica generada en el sistema (53% del total), el 0,01% corresponde a generación estatal provista por plantas generadoras de la ENEE, el restante 99.9% corresponde a diversos proyectos de generación privada. Por último la energía por Biomasa, Eólica, Fotovoltaica y el Intercambio es privada y se compra a los diferentes generadores interconectados con el sistema de transmisión. (ENEE, 2016) A continuación se presenta la matriz de generación de energía en el sistema interconectado nacional administrado por la ENEE de forma acumulada desde enero a abril de 2016 y 2015: Enero - abril 2016 Enero - abril 2015 Eólica 10% Intercambio 1% Fotovoltaica 10% Hidraulica 29% Biomasa 7% Intercambio 1% Hidraulica 25% Eólica 7% Biomasa 8% Térmica 53% Hidraulica Biomasa Térmica 49% Térmica Eólica Hidraulica Térmica Biomasa Eólica Fotovoltaica Intercambio Fuente: Boletín Estadístico ENEE Al comparar los primeros cuatro meses de cada año se puede apreciar la entrada a producción de la energía fotovoltaica, logrando la inversión de la matriz energética alcanzando una generación por medio de energías renovables de 51% en comparación con el 47% al mismo período de 2015. (ENEE, 2016) 27 Esta mejora en la generación de energía renovable se debe al incentivo otorgado por el Gobierno de Honduras a los productores de energía solar. El precio propuesto el año pasado por el gobierno de $0.15 por kilovatio hora más el incentivo de $0.03 adicionales si las plantas iniciaban operaciones a agosto de 2015, lo que motivó a varios inversionistas a ejecutar varios proyecto de esta naturaleza. A la fecha la generación fotovoltaica tiene una capacidad instalada de 388 MW, correspondiente al 16,7% del total de la capacidad instalada y al 27,5% del total de energía renovable. (ENEE, 2016) En materia de capacidad instalada, el total (pública y privada) del sistema a nivel nacional ascendió un 20,5% a 2,320 Mega Watts (MW) (1,924 MW en abril 2015) con generación térmica, hidráulica, biomasa y eólica para 2015 adicionando en 2016 la energía solar, según cifras de la Dirección de Planificación y Desarrollo de la ENEE, a abril del 2016. A continuación se presenta la matriz de capacidad instalada: Fotovoltaica 17% Hidraulica 29% Tipo de Planta Hidráulica Térmica Biomasa Eólica Fotovoltaica Eólica 8% Biomasa 7% Hidraulica Térmica Térmica 39% Biomasa Eólica Capacidad (MW) 680,8 911,4 164,7 175 388 Fotovoltaica Fuente: Boletín Estadístico ENEE Honduras ha invertido también las proporciones de la capacidad instalada de energía térmica en relación a energía renovable desde el 2015. A abril 2016 el 39% de la capacidad instalada corresponde a generación térmica (911,4 MW), versus el 61% de renovable (1,408,6 MW). (ENEE, 2016) La inversión histórica de la matriz se logró en los meses de Julio 2015 y Agosto 2015 mediante la entrada de los proyectos fotovoltaicos producto del incentivo ofrecido por el gobierno. Actividad económica El crecimiento anual del consumo de energía en GWh muestra signos de crecimiento moderados sin recuperar las tasas de crecimiento previas a la situación económica del 28 2009. No obstante, comparando el consumo de 2014 (5,552 GWh) a 2015 (5,812 GWh), se refleja una tasa de crecimiento de 4,7%, que puede ser indicativo de una mejoría leve en el crecimiento económico en contraste con el crecimiento de 1,8 % en 2014. Al evaluar de forma anual el indicador a abril 2016 se obtiene un consumo total de 5,706 GWh. (ENEE, 2016). Sector de Consumo GWh Residencial Comercial Industrial Altos Consumos Alumbrado Público Gobierno Entes Autónomos Municipal Internacional TOTAL Fuente: Boletín Estadístico ENEE 2011 2012 2013 2014 2015 Abril 2016 2167 1297 591 784 124 108 109 49 1 5234 2155 1378 605 843 125 116 110 56 0 5308 2217 1378 605 843 125 116 109 56 0 5452 2195 1399 655 891 125 117 110 56 0 5552 2265 1493 673 960 125 123 115 56 0 5811 2009 1695 723 764 125 158 143 69 15 5706 El nivel de consumo mantiene un crecimiento moderado por la baja actividad económica a nivel nacional y el poco crecimiento de los mercados externos, que afectan la productividad local. Existe una tendencia al alza en la cantidad de abonados al sistema, aunque las tasas de crecimiento han ido a la baja desde el 2011 a 2016. Abonados Centro Sur Nor Occidente Litoral Atlántico Total Fuente: Boletín Estadístico ENEE 2011 2012 2013 2014 2015 Abril 2016 628,37 575,429 160,369 1364,17 661,988 608,618 166,871 1437,48 693,562 642,958 175,818 1512,34 723,552 677,738 183,15 1584,44 739,728 694,522 185,997 1620,25 762,005 713,899 189,275 1656,749 La región que muestra un mayor crecimiento relativo en número de abonados es la zona noroccidental, mientras que la zona Centro Sur ha disminuido su tasa de crecimiento, aunque siempre mantiene el mayor número absoluto de abonados. Es posible que con la instalación de los parques solares en el Sur, se tenga un incremento mayor en abonados para los próximos años particularmente en esa zona. (ENEE, 2016) Consumo Proyectado Consumo Proyectado Crecimiento Total 2016 2017 1.704.500 5,20% 1.780.350 4,45% Fuente: Boletín Estadístico ENEE 29 2018 1.859.575 4,45% 2019 1.942.326 4,45% 2020 2.028.759 4,45% La demanda proyectada de energía que tiene estimada la ENEE para el 2016 refleja un crecimiento de 5,2% y luego un promedio de 4,45% anual para los próximos cuatro años. Es importante ver estos datos desde un punto de vista conservador en el sentido que las proyecciones económicas no reflejan un crecimiento tan agresivo. Tarifas Los precios a los que compra la ENEE la energía generada se han caracterizado por estar atados a contratos a largo plazo, a 20 años o más, lo que implica que existe poca flexibilidad en liberar el mercado para lograr mejores precios en el corto plazo (siguientes 2 años). Esos precios de compra han variado entre $0.13/KWh hasta $0.23/KWh, dependiendo del tipo de energía y las condiciones contractuales que rigen los distintos contratos. Cabe indicar que los precios internacionales del petróleo han favorecido a la ENEE, ya que las plantas térmicas están generando a costos entre $0.06-$0.09/ KWh, siendo la energía más barata del mercado. (Durón, 2016) La inversión total requerida por los diferentes proyectos de generación oscila de la siguiente forma junto con el precio de venta esperado: Tipo de Generación Hidroeléctrica Eólica Solar Biomasa Térmica Inversión por cada USD M / MW 3,0 – 3,5 3,2 – 3,4 2,5 – 3,5 2,7 – 3,2 1,0 – 1,2 Precio USD/KWH N/A $ 0.14 - $0.16 $ 0.15 - $0.18 $ 0.10 - $0.15 $ 0.06 - $0.10 Fuente: Boletín Estadístico ENEE Cifras financieras El sector energético público está conformado actualmente, para fines prácticos, por la ENEE, quien consolida la operación de administración y distribución de energía por el sistema interconectado nacional. Al analizar la venta de energía en Lempiras (representadas en dólares americanos para efectos de este informe), debe tomarse en cuenta el efecto de los ajustes a los precios del combustible que se dieron en los años 2011 y 2012, y que se vieron reflejados en la facturación al consumidor final. Los incrementos en ventas del 20.5% y 8.3% en esos dos años se deben principalmente a esos ajustes por combustible. En los años siguientes, 2013 y 2014, no se dan cobros adicionales por ajustes, como puede notarse en los incrementos muy moderados de 2,6% y 2,2% para 2013 y 2014, respectivamente. 30 En 2015 se observa una disminución de 3,3%, la cual se sostiene al evaluar los primeros cuatro meses del 2016 de forma anual. Esta disminución es contraria a los aumentos en consumo. Esta caída se debe, en su mayoría, al deterioro de la situación de las pérdidas técnicas y no técnicas que se agudizó en esos años en el sector comercial e industrial. (ENEE, 2016) Ingreso por Energía ENEE 2011 2012 2013 2014 2015 Abril 2016 Residencial Comercial Industrial Altos Consumos Alumbrado Público Gobierno Entes Autónomos Municipal Internacional TOTAL 247 251 100 110 18 23 23 10 0 783 267 273 106 122 20 25 24 11 0 848 272 285 108 125 20 26 25 12 0 870 275 286 114 132 19 26 25 12 0 889 304 261 101 118 19 24 22 10 0 859 295 255 98 116 18 24 22 10 1 839 Fuente: Boletín Estadístico ENEE El factor crítico que está más relacionado con las ventas de energía por parte de la ENEE son las pérdidas técnicas y no técnicas del sistema. Actualmente las pérdidas ascienden al 32,5%, de la energía generada, que al cierre de 2015 significó no facturar 2,800 GWh, y traducido a recursos monetarios el Estado dejó de percibir la cantidad de aproximadamente US $279 Millones. El cálculo relacionado con las pérdidas del sistema se deriva de la diferencia entre los totales de la energía generada y la energía vendida. En el 2016 (visto de forma anual) las pérdidas fueron del orden de 3,144 Gigavatios hora (GWh), o sea un 35.6%. Energía en GWh Generada en Sistema Facturada por ENEE Diferencia entre ambas Pérdidas Técnicas y No 2013 2014 7941 5452 -2488 -31,30% 8068 5551 -2516 -31,20% 2015 8611 5811 -28 -32,50% Abril 2016 882 5706 -3144 -35,60% Fuente: Boletín Estadístico ENEE. Cifras a abril 2016 interanuales y preliminares de abril 2015 – abril 2016. La reducción de las pérdidas técnicas requiere de inversiones de alrededor de US $800 Millones para sustituir líneas de los sistemas de transmisión y distribución, así como fortalecer el sistema de transformación de la red actual. Se ha creado un fideicomiso de distribución, mediante el cual se realizó una licitación adjudicando el proyecto a la empresa Consorcio de Energía Honduras. Esta empresa será responsable de operar el sistema de distribución eléctrica de la ENEE. 31 En lo que respecta a cifras financieras, la utilidad de la ENEE crece a US $9 Millones (97% mayor) al cierre de 2015 con respecto a 2014 dada la importante reducción en el costo de la energía térmica por la caída en los precios internacionales de los combustibles. Adicionalmente, se han implementado diferentes recortes de personal y otras medidas de reducción del gasto como parte de los compromisos que asumió el gobierno nacional con el Fondo Monetario Internacional durante la firma del acuerdo Stand By 2014-2017 revisado trimestralmente por dicho organismo. (Durón, 2016). A continuación se destacan algunos indicadores de rentabilidad de los Estados Financieros de la ENEE al cierre de 2015. (ENEE, 2015) Indicador de Rentabilidad 2014 2015 (USD M) (USD M) Variación % Activos 1257 122 -3% Pasivo 1454 1525 5% Patrimonio -196 -305 -55% Utilidades -284 9 97% Rentabilidad/Activos (ROA) -0.2 0 -97% Rentabilidad/Patrimonio (ROE) 1.4 0 -98% Endeudamiento 116% 125% 8% Fuente: Estados Financieros de la ENEE y cálculos Davivienda. Cifras en Millones de USD. La situación financiera de la ENEE se encuentra crítica, no obstante se aprecia una mejoría significativa en los indicadores al cierre de 2015. La utilidad crece dada la importante reducción en el costo de la energía térmica por la caída en los precios internacionales de los combustibles. Adicionalmente, se han implementado diferentes recortes de personal y otras medidas de reducción del gasto como parte de los compromisos que asumió el gobierno nacional con el Fondo Monetario Internacional durante la firma del acuerdo Stand By 2014-2017 revisado trimestralmente por dicho organismo. (Durón, 2016) Expectativas El sector energético en Honduras presenta interesantes oportunidades de inversión y/o financiamiento en generación y comercialización sobre todo en el aspecto renovable. El crecimiento observado en los tres últimos años confirma que existe interés y disposición de parte de inversionistas nacionales y extranjeros de participar activamente en este tipo de proyectos. (Durón, 2016) Las cifras macroeconómicas del Banco Central de Honduras (BCH) no indican un fuerte crecimiento económico en los últimos años, sin embargo en el subsector de energía renovable ha presentado un importante dinamismo en los dos últimos años, las inversiones en energía eólica, biomasa, hídrica y especialmente la solar han tenido un auge notable. Las mejoras en la situación económica y estructural del sector permitirán incrementar los niveles de inversión nacional y extranjera con base en lo siguiente: 32 Las condiciones de apoyo por parte del Gobierno al desarrollo de energía renovable se mantendrán, no se prevén cambios en la política de gobierno. (Durón, 2016) El Plan de Expansión del sistema de generación indica que se mantendrá la construcción e instalación de nuevos proyectos. A las tasas de crecimiento actual se requieren entre 75 MW y 100MW por año de energía firme. (AHIBA, 2016) Se espera que se agilice la liberalización del mercado, no de inmediato pero si a mediano plazo. La generación a base de Biomasa puede tener un crecimiento mayor, considerando la expansión de las instalaciones para manufactura. No se esperan nuevos proyectos en generación eólica adicionales a los que ya están en etapa de ejecución y construcción. Las zonas de mayor rendimiento en función del comportamiento del viento están siendo explotadas. (AHIBA, 2016) Se logró invertir la matriz energética equilibrando la porción de energía generada por la vía térmica y la vía renovable. Se espera que el gobierno continúe implementando leyes “Fast Track” agilizando los trámites burocráticos. Se está atacando de forma consistente los problemas financieros de la ENEE logrando mejorías significativas al cierre de 2015. Se espera cerrar 2016 con una ganancia leve, revirtiendo la pérdida de años anteriores. Como parte de los planes de expansión del sistema, existe una amplia y diversificada cartera de proyectos energéticos entre 2016 y 2020. Se enumeran los principales a continuación: Proyecto Tipo de Generación Potencia Esperada Inicio de Operaciones Patuca III Hidroeléctrica 104 2018 Bijao Carbón 60 2016 Platanares Geotérmica 35 2017 Chinchayote Eólica 50 N/A Ocean View Eólica 4 N/A Diversos Solares Solar 110 N/A Observaciones Financiado por el Banco Industrial y Comercial de China (ICBC) a un costo de unos USD 298 M. Principal objetivo proveer energía a la planta de Cementos del Norte que opera en la zona. Primera planta de energía geotérmica en el país, será operada por la empresa Ormat Technologies por 15 años. Proyecto de Grupo Terra en su fase final, tercer parque eólico desarrollado por esta corporación. Para suplir la demanda energética de la isla de Roatan. Según estimaciones de la ENEE se espera que la capacidad en generación solar llegue a 500 Mw. Fuente: Diarios Locales La Prensa y El Heraldo Por último en materia de expectativas es importante señalar los principales riesgos del sector energético: Para la evaluación de cada riesgo se utilizará la siguiente escala entre alto, moderado-alto, moderado-bajo y bajo. Entre los riesgos estructurales del mercado se destacan: 33 Factor de Riesgo Nivel Des incentivación para los proyectos térmicos Bajo Políticas Públicas Moderado - Bajo Barreras de Entrada al Mercado Moderado - Alto Explicación Los proyectos de energía térmica que actualmente operan en el país mantienen Power Purchase Agreementes (PPA) con el gobierno, garantizando su suministro por los años restantes (2018-2020). La política pública que norma el sector de energía está orientada a favorecer la inversión privada. Un ejemplo es el incentivo en el precio para la inversión en generación solar. Una vez que la CREE esté 100% operando esto podría cambiar. Para que un proyecto de generación renovable califique, debe pasar por los trámites exigidos por la ENEE, la SERNA, el Congreso y la Municipalidad del sitio, estos trámites pueden ser complejos y tomar meses y hasta años en aprobación. El gobierno ha venido implementando leyes “fast track” para acelerar los trámites administrativos públicos. Fuente: Ahíba y Banco Davivienda Honduras Entre los riesgos económicos se destacan: Factor de Riesgo Nivel Explicación La inflación tiene un papel importante durante la construcción de un proyecto energético así como la instalación del equipo. Sensibilidad a la Inflación Bajo En la etapa de instalación puede afectar los precios de materiales de construcción y el combustible utilizado por los equipos. El componente de mano de obra, estaría sujeto a fluctuaciones inflacionarias por ajuste salarial, pero tiene muy poco impacto en costo de operación. Sensibilidad a Divisas Moderado - Bajo El componente en moneda extranjera en los proyectos de energía es elevado por el costo del equipo de generación. El riesgo cambiario está en la tasa de cambio que prevalece al momento de compra de divisas para la importación del equipo, ya sea de manera directa con crédito de proveedores o con financiamiento bancario. Los montos de inversión para proyectos de generación renovable son generalmente altos. Sensibilidad a Tasa de Interés Moderado - Bajo Se considera que el riesgo es Moderado – Bajo en vista que las tasas de interés han tenido fluctuaciones bajas en los últimos dos años y las mismas han sido hacia la baja. Fuente: Ahíba y Banco Davivienda Honduras Los principales riesgos operativos son: 34 Factor de Riesgo Competencia Requerimiento de Capital de Trabajo Nivel Explicación Bajo En el corto plazo la intensidad de la competencia es baja, ya que toda la energía que se produce la compra el Estado, o la consumen los propios generadores como es el caso de la Biomasa. Moderado - Bajo Se espera que esto cambie a mediano plazo con la liberación del sector económico. Los requerimientos de capital de trabajo durante la etapa de operación son mucho menores que los de la etapa de construcción e instalación. Las necesidades tienen que ver con pago de planillas y compra de suministros e insumos. Requerimiento de CAPEX Moderado - Alto Retrasos en Pago a Generadores Alto El riesgo relacionado con los requerimientos de capital de inversión enfocado desde el punto de vista de la obtención de recursos es alto, por el monto de inversión y por la dificultad de acceder a esos montos de financiamiento. Con los bajos precios actuales del petróleo la generación de energía renovable se ha vuelto más costosa para el estado. Esta situación ha causado hasta 8 meses de retraso en el pago de incentivo de la ENEE a los generadores solares. Fuente: Ahíba y Banco Davivienda Honduras Conclusiones El mercado energético con generación a base de recursos renovables ofrece un potencial de crecimiento muy significativo para los próximos en comparación con el que ofrece la generación térmica. A partir de 2015 se ha observado un fuerte incremento en las inversiones realizadas en el sector de generación renovable a consecuencia de los impulsos e incentivos gubernamentales ofrecidos. Por otra parte el país requiere complementar la inversión en energía con la inversión en otros sectores. Para ello, se debe tomar ventaja de la condición macroeconómica actual, con índices aceptables, la mejoría en la imagen de país, el crecimiento observado en turismo y la apertura por parte de los organismos multilaterales para nuevos recursos. Es importante, según el análisis del sector realizado por el AHIBA, que el Gobierno brinde un respaldo incondicional a la CREE, dotándola de presupuesto amplio y suficiente para que esta pueda operar de manera independiente. El beneficio vital de contar con un marco operativo y jurídico funcional es la confianza que genera en el ámbito de la industria, lo cual es esencial para atraer nuevas inversiones. (AHIBA, 2016). La perspectiva de la ENEE en el ámbito financiero es favorable en vista del se está recibiendo apoyo de organismos multilateral como el Fondo Monetario Internacional. Se ha observado una mejora significativa en sus cifras financieras al cierre de 2015. Se espera que a 2016 se presente una leve utilidad (siempre y cuando el mercado internacional de carburantes se mantenga estable). 35 Anexos Anexo I En esta sección se resumen los principales cambios que plantea la Ley de la Industria Eléctrica en materia de la red de transmisión, distribución, comercialización, tarifas y costos. Cambios en la red de Transmisión: Las transmisoras no podrán tener participación ni directa ni indirecta, en empresas que ejerzan actividades de generación, distribución o comercialización. La operación de toda la red de transmisión estará sujeta a la dirección y control del Operador del sistema. Cambios en la red de Distribución y Comercialización: Las distribuidoras no podrán poseer centrales generadoras, salvo casos excepcionales certificados por la CREE. Las que dispongan de generación propia si forman parte del SIN, estarán obligadas a formar una o más empresas separadas para la generación. Las distribuidoras tendrán zonas de operación y gozaran de exclusividad en su zona. En las licitaciones no se podrá discriminar en contra de centrales generadoras establecidas en otros países. Las distribuidoras quedan obligadas a comprar el exceso de energía proveniente de fuentes renovables, generada por usuarios residenciales y comerciales que retorne a la red, a través de medición bidireccional. Las distribuidoras quedan facultadas para cobrar el servicio de alumbrado público, pero el servicio será suministrado por una o varias empresas constituidas para ese fin. Cambios en Tarifas y Costos: Las tarifas reflejarán los costos de generación, transmisión, distribución y demás costos de proveer el servicio eléctrico aprobados por la CREE. A fin de reflejar los costos reales de generación, la CREE ajustará los costos base de generación trimestralmente. Las empresas transmisoras calcularán cada tres años los costos de transmisión. Las empresas transmisoras y distribuidoras tendrán derecho de trasladar a los usuarios finales los impuestos de todo tipo que deba pagar, excepto impuesto sobre utilidades. Las empresas distribuidoras realizarán cada 5 años un estudio para determinar los costos de distribución y las tarifas a los usuarios finales. 36 Los valores del pliego tarifario aprobado por la CREE serán valores máximos, la distribuidora podrá cobrar valores inferiores. La CREE y el Fondo social de desarrollo eléctrico se sostendrán con un porcentaje de las ventas de las empresas distribuidoras, siendo 0.25% la primera y 1% la segunda, el cual será trasladado a los usuarios. Nuevas Facultades de la CREE: Aplicar y fiscalizar el cumplimiento de las normas legales y reglamentarias que rigen la actividad del subsector eléctrico, para lo cual podrá realizar las inspecciones que considere necesarias con el fin de confirmar la veracidad de las informaciones que las empresas del sector o los consumidores hayan suministrado. Aplicar las sanciones que correspondan a las empresas y usuarios regulados por la Ley en caso de infracciones. Expedir las regulaciones y reglamentos necesarios para la mejor aplicación la Ley de la Industria Eléctrica y el adecuado funcionamiento del subsector eléctrico. Otorgar las licencias de operación para transmisión y distribución. Definir la metodología para el cálculo de las tarifas de transmisión y distribución, vigilar su aplicación, aprobar, difundir y poner en vigencia las tarifas resultantes, en su caso. Establecer la tasa de actualización, el costo unitario de la energía no suministrada y los bloques horarios a ser utilizados en el cálculo de tarifas. Aprobar las bases de licitación, supervisar los procesos de compra de potencia y energía por las empresas distribuidoras y aprobar los contratos de compra de potencia y energía que resulten de estos procesos. Aprobar las solicitudes de los abonados para su clasificación como consumidor calificado. Aprobar a las empresas distribuidoras el volumen de energía a facturar mensualmente por concepto de alumbrado público. Prevenir conductas anticompetitivas, monopólicas o discriminatorias entre los participantes de cada una de las etapas del servicio eléctrico incluyendo a productores y usuarios. Revisar y aprobar, en su caso los planes de expansión de la red de transmisión elaborados por el Operador del Sistema. Llevar el registro público de empresas del sector eléctrico 37 Referencias Bibliográficas: AHIBA. (30 de Noviembre de 2015). Viabilidad de Generación de Energía Alternativa en Mercado Hondureño. Obtenido de 2015 Documento obtenido de forma impresa y proporcionado por el entrevistado Gustavo Alberto Durón. BCH. (30 de Abril de 2016). IMAE. http://www.bch.hn/download/imae/2016/imae_abril2016.pdf Obtenido BCH. (30 de Marzo de 2016). PIB trimestral. Optenido http://www.bch.hn/download/pib_trimestral/pib_I_trimestre_2016.pdf de de CNFL. (31 de Diciembre de 2015). Estados Financieros. Optenido el 27 de Junio de 2016, de http://www.cnfl.go.cr/joomlatools-files/docmanfiles/estados_financieros/estados_financieros_auditados_diciembre_2015.pdf Consejo Nacional de Energía (CNE) de El Salvador Insumo: Mercado Eléctrico (Actualizado Feb-2014). Obtenido de http://www.cne.gob.sv/index.php?option=com_content&view=article&id=277&Item id=119 Consejo Nacional de Energía (CNE) de El Salvador Insumo: Plan Indicativo de la Expansión de la Generación Eléctrica de El Salvador 2012-2016 (Última Actualización: 2012). 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Obtenido de http://www.ut.com.sv/reportes *Este es un documento elaborado por la Dirección Ejecutiva de Estudios Económicos (DEEE) – Banco Davivienda Director: Andrés Langebaek Los datos e información de este documento no deberán interpretarse como una asesoría, recomendación o sugerencia por parte del Banco Davivienda o de sus filiales para la toma de decisiones de inversión o la realización de cualquier tipo de transacciones o negocios. Se pueden presentar errores sobre los cuales el Banco Davivienda no asume responsabilidad alguna, razón por la cual el uso de la información suministrada es de exclusiva responsabilidad del usuario. Los valores, tasas de interés y demás datos que allí se encuentren, son puramente informativos y no constituyen una oferta, ni una demanda en firme, para la realización de transacciones. En caso de tener alguna sugerencia o comentario, le agradecemos enviar un correo electrónico a: [email protected] Costa Rica Gerente de Riesgos de Mercado: Jonathan Alvarez M Oficial de Riesgos Financieros: Andrea Campos [email protected] [email protected] El Salvador Gerente general de valores: Ana Girón Analista Económico: Jonathan Morán [email protected] [email protected] Honduras Subdirector de Crédito y Riesgo: Nadeska Reyes Ejecutivo de Riesgo: Pedro Pavón [email protected] [email protected] Estudios Económicos Grupo Bolívar - Bogotá Director: Andrés Langebaek Rueda [email protected] Análisis Fiscal y Externo: María Isabel García [email protected] Jefe de Análisis de Mercados: Silvia Juliana Mera [email protected] Análisis Sectorial: Nelson Fabián Villarreal [email protected] Análisis de Inflación y Mercado Laboral: Hugo Andrés Carrillo Rodríguez [email protected] Análisis Sectorial :Jorge Enrique Perilla [email protected] Análisis Sector Financiero: Ana Isabel Mejía Jaramillo [email protected] Análisis Macroeconómico Centroamérica :Vanessa Santrich [email protected] Profesionales en Práctica: Johan Andrés Pulido Moreno Carlos A. 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