Setor elétrico em Honduras - Electricity sector in Honduras

Setor elétrico de Honduras
Dados
Cobertura de eletricidade (2006) 69% (total), 94% (urbano), 45% (rural); ( Média total da LAC em 2005: 92%)
Capacidade instalada (2006) 1,54 GW
Quota de energia fóssil 62%
Parcela de energia renovável 38% (incluindo hidro)
Emissões de GEE da geração de eletricidade (2003) 1,51 MtCO 2
Uso médio de eletricidade (2005) 4376 kWh por conexão
Perdas na distribuição (2006) 21%; ( Média da LAC em 2005: 13,6%)
Consumo por setor
(% do total)
residencial 42,5%
Industrial 53,3% (incl. Comercial)
Tarifas e financiamento
Tarifa residencial média
(US $ / kW · h, 2006) 		00.058; ( Média da LAC em 2005: 0,115)
Tarifa industrial média
(US $ / kW · h, 2006) 		0,1053 (média tensão), 0,0934 (alta tensão); ( Média da LAC em 2005: 0,107)
Tarifa comercial média
(US $ / kW · h, 2006) 		0,133
Investimento anual em eletricidade 4,01 US $ per capita
Serviços
Desagrupamento do setor Parcial
Participação do setor privado na geração 62%
Participação do setor privado na distribuição 0%
Fornecimento competitivo para grandes usuários Não
Fornecimento competitivo para usuários residenciais Não
Instituições
Nº de provedores de serviço Um ( ENEE )
Responsabilidade pela transmissão Utilitário integrado ( Empresa Nacional de Energía Eléctrica )
Responsabilidade pelo regulamento Regulador nacional de setor único
Responsabilidade pela definição de políticas Gabinete de energia
Responsabilidade pelo meio ambiente Ministério do Meio Ambiente (SERNA)
Lei do setor elétrico Sim (1994)
Lei de energia renovável Sim (2007)
Transações de MDL relacionadas ao setor elétrico 19 projetos de MDL registrados ; 221.730 t CO 2 e reduções de emissões anuais

O setor elétrico em Honduras foi moldado pelo domínio de uma concessionária verticalmente integrada (exceto por cerca de metade da capacidade de geração ); uma tentativa incompleta no início dos anos 1990 de reformar o setor; a crescente participação da geração térmica nas últimas duas décadas; a precária saúde financeira da empresa estatal Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE); as altas perdas técnicas e comerciais na transmissão e distribuição; e a baixa cobertura elétrica nas áreas rurais.

Os principais desafios do setor incluem o financiamento de investimentos em geração e transmissão na ausência de uma empresa de serviços públicos financeiramente saudável ou de fundos concessionários de doadores externos. As tarifas precisam ser reequilibradas, os atrasos precisam ser cortados e as perdas comerciais, incluindo o roubo de eletricidade, precisam ser reduzidas sem fomentar a agitação social. Além disso, o governo deve conciliar as preocupações ambientais com seu objetivo de construir duas novas grandes barragens e usinas hidrelétricas associadas. O acesso à eletricidade nas áreas rurais precisa ser melhorado.

Em junho de 2007, o Presidente de Honduras, Manuel Zelaya , declarou uma "emergência energética". Um Conselho de Intervenção ( Junta Interventora ), chefiado pelo Ministro da Defesa e pelo Ministro das Finanças, foi temporariamente colocado à frente do ENEE para fazer face à crise. O mandato desta Diretoria foi recentemente estendido até outubro de 2008.

Oferta e demanda de eletricidade

Produção de eletricidade em Honduras por fonte

Capacidade instalada e planos de expansão

Com uma capacidade instalada de geração de 1.568 MW (2007), Honduras conta com um sistema de energia de base térmica (responsável por quase dois terços de sua capacidade instalada total), que é muito vulnerável aos altos e voláteis preços internacionais do petróleo. O mix de geração é o seguinte:

Fonte Capacidade instalada (MW) Capacidade instalada(%)
Propriedade estatal 589 38
Hidrelétrica 464 30
Térmico 125 8
Motores diesel 92 6
Turbinas a gás 33 2
Propriedade privada 979 62
Hidrelétrica 55 3
Térmico 924 59
Motores diesel 816 52
Turbinas a gás 40 3
Biomassa 68 4
TOTAL 1.568 100

A capacidade firme de geração de eletricidade é substancialmente inferior à capacidade instalada devido à sazonalidade (ou seja, a incerteza natural que afeta a geração hidrelétrica), a idade avançada de algumas das usinas e a desativação da capacidade térmica.

Demanda

A eletricidade total vendida em 2007 foi de 4.932 GWh. Em 2005, a eletricidade vendida por conexão foi de 4.376 kWh, muito maior do que nos países vizinhos da Guatemala (2.337 kWh por conexão), Nicarágua (2.931 kWh por conexão) e El Salvador (3.109 kWh por conexão). É, no entanto, muito menor do que nos países da América Central mais desenvolvidos, como Costa Rica (7.969 kWh) e Panamá (7.574 kWh).

Em 2007, os percentuais de eletricidade vendida por tipo de consumidor foram:

  • Residencial: 42%
  • Comercial: 24%
  • Industrial: 13%
  • Grandes consumidores: 13%
  • Iluminação pública: 2,5%
  • Governo: 2%
  • Entidades autônomas: 2%
  • Municípios: 1%
  • Exportações: 0,5%

Projeções de demanda

A demanda de pico cresceu mais de sete por cento ao ano nos últimos anos, atingindo 1.088 MW em 2006. Para o período 2006-2010, a taxa de crescimento anual esperada da demanda de energia é esperada em cerca de seis por cento, enquanto a demanda de pico pode aumentar em cerca de sete por cento . A taxa de crescimento real dependerá do aumento das tarifas de eletricidade, do sucesso de um programa atual para diminuir o roubo de eletricidade e se as perdas técnicas na distribuição podem ser reduzidas.

Embora o pico de demanda em 2006 tenha ficado abaixo da capacidade instalada total, ficou um pouco acima da capacidade firme. De acordo com as projeções de oferta e demanda do Banco Mundial , a nova capacidade de geração a ser comissionada no período 2007-2010 não será suficiente para atender ao crescimento da demanda, o que significa que é provável que ocorra um déficit de energia em um futuro próximo.

Interconexão com países vizinhos

A rede elétrica hondurenha está interligada às redes de seus vizinhos Nicarágua, El Salvador e Guatemala. No entanto, a capacidade das interconexões é limitada. A previsão é de sua expansão como parte do Sistema de Interconexão Elétrica da América Central ( SIEPAC ) por meio de uma linha de transmissão de 230 kV com capacidade de 300 MW. (Veja integração regional, o projeto SIEPAC abaixo)

Em 2002, Honduras importou cerca de 420 GW · h de eletricidade (mais de 10% de seu consumo) sem qualquer exportação, tornando-se assim um importador líquido de eletricidade.

Acesso a eletricidade

A cobertura geral de eletricidade é de 69%. Nas áreas rurais atinge apenas 45%, o que contrasta com a cobertura de 94% nas áreas urbanas (2006). A tabela a seguir apresenta os dados de acesso por número de domicílios e consumidores.

População % Nº de famílias % Nº de clientes % Taxa de acesso (%)
Urbano 3.350.081 45,5% 700.507 49,0% 661.582 66,9% 94,4%
Rural 4.016.940 54,5% 729.611 51,0% 327.114 33,1% 44,8%
TOTAL 7.367.021 100% 1.430.118 100% 988.696 100% 69,1%

Fonte : Banco Mundial, 2007

O Índice de Cobertura de Eletricidade por departamento mostra grandes disparidades. Cortes e Islas da Bahia têm quase 100% de cobertura domiciliar, enquanto Lempira e Intibuca têm apenas 24,6% e 36,2% de cobertura, respectivamente.

A eletrificação foi programada pela Lei da Eletricidade para o Setor Elétrico de 1994, por meio da criação do Fundo Social para o Desenvolvimento da Eletricidade (FOSODE). O Governo estabeleceu uma meta de aumentar a cobertura nacional de eletricidade para 80% até 2015, dando igual prioridade às áreas urbana e rural. Até o momento, o resultado tem sido positivo, com aumento da cobertura nacional de 43% em 1994 para 69% em 2006.

Espera-se que 400.000 novas conexões sejam feitas até 2015. No entanto, a falta de financiamento desacelerou o desenvolvimento da rede, fazendo com que ficasse para trás da demanda.

Qualidade de serviço

Frequência e duração da interrupção

A duração da falta de energia é uma medida da confiabilidade do fornecimento às redes de distribuição. Essa medida diminuiu para a maioria das regiões de Honduras a partir de 2001. No entanto, em 2005, ocorreu um aumento geral na duração da interrupção. A duração total das interrupções por conexão (36 horas por ano em 2005, em comparação com 24 horas em 2004, mas 135 horas em 1999 após o furacão Mitch ) é cerca de duas vezes maior que a média da América Latina e do Caribe (14 horas por conexão em 2005). No entanto, a frequência dessas interrupções tem sido maior em outros países, o que significa que Honduras tem algumas interrupções longas, enquanto outros países têm interrupções mais curtas.

Perdas de distribuição e transmissão

No período 2001-2006, as perdas de eletricidade aumentaram de cerca de 20% para 25%, em comparação com 8% no Chile e quase 30% na Nicarágua. Esse nível relativamente alto de perdas se deve principalmente a roubo, fraude e conexões ilegais. Um estudo recente estimou que as perdas técnicas rondam os 10%, o que implica que as perdas comerciais atuais rondam os 15%, 30% das quais correspondem a fraudes, 29% a acordos ilegais e 29% a erros de faturação.

Os investimentos em transmissão e subtransmissão continuam atrasados ​​devido a restrições financeiras. Essa situação, se continuada, aumentaria a frequência dos apagões e dificultaria a redução dos custos operacionais e das perdas técnicas.

Os programas de redução de perdas implementados durante 2007 reduziram as perdas totais para 21,2%, 3,5% na transmissão e 17,7% na distribuição.

(Veja perdas distributivas para comparação com o resto da LAC ).

Responsabilidades no setor elétrico

Política e regulamentação

Situação de jure

A Lei da Eletricidade de 1994 atribui a função de formulação de políticas a um Gabinete de Energia presidido pelo Presidente da República, tendo o Ministério de Recursos Naturais e Meio Ambiente ( Secretaria de Recursos Naturais e Ambiente , SERNA) como seu secretário e coordenador. Uma agência reguladora, a Comisión Nacional de Energía (CNE), foi criada para assumir, entre outras funções:

  • Supervisionar os contratos de venda de energia a serem firmados pelas distribuidoras;
  • Aprovar padrões relacionados à qualidade, confiabilidade e segurança do serviço;
  • Monitorar e fazer cumprir as leis e padrões;
  • Aprovar tarifas e propor custos médios marginais de curto prazo ;
  • Aprovar programas de expansão do sistema;
  • Submeter à aprovação do Ministério do Meio Ambiente os contratos de compra e venda de energia que a ENEE pretende assinar.

Situação de fato

O Gabinete de Energia se reúne menos de uma vez por ano desde sua criação. Além disso, o SERNA não tem sido proativo em seu papel de secretário e coordenador do Gabinete para definir a agenda e fornecer a base técnica para as decisões. A CNE teve um papel marginal devido à falta de apoio político e recursos. Como resultado desta lacuna ao nível do gabinete, a empresa nacional Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) tornou-se o ponto padrão para a perícia energética, procurada pelo governo mesmo em matéria de formulação de políticas e regulamentação, o que contribui para uma separação fraca de papéis entre a concessionária, agência reguladora e ministério.

A ENEE é dirigida por um conselho de administração, que é composto por: o Ministro dos Recursos Naturais e Ambiente (SERNA), que preside o Conselho, o Ministro das Obras Públicas, Transportes e Habitação, o Ministro das Finanças, o Ministro da Indústria e do Comércio, o Ministro da Cooperação Externa e um representante do Conselho Hondurenho de Empresa Privada (COHEP). O conselho nomeia um gerente geral, que atua como seu secretário, mas não tem direito a voto.

Geração

De acordo com a Lei de Eletricidade de 1994, a geração pode ser realizada pelo estado, propriedade mista ou entidades privadas. Essas entidades têm o direito de vender energia para grandes consumidores ou para a ENEE. Como resultado, os investidores privados embarcarão principalmente em novos projetos de geração, incluindo energia hidrelétrica e energia alternativa.

A cada dois anos, o ENEE deve submeter ao Regulador os planos de expansão do sistema (ou seja, aquisição de nova capacidade de geração e expansão da transmissão), que devem ser aprovados pelo Gabinete de Energia.

Por lei, a ENEE tem o mandato de priorizar a geração de base renovável ao determinar o plano de expansão ideal. A condição é que o valor presente líquido da sequência, incluindo a geração baseada em fontes renováveis, não deve exceder em mais de 10% o do plano de expansão de menor custo.

Geradores privados de eletricidade usando energia renovável formaram uma Associação Nacional - Associação de Produtores de Energia Renovável de Honduras (APERH) - para promover o uso de energia renovável.

Transmissão

Por lei, as redes de transmissão estão sujeitas a uma regra de "acesso aberto". Eles podem ser construídos e pertencentes a empresas operacionais públicas, privadas ou de propriedade mista. No entanto, na prática, a Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) é responsável pela operação de transmissão e sistema através do seu centro de despacho, que determina o custo marginal horário de geração do sistema.

No caso de sistemas isolados, o gerador principal é responsável pela operação do sistema de transmissão e pelo despacho.

Distribuição

Situação de jure

A Lei de 1994 determinou que o ENEE dividisse sua rede de distribuição por regiões. A partilha, que deveria ser aprovada pelo ENEE, seria seguida da venda dessas redes a cooperativas, municípios, associações de trabalhadores, outros tipos de grupos semelhantes, ou a empresas privadas, sempre sujeitas à aprovação do Congresso Nacional. A lei estabelecia que a distribuição de energia elétrica deveria ser realizada "prioritariamente" por empresas privadas em regime de concessão. Os distribuidores precisam ter um contrato de fornecimento válido com geradores por pelo menos cinco anos de duração (no entanto, a lei não exige uma quantidade mínima).

Entidade de distribuição privada EEH

A 18 de fevereiro EEH, um consórcio internacional, assinou um contrato assumindo a responsabilidade pela operação e manutenção da rede de distribuição elétrica, a operação comercial e sua otimização, redução e controle de perdas técnicas e não técnicas, e pela cobrança de pagamentos com os usuários.

Freqüência e tensão de energia

Em Honduras, os plugues e tomadas de energia residencial são do tipo A e B. A tensão padrão é 120   V e a frequência padrão é 60   Hz.

Energia renovável

Produção de eletricidade renovável em Honduras.
Artigo principal: Energia renovável em Honduras

Em Honduras, há um grande potencial inexplorado de recursos energéticos renováveis indígenas . Devido à provável tendência de longo prazo de altos preços do petróleo, esses recursos poderiam ser desenvolvidos a preços competitivos. No entanto, exceto para os grandes projetos hidrelétricos, o potencial para o desenvolvimento de energia renovável ainda não foi explorado.

Eficiência energética

Honduras tem um grande potencial para desenvolver programas de eficiência energética . Grandes melhorias poderiam ser feitas nas áreas de ar condicionado para o setor residencial e comercial, onde a implementação de medidas na área de gestão da demanda e uso racional de energia poderia evitar apagões não planejados.

Alguns progressos foram feitos recentemente no âmbito do projeto Geração Autônoma e Uso Racional de Energia Elétrica ( GAUREE ), financiado pela União Europeia entre 2000 e 2007. O projeto GAUREE 2 visa aumentar o uso de lâmpadas fluorescentes compactas (CFLs) eficientes em termos de energia . , reduzindo o consumo de energia em 50 milhões de kW · h por ano. O plano de ação inclui doar, em uma operação em três fases, uma lâmpada CFL de 20 W grátis para 800.000 residências (a maioria das residências hondurenhas ainda usa lâmpadas ineficientes de 60 W, 75 W e 100 W).

O Grupo Interinstitucional para o Uso Eficiente da Energia (GIURE) traçou um plano com o objetivo de reduzir a procura nacional de eletricidade em 100 MW em 2008. Tal implicaria uma redução de 8% da procura máxima prevista pelo ENEE . Algumas das principais atividades incluídas no programa GIURE são: promoção do uso de fogões a gás, uso de mecanismos de desenvolvimento limpo (MDL), campanhas educacionais, eficiência nos setores industrial e comercial, etc.

História

Monopólio inicial e expansão baseada na energia hidrelétrica

A ENEE foi criada em 1957 pelo Decreto 48, a Lei Constitutiva da Empresa Nacional de Energía Eléctrica - a Lei Constitutiva. Seu mandato era promover a eletrificação do país por meio do estudo, construção e operação de obras de eletrificação, representação governamental em qualquer empresa da qual o governo fosse acionista e prestar assistência a qualquer gerador ou distribuidor privado que o solicitasse.

Em suas primeiras duas décadas e meia, a expansão do ENEE foi impulsionada pelo apoio técnico e financeiro de organismos financeiros internacionais. Os projetos hidrelétricos abundaram e a rede de transmissão se expandiu para incorporar todas as áreas economicamente ativas do país à rede nacional, que foi interligada com a Nicarágua (1976), Costa Rica (1982) e Panamá (1986). O maior projeto, a usina hidrelétrica El Cajón (300 MW) no Rio Comayagua, no centro de Honduras, foi comissionado em 1985. Na época, Honduras tinha uma capacidade instalada de 560 MW e uma demanda de pico de apenas 220 MW.

As projeções de crescimento da demanda não se concretizaram, o que deixou o país com grande excesso de capacidade e o ENEE com pesado endividamento. Como resultado, as usinas termelétricas existentes não foram bem mantidas. Quando a demanda finalmente aumentou e uma seca severa ocorreu, muitas das usinas térmicas estavam inoperantes, levando a uma severa crise de energia em 1993.

Lei de eletricidade de 1994 e o ressurgimento dos combustíveis fósseis

A nova Lei da Eletricidade de 1994, aprovada no governo do presidente Carlos Roberto Reina , nasceu em resposta à crise. Continha disposições para o estabelecimento de um mercado competitivo de energia (desagregação vertical, liberdade de entrada em todas as atividades do setor, acesso aberto às redes de transmissão e distribuição e liberdade de escolha para grandes usuários); a separação das funções de formulação de políticas, regulamentação e fornecimento de serviços de eletricidade; aplicação de tarifas de recuperação de custos e subsídios direcionados; e a prestação privada de serviços de eletricidade.

O estabelecimento do novo mercado competitivo falhou: as redes de distribuição não foram descompactadas e privatizadas, e a ENEE continuou operando como uma empresa estatal verticalmente integrada que manteve seu papel central no planejamento energético e na formulação de políticas. Além disso, os princípios de tarifas que cobrem os custos e subsídios direcionados não foram implementados adequadamente devido ao compromisso político inadequado e a uma importante dependência do petróleo importado para a geração de energia. Isso levou a preços de geração altos e voláteis que não foram repassados ​​às tarifas de varejo.

Na década de 1990, a geração termelétrica passou a liderar um sistema dominado pela energia hidrelétrica : a capacidade da hidrelétrica passou de 90% para apenas 30%. As razões para essa mudança são duas. Primeiro, o desenvolvimento hidrelétrico se tornou mais caro quando o financiamento por meio de empréstimos sem juros para seu desenvolvimento de instituições financeiras internacionais foi cortado. Em segundo lugar, os riscos mais baixos e a maturidade mais curta dos projetos de geração térmica, percebidos pelos investidores privados, direcionaram a expansão da geração para o uso de óleo combustível pesado e diesel de média velocidade.

Além disso, vale mencionar as estreitas relações entre importadores de petróleo, empresas geradoras de energia e alguns funcionários do governo, que ao longo da última década foram acusados ​​pela mídia hondurenha de conter artificialmente o investimento em fontes renováveis ​​de energia, favorecendo a importação de petróleo e a extensão de contratos de geração de eletricidade muito caros e menos transparentes.

O surgimento de produtores de energia independentes

Os Contratos de Compra de Energia (PPAs) que a ENEE assinou com produtores independentes de energia (IPP) operando usinas de combustível fóssil agora respondem pela maior parte da geração de energia em Honduras. Segundo o Banco Interamericano de Desenvolvimento, esses PPAs eram "caros e com cláusulas que os tornavam muito inflexíveis".

Já em 1993, durante o governo de Rafael Leonardo Callejas (1990–1994), o ENEE assinou seu primeiro PPA com um IPP para o fornecimento de energia térmica. O contrato foi assinado com a Electricidad de Cortés (Elcosa) por um período de 17 anos. Um ano depois, Carlos Roberto Reina (1994–1998) aprovou dois contratos gigantes de 10 anos para a Empresa de Mantenimiento, Construcción y Electricidad (EMCE), que pertence ao grupo hondurenho Terra, e a empresa hondurenha de energia Luz y Fuerza de San Lorenzo ( Lufussa ). A EMCE e a Lufussa conseguiram firmar novos contratos com o governo de Carlos Flores (1998-2002), que incluíam isenções fiscais por até cinco anos e pagamento de encargos fixos e variáveis, os primeiros independentemente da efetiva produção de energia, como é normalmente o caso em PPAs.

O governo de Ricardo Maduro (2002–2006) assinou mais dois contratos de 12 anos com a Enersa - parceira da EMCE - e a Lufussa. No entanto, em novembro de 2002, ela rapidamente assinou outro contrato de 12 anos por US $ 477 milhões com a subsidiária hondurenha da AES Corporation , sob o qual a AES Honduras forneceria cerca de 200 megawatts de energia. Em setembro de 2003, o ENEE também cancelou esse contrato, porque o provedor supostamente não cumpriu certas cláusulas e estava atrasado.

Promoção de energia renovável e um retorno da energia hidrelétrica

Sob a presidência de Carlos Flores, os decretos nº 85-98 e 267-98 foram aprovados em 1998 pelo Congresso de Honduras com o objetivo de promover o desenvolvimento de usinas de geração de energia renovável. A nova legislação incluía incentivos fiscais para desenvolvedores e um arranjo de comprador seguro para energia a preços equivalentes ao custo marginal de curto prazo do sistema . A ENEE, que é a compradora padrão, deve pagar um prêmio (10% do mesmo custo marginal de curto prazo) pela eletricidade gerada quando a capacidade instalada for inferior a 50 MW. Essa estrutura facilitou a negociação de cerca de 30 parcerias público-privadas com a ENEE para pequenas usinas de energia renovável. Além disso, o Decreto nº 85-98 também estabeleceu isenções fiscais em favor dos desenvolvedores: impostos de importação e vendas de equipamentos e isenção de imposto de renda de cinco anos.

O governo considera os recursos renováveis ​​um elemento vital de sua estratégia para diversificar o fornecimento de energia, reduzir a vulnerabilidade a choques externos e mitigar os impactos ambientais da produção de energia. O desenvolvimento de grandes projetos hidrelétricos e o fornecimento de incentivos adicionais para projetos renováveis ​​conectados à rede são as prioridades atuais do governo no setor de energia renovável. A penetração das tecnologias de energia renovável nos programas de eletrificação rural ainda é limitada e a maioria das atividades de eletrificação rural são extensões da rede.

De acordo com o Banco Mundial, o potencial para o desenvolvimento de fontes renováveis ​​fora da rede e pequenas está em grande parte inexplorado devido à falta de incentivos e de uma estrutura política clara e consistente.

Integração regional, o projeto SIEPAC

Em 1995, após quase uma década de estudos preliminares, os governos centro-americanos, o governo da Espanha e o Banco Interamericano de Desenvolvimento concordaram com a execução do projeto SIEPAC. Este projeto visa a integração elétrica da região. Os estudos de viabilidade mostraram que a criação de um sistema regional de transmissão seria muito positivo para a região e levaria à redução dos custos de energia elétrica e à melhoria da continuidade e confiabilidade do fornecimento. Em 1996, os seis países - Panamá, Honduras, Guatemala, Costa Rica, Nicarágua e El Salvador - assinaram o Tratado-Quadro para o Mercado de Eletricidade na América Central.

O desenho do Mercado Regional de Eletricidade (MER) foi feito em 1997 e aprovado em 2000. O MER é um mercado adicional sobreposto aos seis mercados nacionais existentes, com uma regulamentação regional, em que os agentes autorizados pelo Órgão Operacional Regional (EOR) realizar transações internacionais de eletricidade na região. Quanto à infraestrutura, a EPR ( Empresa Propietaria de la Red SA ) é responsável pelo projeto, engenharia e construção de cerca de 1.800 km (1.100 mi) de linhas de transmissão de 230 kV. O projeto deve estar operacional no final de 2008.

Tesoura de operação, declaração de emergência e aumento tarifário

Em fevereiro de 2007, o ENEE iniciou um programa para reduzir atrasos e perdas comerciais sob o título Operación Tijera (Operação Tesoura). Implica uma ação coordenada de todos os ministérios e órgãos governamentais com o objetivo de cortar o serviço (a) a clientes inadimplentes e (b) a quaisquer usuários detectados durante a operação com ligações de serviço irregulares ou com medidores adulterados. Segundo reportagens da imprensa, a operação gerou um aumento instantâneo das arrecadações.

Em junho de 2007, o presidente Manuel Zelaya declarou uma "emergência energética" para comprar eletricidade adicional e superar a crise energética do país. O Ministro da Defesa está encarregado de resolver a crise e, juntamente com o Ministro das Finanças, foi nomeado à frente de um Conselho de Intervenção do ENEE. O mandato do Intervention Board foi prorrogado até outubro de 2008.

Na tentativa de contornar a delicada situação financeira do ENEE, o governo pretende aumentar as tarifas de alguns consumidores, aqueles cujas contas são mais altas. Esse aumento, que aproxima as tarifas dos custos, não afetaria os usuários residenciais com consumo inferior a 100 kWh. Já em janeiro de 2008 foi aplicado um reajuste tarifário de 16% para o reajuste dos combustíveis. Segundo o novo gerente do ENEE, um reajuste adicional de 11% será aplicado em maio. A meta global, estabelecida no “Plano Financeiro de Fortalecimento do ENEE”, é que as tarifas tenham aumentado 27% no final de 2008.

Tarifas, recuperação de custos e subsídios

De acordo com a lei, uma tarifa refletindo os custos de geração e transmissão seria o preço de energia regulado para as distribuidoras. A tarifa, a ser publicada no Diário Oficial da União para entrar em vigor, deveria ser calculada anualmente pelos geradores e aprovada pelo regulador, que também decidiria sobre os ajustes posteriores à mesma. No entanto, a ENEE falhou em aplicar esta disposição da Lei de 1994 para o cálculo e implementação de tarifas que cobrem os custos e de subsídios localizados.

Tarifas residenciais, comerciais e industriais

As tarifas médias para consumidores industriais e comerciais já cobrem os custos econômicos e são algumas das mais altas da região. No entanto, a tarifa média para a categoria residencial é de 60% do custo econômico do fornecimento e apenas 54% após a dedução do subsídio direto do Governo.

As famílias que consomem menos de 100 kW · h por mês pagam uma tarifa que cobre apenas 22% do custo, enquanto aquelas que consomem entre 0 e 300 kW · h - 84% de todos os clientes residenciais - pagam apenas 395 por cento do custo. Mesmo os clientes que consomem mais de 500 kW · h por mês pagam apenas 82% do custo de fornecimento. As tarifas dos municípios equivalem a cerca de 77% do custo. A tabela abaixo mostra o custo médio de fornecimento e o preço final atual (após subsídio direto) para os diferentes usuários:

Custo Médio de Fornecimento (kW · h) Preço final atual (após o subsídio direto) ($ / kW · h) Nº de usuários
Bloco Residencial (kW · h / mês)
0-50 0,224 0,039 174.338
51-100 0,158 0,04 132.804
101-150 0,147 0,047 128.361
151-300 0,141 0,066 242.723
301-500 0,137 0,089 83.368
501- 0,134 0,109 43.747
Média tensão industrial 0,107 0,105 134
Comercial 0,13 0,133 59.700

Fonte : Banco Mundial, 2007

A título de comparação, a tarifa residencial média ponderada na América Latina e no Caribe no final de 2005 era de US $ 0,115 por kW · h, enquanto a média ponderada da indústria era de US $ 0,107 por kW · h. Claramente, as tarifas residenciais em Honduras estão abaixo da média regional.

Recuperação de custos

O resultado geral das distorções na estrutura tarifária é que apenas 81% dos custos econômicos de abastecimento são cobertos, levando a uma situação financeira insustentável no curto prazo e que pode levar o país a enfrentar uma grave crise energética até 2010.

Subsídios diretos e subsídios cruzados

Um subsídio direto foi estabelecido em 1994 para compensar qualquer aumento de tarifa para usuários residenciais elegíveis (aqueles que consomem menos de 300 kW · h por mês). No período (2001-2005), o Governo pagou cerca de US $ 75,6 milhões em subsídios tarifários diretos aos consumidores residenciais.

O subsídio cruzado explícito incorporado na tarifa atual não respeita os limites estabelecidos pela Lei da Eletricidade de 1994, visto que beneficiou a maioria dos consumidores residenciais, fazendo com que as sobretaxas compensatórias para outras categorias de consumidores (ou seja, comercial e industrial) também excedam os limites obrigatórios. Além disso, o subsídio generalizado e o subsídio direto pago pelo Governo são mal direcionados e regressivos. Os consumidores não pobres (ou seja, aqueles que consomem acima de 150 kW · h / mês) foram os que mais se beneficiaram com o subsídio cruzado, pois atualmente pagam entre 50% e 80% dos custos econômicos. Isso resultou em uma das tarifas residenciais mais baixas da região e também em alto consumo - cerca de 200 kW · h por mês em uso residencial. Esse número duplica o uso residencial médio em El Salvador e na Guatemala, cuja renda per capita é mais que o dobro da de Honduras. A substituição ineficiente do interfuel é outro resultado dos baixos preços da eletricidade, principalmente para cozinhar e aquecimento de água, uma vez que a eletricidade, embora seja uma opção mais ineficiente e economicamente cara, é mais barata para o consumidor do que, por exemplo, o gás liquefeito de petróleo (GLP).

Investimento e financiamento

Os investimentos no setor são realizados pela ENEE, o Fundo de Eletrificação Social FOSODE e a iniciativa privada. O ENEE não tem capacidade de autofinanciamento e virtualmente nenhuma capacidade de assumir novas dívidas ou outras obrigações financeiras, como as decorrentes de PPAs. A má saúde financeira da ENEE lança dúvidas sobre sua capacidade de financiar os grandes investimentos planejados em nova capacidade de geração.

Investimento por subsetor

No período 1997-2006, o ENEE investiu cerca de US $ 189 milhões em suas atividades. As áreas que receberam o maior financiamento foram distribuição e transmissão.

Financiamento

Desenvolvedores privados

Entre 1994 e 2006, os desenvolvedores privados investiram cerca de US $ 600 milhões em cerca de 800 MW de diesel de média velocidade e capacidade de turbina a gás . Os investidores privados também investiram cerca de US $ 70 milhões em 110 MW de pequena capacidade hidrelétrica e de bagaço . A dependência do setor privado tornou-se a norma para a expansão da capacidade de geração.

Crédito de curto prazo

O investimento em distribuição e transmissão da ENEE foi parcialmente financiado com empréstimos rotativos caros de bancos locais e créditos de geradores térmicos no pagamento de compras de energia que totalizaram US $ 124 milhões em 2003-05. A cobertura do serviço da dívida e a contribuição para os investimentos foram negativas nos últimos cinco anos.

Financiamento concessionário

Conforme explicado em mais detalhes na seção sobre assistência externa mais abaixo, o financiamento concessionário por doadores internacionais é atualmente direcionado apenas para eletrificação rural, novas tecnologias de energia renovável e eficiência energética.

Os maiores investimentos na eletrificação rural têm sido feitos pelo FOSODE, que tem conseguido captar fundos de ajuda internacional (tanto em concessão como em donativos), que complementam os recursos orçamentais que o Governo disponibiliza anualmente nos termos da lei. O Fundo recebe financiamento adicional de taxas que os municípios impõem às empresas de eletricidade em sua jurisdição. Entre 1995 e 2006, a FOSODE investiu US $ 91,4 milhões na eletrificação rural.

Isenções fiscais

O setor elétrico goza de várias isenções fiscais: isenções de impostos de importação para os combustíveis usados ​​pela ENEE e outras empresas de energia para geração de eletricidade, impostos de importação e vendas de equipamentos e materiais para projetos de eletrificação rural, impostos de importação sobre equipamentos e materiais para usinas de energia renováveis e imposto sobre vendas de eletricidade. De acordo com o Banco Mundial, as isenções fiscais anuais médias totais são estimadas em cerca de US $ 108 milhões, principalmente impostos sobre combustíveis (US $ 64,8 milhões) e impostos sobre vendas sobre o consumo de eletricidade (US $ 37,8 milhões).

Resumo da participação privada no setor elétrico

Embora a Lei de Eletricidade de 1994 contivesse disposições para o estabelecimento de um mercado competitivo de energia - desagregação vertical, liberdade de entrada em todas as atividades do setor, acesso aberto às redes de transmissão e distribuição e liberdade de escolha para grandes usuários - o ENEE continuou operando verticalmente empresa estatal integrada com controle total sobre a transmissão e distribuição .

Quanto à geração, os IPPs começaram a assinar PPAs com a ENEE já em 1993. Hoje, os IPPs respondem por mais de 60% da capacidade de geração, a maior parte térmica, em Honduras.

Setor elétrico e meio ambiente

Responsabilidade pelo meio ambiente

A SERNA, Ministério dos Recursos Naturais e Meio Ambiente, é responsável pelas questões ambientais, incluindo as mudanças climáticas. Esta agência governamental está em uma posição fraca devido, entre outras coisas, aos orçamentos limitados e à fraqueza do sistema de serviço público. Além disso, os funcionários do ministério enfrentam uma rotatividade total sempre que um novo governo assume (ou seja, a cada quatro anos), o que retarda suas operações.

Emissão de gases de efeito estufa

OLADE (Organización Latinoamericana de Energía) estima que as emissões de CO 2 da produção de eletricidade em 2003 foram de 1,51 milhão de toneladas de CO 2 , o que representa 24% das emissões totais do setor de energia

Outros dados (2004) relatam emissões de 6,04 MtCO 2 do consumo e queima de combustíveis fósseis, o que corresponde a 0,86 tCO 2 per capita (média da América Central e do Sul: 2,35 toneladas).

Projetos de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo em eletricidade

Segundo seu promotor, Finnder, o pequeno projeto hidrelétrico Rio Blanco (50 MW) foi o primeiro pequeno Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) registrado no mundo, com as primeiras Reduções Certificadas de Emissões concedidas em outubro de 2005. Atualmente, são onze MDL- projetos registrados relacionados à geração de eletricidade em Honduras. Nove desses projetos são hidrelétricas, que representam 80% (177.636 tCO 2 e) do total estimado de reduções de emissões anuais. Os dois projetos restantes são de cogeração e recuperação de biogás e geração de eletricidade.

Assistência externa

Os empréstimos concessionários e doações de instituições financeiras internacionais e doadores bilaterais no setor de energia hondurenho estão focados na eletrificação rural, eficiência energética e novas energias renováveis . Este tipo de financiamento é limitado. Nenhum dos projetos atuais financiados por doadores apóia o desenvolvimento de grandes hidrelétricas, a expansão da geração de energia fóssil ou grandes investimentos em transmissão, que são necessários para garantir que o fornecimento acompanhe a demanda e a qualidade do serviço.

Banco Mundial

Atualmente, o Banco Mundial está contribuindo com fundos e assistência por meio de três projetos relacionados ao setor de energia em Honduras:

  • Projeto de US $ 2,35 milhões do Fundo Global para o Meio Ambiente (GEF) para eletrificação rural aprovado em dezembro de 2005 e implementado pelo Fundo Social de Honduras (FHIS) Eletrificação Rural
  • Um projeto de infraestrutura rural financiado por um crédito de US $ 47 milhões da AID e aprovado em dezembro de 2005. O projeto também é implementado pela FHIS e está parcialmente integrado com a doação do GEF mencionada acima.
  • Um projeto de US $ de US $ 1,4 milhão em Créditos de Redução de Emissão de Carbono aprovado em dezembro de 2004 para apoiar a construção da usina hidrelétrica La Esperanza , uma usina hidrelétrica de 12 MW no rio Intibuca por um desenvolvedor privado chamado CISA (Consorcio de Inversiones SA).

Banco Interamericano de Desenvolvimento

Atualmente, o Banco Interamericano de Desenvolvimento está contribuindo com fundos e assistência para os seguintes projetos no setor de energia em Honduras:

O BID também financiou um estudo avançado de pré- viabilidade para o grande projeto hidrelétrico Patuca 3.

União Européia

Entre 2000 e 2007, a União Europeia (UE) financiou o projeto Geração Autônoma e Uso Racional de Energia Elétrica (GAUREE), que visa aumentar o uso de lâmpadas fluorescentes compactas eficientes do ponto de vista energético. O custo total do projeto é de 6,68 milhões de euros (US $ 9,06 milhões), com uma contribuição total da UE de 5 milhões de euros (US $ 6,785 milhões)

Outras

Também foram realizados projetos de eletrificação com recursos do Banco Centro-Americano de Integração Econômica ( Banco Centroamericano de Integración Económica ) e com a cooperação de países como Finlândia, Japão, Coréia e Noruega. Além disso, existe um convênio com o Fondo Cafetero Nacional (FCN) para a eletrificação de regiões produtoras de café.

O presidente do CBEI anunciou em julho de 2007 que o Banco forneceria um financiamento "forte", consistindo em um "primeiro desembolso" de US $ 100 milhões. Os recursos seriam aplicados em linhas de transmissão que, segundo o presidente do CBEI, gerariam caixa suficiente para quitar o empréstimo.

Veja também

Origens

  • Banco Mundial, 2007. Honduras. Questões e opções do setor de energia.

Referências

links externos