plan de expansion de la generacion electrica · la obra se construyó con la tecnología de...

INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD

CENTRO NACIONAL DE PLANIFICACION ELECTRICA

PROCESO EXPANSION INTEGRADA

PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION ELECTRICA

PERIODO 2012-2024

Marzo 2012 San José, Costa Rica

PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION ELECTRICA PERIODO 2012-2024

SUS COMENTARIOS SON BIENVENIDOS

Por favor dirija sus comentarios, observaciones o consultas a Javier Orozco, [email protected] Fernando Ramírez, [email protected] Fanny Solano, [email protected]

Grupo ICE www.grupoice.com

ELABORACION El presente documento fue elaborado por el Proceso de Expansión Integrada del Centro Nacional de Planificación Eléctrica del Instituto Costarricense de Electricidad.

La ejecución del estudio se realizó durante el año 2011 y el documento se publicó en marzo del 2012.

APROBACION

Este documento fue aprobado por la Dirección del Centro de Planificación Eléctrica.

REPRODUCCION Se autoriza la reproducción de la totalidad o parte de este documento, bajo la condición de que se acredite la fuente.

Portada: Presa y vertedor, Planta Pirrís

La presa de la Planta Hidroeléctrica Pirrís constituye una de las obras de infraestructura más grandes del país y de América Central. El cuerpo principal de la obra se construyó con la tecnología de concreto compactado con rodillo (CCR). Tiene una altura de 113 m y requirió la colocación de 730 000 m3 de CCR.

Fotografía cortesía de la Unidad de Producción Audiovisual, Dirección de Comunicación, ICE

i

Tabladecontenido1 RESUMEN Y CONCLUSIONES ................................................................................... 5

2 ENTORNO CENTROAMERICANO ............................................................................... 9

2.1 Interconexiones regionales ........................................................................ 9

2.2 Situación económica y social de Centro América .................................... 11

2.3 Comparación de la evolución de precios .................................................. 12

2.4 Mercados eléctricos en Centro América ................................................... 15

2.5 Actividad comercial del mercado regional ................................................ 15

2.6 Evolución de los sistemas de generación ................................................ 16

3 POLITICA Y ORGANIZACION DEL SISTEMA DE GENERACION ............................ 19

3.1 Política Energética Nacional .................................................................... 19

3.1.1 Plan Nacional de Desarrollo .......................................................................... 19

3.1.2 Plan Nacional de Energía ............................................................................. 20

3.2 Políticas del sistema de generación del ICE ............................................ 21

3.3 Plan de Expansión de la Generación ....................................................... 22

3.4 Organización ............................................................................................ 22

4 DESCRIPCION DEL SISTEMA ELECTRICO ............................................................. 23

4.1 Sistema Eléctrico Nacional ....................................................................... 23

4.1.1 Sistema de Generación ................................................................................. 23

4.1.2 Sistema de Transmisión ................................................................................ 25

4.1.3 Sistema de Distribución ................................................................................ 26

4.1.4 Despacho de energía .................................................................................... 26

4.2 Cobertura eléctrica ................................................................................... 27

4.3 Ventas de energía eléctrica ...................................................................... 28

4.4 Servicio en zonas remotas fuera de la red ............................................... 29

5 CARACTERISTICAS GENERALES DE LA DEMANDA ELECTRICA ........................ 31

5.1 El sector electricidad y la demanda total de energía ................................ 31

5.2 Evolución de la demanda eléctrica ........................................................... 32

5.3 Comportamiento horario y estacional de la demanda .............................. 32

6 PROYECCIONES DE DEMANDA ............................................................................... 35

6.1 Metodología usada en la proyección ........................................................ 35

6.2 Proyección del máximo crecimiento previsible ......................................... 36

ii

6.3 Impacto de la crisis económica mundial en la demanda .......................... 38

7 RECURSOS ENERGETICOS ..................................................................................... 39

7.1 Recursos Renovables .............................................................................. 39

7.1.1 Hidroelectricidad ........................................................................................... 39

7.1.2 Geotermia ..................................................................................................... 40

7.1.3 Eólico ............................................................................................................ 40

7.1.4 Biomasa del bagazo ...................................................................................... 40

7.1.5 Biocombustibles ............................................................................................ 40

7.1.6 Otras fuentes renovables y no convencionales ............................................ 41

7.1.7 Cambio climático y vulnerabilidad ................................................................. 41

7.1.8 Participación de las diferentes fuentes renovables ....................................... 42

7.2 Combustibles fósiles ................................................................................ 42

7.2.1 Gas natural .................................................................................................... 44

7.2.2 Carbón .......................................................................................................... 45

7.3 Importaciones del MER ............................................................................ 45

7.4 Externalidades del aprovechamiento de los recursos energéticos ........... 45

7.5 Administración de la demanda ................................................................. 47

8 PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES FOSILES ........................................................... 49

8.1 Proyecciones del precio del crudo ........................................................... 49

8.2 Precio del diesel y el búnker .................................................................... 50

8.3 Carbón y gas natural ................................................................................ 52

8.4 Costo con impuestos ................................................................................ 52

9 CRITERIOS PARA LA FORMULACION DEL PLAN ................................................... 53

9.1 Política energética .................................................................................... 53

9.2 Horizonte de planeamiento ...................................................................... 53

9.3 Entorno centroamericano ......................................................................... 53

9.4 Criterio ambiental ..................................................................................... 54

9.5 Criterio de confiabilidad ............................................................................ 54

9.6 Criterio de óptimo económico ................................................................... 55

9.7 Otros parámetros económicos ................................................................. 55

9.7.1 Evaluación social de los planes .................................................................... 55

9.7.2 Costos constantes en el tiempo .................................................................... 56

9.7.3 Tasa social de descuento ............................................................................. 56

9.7.4 Costo de racionamiento ................................................................................ 56

9.8 Herramientas de Análisis ......................................................................... 56

iii

10 INFORMACION BASICA ......................................................................................... 59

10.1 Sistema existente ..................................................................................... 59

10.1.1 Retiro, rehabilitación y modernización de plantas existentes ....................... 60

10.2 Hidrología ................................................................................................. 61

10.3 Viento ....................................................................................................... 62

10.4 Proyectos fijos .......................................................................................... 62

10.5 Tecnologías candidatas para el Plan de Expansión ................................. 63

10.5.1 Tecnologías a base de recursos renovables ................................................ 63

10.5.2 Tecnologías que consumen derivados de petróleo ...................................... 64

10.5.3 Otros combustibles fósiles ............................................................................ 64

10.5.4 Nuevas fuentes no convencionales fuera del plan ........................................ 64

10.6 Características de los proyectos candidatos ............................................ 64

10.6.1 Costo unitario y monómico de los proyectos candidatos .............................. 68

10.7 Otros proyectos privados y de empresas distribuidoras ........................... 69

10.7.1 Proyectos de empresas distribuidoras .......................................................... 70

10.7.2 Proyectos de generadores independientes ................................................... 71

11 DEFINICION DE ESCENARIOS Y CASOS DE ESTUDIO ...................................... 73

11.1 Definición de escenarios .......................................................................... 73

11.1.1 Demanda ....................................................................................................... 73

11.1.2 Atrasos de corto plazo .................................................................................. 74

11.1.3 Ciclo Combinado de Moín ............................................................................. 74

11.1.4 Proyectos hidroeléctricos grandes ................................................................ 74

11.1.5 Política energética de reducción del térmico ................................................ 74

11.2 Resultados de los escenarios y casos ..................................................... 74

11.2.1 Reventazón ................................................................................................... 74

11.2.2 Diquís ............................................................................................................ 75

11.2.3 Savegre y Pacuare ........................................................................................ 75

11.2.4 Ciclo Combinado de Moín ............................................................................. 75

11.2.5 Instalación de corto plazo ............................................................................. 76

11.2.6 Capacidad térmica ........................................................................................ 76

12 PLAN DE REFERENCIA ......................................................................................... 77

13 PLAN DE EXPANSION RECOMENDADO .............................................................. 79

13.1 Plan Recomendado y Plan de Referencia ................................................ 81

14 CARACTERISTICAS DEL PLAN RECOMENDADO ............................................... 83

14.1 Capacidad Instalada y Generación .......................................................... 83

14.2 Déficit de Energía ..................................................................................... 85

iv

14.3 Emisiones ................................................................................................. 86

14.4 Costos Marginales de Corto Plazo ........................................................... 86

14.5 Costos Marginales de Largo Plazo de Generación .................................. 87

14.5.1 Estructura estacional ..................................................................................... 90

15 REFERENCIAS ....................................................................................................... 93

ANEXO 1 ............................................................................................................................ 97

GENERACIONES ESPERADAS POR PLANTA ................................................................ 97

ANEXO 2 .......................................................................................................................... 103

CONSUMO ESPERADO DE COMBUSTIBLES ............................................................... 103

ANEXO 3 .......................................................................................................................... 105

COSTO VARIABLE DE OPERACION .............................................................................. 105

ANEXO 4 .......................................................................................................................... 107

UBICACION DE PLANTAS Y PROYECTOS ................................................................... 107

ANEXO 5 .......................................................................................................................... 109

AGRUPAMIENTO DE PLANTAS HIDROELECTRICAS MENORES ............................... 109

ANEXO 6 .......................................................................................................................... 111

ESQUEMA DE LOS ESCENARIOS ESTUDIADOS ......................................................... 111

Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 5

1 RESUMEN Y CONCLUSIONES Una de las responsabilidades fundamentales del ICE con relación al sector eléctrico nacional es garantizar un equilibrio de la oferta y la demanda de la electricidad, habida cuenta de los altos costos que para la sociedad costarricense implicaría un desabastecimiento. Un instrumento para asegurar la adecuada oferta eléctrica en los años venideros es la realización periódica de planes de expansión de la generación eléctrica (PEG). Este plan de ejecución de proyectos debe cumplir con criterios económicos y ambientales, dentro del marco de las políticas nacionales e institucionales en materia energética. La presente revisión del PEG cubre el horizonte de planeamiento 2012–2024, dentro del cual se pueden diferenciar tres períodos. El período de obras en construcción abarca hasta el año 2016, con la entrada en operación del Proyecto Hidroeléctrico Reventazón. El período intermedio cubre desde el 2015 hasta el 2020, y de sus resultados se deriva un programa de acciones para los años inmediatos. El período de referencia abarca del 2020 hasta el 2024 y se utiliza como guía para evaluar las necesidades de inversión y de preparación de proyectos a futuro. La línea SIEPAC, actualmente en construcción, dará un gran impulso a la integración eléctrica centroamericana cuando entre en operación, programada la primera parte para el año 2012. Con la posibilidad de mayores volúmenes de trasiego, el Mercado Eléctrico Centroamericano (MER) irá madurando rápidamente. Sin embargo, dado que actualmente el MER es incipiente y no permite depender de contratos regionales de suministro, el presente PEG se refiere al sistema costarricense aislado, donde las inversiones propuestas satisfacen la demanda nacional prevista sin depender de los países vecinos. Eso no significa que no se deban aprovechar las ventajas inmediatas que la interconexión y el mercado regional implican, como una opción adicional que permite la colocación de excedentes y la compra de energía cuando esto pueda disminuir el costo de producción. El Plan de Expansión Recomendado se indica en la Tabla 1-1.


Tabla 1-1 Plan de Expansión Recomendado

2 590

1 Colima Térm ‐14.0 2 576

5 Cubujuquí Hidro 22.0 2 598

5 Valle Central Eólic 15.0 2 613

6 Moín 1 Térm ‐19.5 2 594

12 CATSA Biom 8.0 2 602

12 Cutris Biom 3.0 2 605

12 El Palmar Biom 5.0 2 610

12 Tacares Hidro 7.0 2 617

2 Toro 3 Hidro 49.7 2 666

6 Anonos Hidro 3.6 2 670

9 Balsa Inferior Hidro 37.5 2 707

5 Río Macho Hidro ‐120.0 2 587

5 Río Macho Ampl. Hidro 140.0 2 727

6 Chucás Hidro 50.0 2 777

6 Cachí Hidro ‐105.0 2 672

9 Cachí 2 Hidro 158.4 2 831

10 Moín 2 Térm ‐130.5 2 700

1 Capulín Hidro 48.7 2 749

1 Torito Hidro 50.0 2 799

1 CC Moín 1 Térm 93.0 2 892

1 CC Moín 2 Térm 93.0 2 985

1 Chiripa Eólic 50.0 3 035

1 Reventazón Minicentral Hidro 13.5 3 048

1 Reventazón Hidro 292.0 3 340

2017 12 998 5.0% 2 120 4.9% 3 340

2018 13 692 5.1% 2 233 5.1% 1 Geotérmico Proyecto 1 Geot 35.0 3 375

1 Diquís Hidro 623.0 3 998

1 Diquís Minicentral Hidro 27.0 4 025

1 Geotérmico Proyecto 2 Geot 35.0 4 060

1 Hidro Proyecto 1 Hidro 50.0 4 110

1 Eólico Proyecto 2 Eólic 50.0 4 160



1 RC‐500 Hidro 58.4 4 304

2021 15 943 4.6% 2 600 4.6% 4 304

2022 16 646 4.2% 2 719 4.4% 4 304

2023 17 381 4.2% 2 838 4.2% 4 304

2024 18 148 4.2% 2 962 4.2% 4 304

PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION

Año DEMANDA OFERTA

Energía

GWh

%crec Pot

MW

%crec Mes Proyecto Fuente Pot

MW

Cap

Instalada

Capacidad efectiva instalada a diciembre 2011:

2014 11 151 4.9% 1 820 4.8%

2013 10 605 4.9% 1 732 4.8%

2012 10 087 1 649

2016 12 345 5.0% 2 016 5.1%

2015 11 730 4.9% 1 913 4.9%

2020 15 212 5.1% 2 481 5.0%

2019 14 430 5.1% 2 357 5.3%


Para los propósitos del presente PEG, el resultado más sobresaliente es la necesidad de impulsar el desarrollo oportuno de los proyectos Ciclo Combinado Moín y Diquís. Producto de la situación económica mundial, las actividades económicas del país han sufrido un estrangulamiento, que se refleja en una desaceleración del crecimiento de la demanda eléctrica. La gravedad y persistencia en el futuro de esta crisis, y de su impacto como freno sobre la demanda, es todavía imposible de predecir. Sin embargo, se deben dar los pasos adecuados para garantizar que la infraestructura eléctrica colaborará con una rápida recuperación, y que no será un obstáculo por falta de previsión. Algunos aspectos importantes de reseñar con relación al PEG son los siguientes:

Los proyectos hidroeléctricos de mayor tamaño, Reventazón, Diquís, Pacuare y Savegre, resultan estratégicos para llevar adelante las políticas nacionales de reducción de la dependencia de combustibles fósiles y la emisión de gases de efecto invernadero.

En el presente PEG se ha supuesto la disponibilidad de plantas renovables genéricas (hidroeléctricas, eólicas y geotérmicas), para tomar en cuenta que el país tiene un potencial interesante en estas fuentes y que posiblemente algunos proyectos serán desarrollados por terceros (sector privado, empresas distribuidoras) que todavía no han sido identificados o incluidos en las bases de datos del ICE.

Con el PEG se verifica que estos proyectos genéricos, dadas las características medias que se les asignaron, resultan atractivos para conformar el plan de mínimo costo.

Para efectivamente disfrutar de esta capacidad, el ICE y el país deberán promover las iniciativas y los esfuerzos privados y públicos dirigidos a la preparación, construcción y contratación de estos proyectos.

El país, aunque con recursos renovables muy interesantes, tiene limitadas opciones energéticas y debe recurrir a la mejor combinación de ellas para asegurar el abastecimiento futuro de energía limpia.

El principal recurso energético del país es la hidroelectricidad. Conforme se disponga de mayor acceso a otras fuentes, como por ejemplo la geotermia, o cuando el desarrollo tecnológico permita la explotación de nuevas opciones, el país podrá aumentar todavía más la diversificación de su parque de generación.


(esta página en blanco intencionalmente)


2 ENTORNO CENTROAMERICANO Los países del istmo centroamericano decidieron integrar sus sistemas eléctricos con la intención de aprovechar mejor los recursos energéticos y su infraestructura. Con este propósito, desde 1985 se crearon organismos regionales, como el Consejo de Electrificación de América Central (CEAC), para promover la cooperación, la construcción de infraestructura, los intercambios de energía y la planificación conjunta. Las primeras interconexiones entre sistemas datan de 1976 con el enlace Honduras-Nicaragua, Nicaragua-Costa Rica en 1982, Costa Rica-Panamá y Guatemala-El Salvador en 1986. Más recientemente, en el 2002 se unieron El Salvador-Honduras. Costa Rica y Panamá completaron en el 2011 la construcción del Anillo de la Amistad, línea en circuito sencillo que une ambos países por la costa del Caribe, y forma un anillo con el sistema existente. Con la adopción del Tratado Marco del Mercado Eléctrico Centroamericano, suscrito por los seis países de América Central a finales de la década pasada, la integración se refuerza. El proyecto del Sistema de Integración Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC) está construyendo una nueva línea de transmisión, cuyos propietarios son las empresas eléctricas estatales de la región, más otros socios extra regionales1. Dada la poca capacidad de las interconexiones entre los países vecinos y la ausencia de un mercado organizado, en el pasado no existían las condiciones necesarias para depender de intercambios de energía entre países. Sin embargo, los esfuerzos por crear un mercado eléctrico centroamericano han avanzado significativamente y la construcción de la línea SIEPAC permitirá en el corto plazo intercambios del orden de 300 MW. En las secciones siguientes se presentan datos y estadísticas que describen el entorno centroamericano2.

2.1 Interconexiones regionales El sistema de transmisión de Centro América está conformado por los sistemas nacionales y las interconexiones de país a país. El voltaje de las interconexiones actuales es de 230 kV, aunque al interno de cada sistema se utilizan también tensiones de 138 kV, 115 kV y otros voltajes menores. La línea SIEPAC permitirá intercambios de potencia significativa y con mayor confiabilidad. En su primera etapa, se está construyendo un solo circuito sobre torres previstas para doble circuito. Con algunos refuerzos en los sistemas nacionales, se prevé que la capacidad de los intercambios será de 300 MW. Con una longitud total de 1 800 km, entrará en servicio a finales del 2012, a excepción del tramo Parrita-Palmar Norte, que se atrasó por problemas de adquisición de servidumbres. Un diagrama de la línea SIEPAC se muestra en la Figura 2-1.

1 Endesa de España, ISA de Colombia y CFE de México. 2 Este capítulo se basa en la información del “Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación” y en los estudios regionales publicados por CEPAL.


Figura 2-1 Diagrama de la Línea SIEPAC

Los datos más recientes sobre las capacidades actuales y futuras previstas de interconexión, así como las fechas de entrada de los enlaces se presentan en la Tabla 2-1.3

Tabla 2-1 Interconectores regionales

Además, desde el año 2010 está en operación el enlace entre Tapachula (México) y Los Brillantes (Guatemala). Esta línea de 103 km funciona a 400 kV sobre torres con capacidad para un segundo circuito. En su primera etapa, de un solo circuito, tiene capacidad para transportar 200 MW en la dirección norte-sur y 70 MW sur-norte. Actualmente está limitada a 120 MW hasta completar algunos refuerzos en el sistema regional.

3Datos suministrados al GTPIR por Ing Fernando Montoya, los mismos fueron utilizados para los estudios recientes del EOR. La fuente primaria fue el GTSO. Octubre 2011.

Enlaces Fecha de

entrada PA <‐‐>CR CR<‐‐>NI NI<‐‐>HO HO<‐‐>ES HO<‐‐>GU ES<‐‐>GU CO<‐‐>PA

2012 100/100 100/100 100/100 100/100 100/100 100/100 0/0

SIEPAC I Circuito 2013 150/150 150/150 150/150 150/150 150/150 150/150 0/0

2014 300/300 300/300 300/300 300/300 300/300 300/300 0/0

Colombia‐Panamá 1 2015 300/300

SIEPAC 2 Circuito 2020 450/450 600/500 600/564 600/560 600/600 600/600

Colombia‐Panamá 2 2020 600/600

CAPACIDAD X AÑO (MW)

Capacidades actuales y previstas de la interconexión 1/Octubre 2011

1/ Usadas en los estudios del Grupo Trabajo de Planificación Indicativa Regional GTPIR. Octubre 2011.


2.2 Situación económica y social de Centro América La región centroamericana, con 42.5 millones de habitantes, cubre un área de 509 000 km2. En la Tabla 2-2 se presenta algunos datos demográficos de la región.

Tabla 2-2 Características de la región centroamericana

El consumo de energía eléctrica per cápita muestra grandes diferencia entre los países. El máximo consumo unitario es unas cuatro veces más alto que el consumo per cápita mínimo. Algo similar ocurre con el producto interno bruto, donde la relación es de unas cinco veces. Ver Figura 2-2.

Figura 2-2 Producto Interno Bruto por país

En las últimas dos décadas la mayoría de los países ha hecho avances importante en la electrificación rural. Esto ha permitido mejorar sensiblemente los índices de cobertura eléctrica, como se muestra en la Figura 2-3. No obstante este esfuerzo, todavía hay más de seis millones de centroamericanos que no tienen acceso al servicio eléctrico.

Población Indice Area Población Generación Densidad Generación perelectrificación sin electricidad Anual Población Capita Anual

mill % miles km2 mill GWh hab/km2kWh-año

Guatemala 14.4 85.3 109 2.11 7914 131.8 551Honduras 8.0 81.3 112 1.50 6722 71.8 835El Salvador 6.2 91.2 21 0.54 5878 294.4 951Nicaragua 5.8 74.6 139 1.48 3403 41.8 585Costa Rica 4.6 99.2 51 0.04 9503 89.5 2083Panamá 3.5 90.1 77 0.35 7249 45.5 2068

Total 42.5 85.8 509 6.02 40668 83.4 957Fuente: Elaboración propia con datos de CEPAL. Estadisticas del Subsector Eléctrico 2010,cifras preliminares

Características demográficas de los países centroaméricanos. 2010


Figura 2-3 Indices de electrificación

2.3 Comparación de la evolución de precios Durante los procesos de apertura de los mercados eléctricos en Centro América, a partir de la década de los años 90, el valor real (ajustado por inflación) del precio medio anual de la energía para clientes regulados aumentó, con la única excepción de Panamá, cuyas tarifas triplicaban la de sus vecinos y paulatinamente fueron bajando. En ese mismo período las tarifas en Costa Rica se mantuvieron prácticamente constantes4. En la Figura 2-4 se grafican los precios promedios sectoriales de la energía publicados por la CEPAL5, para el período 1995-2010, expresados en dólares corrientes. En Tabla 2-3 se presenta las tarifas vigentes a junio del 2011, según datos de CEPAL.

4 Evaluación de diez años de reforma en la industria eléctrica del istmo centroamericano. CEPAL, 2003. 5 CEPAL, Estadísticas del Subsector Eléctrico 2010. Cifras preliminares.


Figura 2-4 Comparación de precios de la electricidad

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

1995 2000 2005 2010

$/KWh

Sector Residencial. 1995-2010

Honduras Nicaragua Costa Rica

Panama Guatemala El Salvador

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

1995 2000 2005 2010

$/KWh

Sector Industrial . 1995-2010

Hond NicaraguaCosta Rica Panama

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

1995 2000 2005 2010

$/KWh

Sector Comercial. 1995-2010

Honduras NicaraguaCosta Rica Panama


Tabla 2-3 Precios de la electricidad

Tomado de Cuadro 7 Centroamérica: tarifas vigentes al 30 de junio de cada año, 2010-2011, en Centroamérica: Estadísticas del

Subsector Eléctrico, 2010. CEPAL. 2011


2.4 Mercados eléctricos en Centro América La región centroamericana ha experimentado reformas importantes en sus sectores eléctricos. Desde finales de la década de los ochenta la reestructuración eléctrica sustituyó el control centralizado de las empresas estatales verticalmente integradas por mercados liberalizados, particularmente en la actividad de generación. En Guatemala, El Salvador, Nicaragua y Panamá se hicieron profundos cambios en relativamente poco tiempo, en los segmentos de generación, transmisión y distribución, mientras que en Honduras y Costa Rica, la apertura se dio en forma limitada y sólo en el segmento de generación. En los cuatro países que reestructuraron su sector, funciona un mercado de generación. En Honduras, se creó un modelo de comprador único y en Costa Rica se abrió la participación privada para el desarrollo de fuentes renovables en plantas de capacidad limitada. El Tratado Marco del Mercado Eléctrico Centroamericano está concebido para crear un sétimo mercado, que convive superpuesto a los mercados internos particulares de cada país, y que respeta las diferencias que entre ellos existen.

2.5 Actividad comercial del mercado regional Las transacciones comerciales de los intercambios de energía están regidas por el Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional (MER). La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), conformada con representantes de los organismos reguladores de cada país, actúa como regulador regional. El Ente Operador de la Red (EOR) se encarga de la operación y el despacho regional. Los intercambios se realizan entre los agentes habilitados por cada país ante el EOR. Por ley, en Costa Rica el único agente regional es el ICE. Todas las transacciones deben ser coordinadas con el Operador de Mercado (OM) de cada país y comunicadas con anticipación al EOR, que verifica la factibilidad técnica y comercial de los intercambios. Hechos los ajustes, el EOR coordina con los OM el pre-despacho del día siguiente. Los intercambios registrados en el MER se muestran en la Figura 2-5 donde se registra el volumen total de exportaciones. Los niveles actuales de intercambio representan menos del 0.9% de la generación total de la región.


Figura 2-5 Volumen de intercambios en la región centroamericana

2.6 Evolución de los sistemas de generación En la Figura 2-6 se muestra la demanda de potencia para el período de 1990-2010 en la región centroamericana.

Figura 2-6 Demanda máxima de potencia en Centro América

En la Tabla 2-4 se muestra la generación histórica de ese período.

0

400

800

1200

1600

1990 1995 2000 2005 2010

MW

Demanda Máxima de Potencia .Período 1990-2010

Costa Rica El Salvador Guatemala

Honduras Nicaragua Panamá


Tabla 2-4 Generación histórica en Centro América

Hace dos décadas, la principal fuente de generación era la hidroeléctrica. Más recientemente, la región ha recurrido a los combustibles fósiles para atender sus crecientes demandas eléctricas. La participación de las energías renovables cayó en la década de los años 90, de un 90% a un 65%, mientras que la dependencia del petróleo subió hasta un 40%, tal como se muestra en la Figura 2-7.

Figura 2-7 Fuentes de generación usadas en Centro América

Total Hidro Geo Vapor Diesel Gas Carbón Cogener Eólica

1990 14175 12166 748 1014 17 231 0 0 0

1995 19455 11469 1159 1870 2168 2661 0 127 0

2000 26955 15418 1999 1134 6351 591 558 722 183

2001 28023 13715 2242 2273 7741 384 848 635 186

2002 29712 14463 2341 1876 8581 475 943 774 259

2003 31307 14530 2503 2047 9864 440 892 801 230

2004 32960 16062 2504 1733 10295 193 1030 888 255

2005 34504 17050 2462 1611 10601 347 979 1251 204

2006 36380 17791 2636 1968 10789 558 1011 1356 274

2007 38229 17750 2976 2237 11649 738 1038 1602 241

2008 39145 19828 3113 1946 10893 535 1054 1577 198

2009 39545 18660 3150 1925 12419 383 723 1849 436

2010 40668 20974 3131 1582 11129 475 1082 1776 519

Fuente: CEPAL. Estadisticas del Subsector Eléctrico 2010. Cifras Preliminares al 2010

Generación Eléctrica en Centro América

Período 1990‐2010

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1990 1995 2000 2005 2010

Generación Eléctrica en Centro Amércia.Período 1990-2010

Hidro Otras Renov Petròleo Carbòn


3 POLITICA Y ORGANIZACION DEL SISTEMA DE GENERACION

3.1 Política Energética Nacional El ICE es una institución autónoma del Estado costarricense con el mandato legal de proveer la energía eléctrica que la sociedad requiera para su desarrollo. El Decreto-Ley No.449 que crea al ICE en 1949, establece que la gestión técnica, los programas de trabajo, las obras y proyectos que emprenda son su responsabilidad y no dependen de ningún otro órgano del Estado. Sin menoscabo de lo anterior, el ICE armoniza sus esfuerzos con el resto del Sector Energético del país, cuyo ente rector es el Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones. Los planes de desarrollo eléctrico del país son elaborados por el ICE en conformidad con las políticas y lineamientos generales del Plan Nacional de Desarrollo (PND)6 y del Plan Nacional de Energía (PNE)7.

3.1.1 Plan Nacional de Desarrollo La política energética del anterior Plan Nacional de Desarrollo (PND) “Jorge Manuel Dengo”, período 2006-2010, en el tema de la energía eléctrica, está contenido en el Capítulo 4, titulado “Eje de política Ambiental, Energética y de Telecomunicaciones”. En la Sección 2 “Los Grandes Desafíos”, se propone reducir la dependencia de combustibles importados, aprovechar mejor las fuentes de energía renovable del país y llegar a producir el 100% de la electricidad a partir de fuentes de energía renovables. La Sección 3, “Visión del Eje y Metas Sectoriales”, en lo que se refiere a suministro de energía y uso de hidrocarburos, dice textualmente:

“Mejorar tecnológicamente y restablecer los niveles de confiabilidad, calidad y seguridad en el suministro de energía, reduciendo el uso de hidrocarburos en la producción de energía eléctrica, y sentando las bases para ser, en el año 2021, el primer país del mundo que produzca el 100% de la electricidad que consume a partir de fuentes renovables de energía.”

Por último, en la Sección 4 “Acciones Estratégicas”, se expone el “Programa de mejora tecnológica y restablecimiento de los niveles de confiabilidad, calidad y seguridad en el suministro de energía”, que en lo relativo a generación eléctrica plantea:

“Se ampliará la capacidad en plantas de generación de energía en operación, a partir de fuentes renovables, en 369,3 Mega Watts (MW) y se instalarán 205 paneles solares”

6 Plan Nacional de Desarrollo María Teresa Obregón Zamora, 2011-2014. Ministerio de Planificación, 2010. 7 V Plan Nacional de Energía 2008-2021. Ministerio de Ambiente y Energía, DSE, marzo 2008.


Adicionalmente, en el PND se propone modificar las leyes de la industria eléctrica, para que entre otras reformas, se facilite la participación de inversionistas privados en el sector de la generación eléctrica. El actual Plan Nacional de Desarrollo refuerza la posición política del país en los temas de carbono-neutralidad y uso de fuentes renovables de energía.

3.1.2 Plan Nacional de Energía El V Plan Nacional de Energía (PNE) está estructurado en los siguientes términos: “Visión

Hacia 2021 Costa Rica dispone de un suministro energético confiable y en armonía con la naturaleza, enfatizando en fuentes renovables autóctonas, haciendo un uso eficiente de los recursos en la oferta y como en la demanda), promoviendo el desarrollo de la infraestructura necesaria, la constante investigación e innovación de las instituciones y empresas así como la más alta productividad del capital humano del sector.”

“Ejes claves

El alcance de los objetivos contenidos en este Plan Nacional de Energía se daría por medio de esfuerzos coordinados en dos (sic.) sentidos claves que deben ser desarrollados armónicamente:

Aumento sostenido y oportuno de la oferta, mediante el uso de fuentes autóctonas de energía.

Reducción sostenida y relativa de la demanda, a través del uso eficiente y racional de la energía.

Desarrollo de una infraestructura robusta y eficiente, para garantizar la producción local y el suministro de la energía en los centros de consumo.”

“Principios y Valores

Para apuntalar los ejes claves antes descritos, es necesario que ciertos objetivos y acciones estratégicos sean presupuestados y ejecutados cabalmente, tales como:

Abastecimiento energético a costo razonable, suficiente y oportuno. El uso de fuentes autóctonas de energía. Un sector energético modernizado y robusto. Visión inclusiva, universal, solidaria y competitiva internacionalmente. Esfuerzo cooperativo entre los sectores público y privado.”

Los cinco objetivos estratégicos del PNE son:

Modernizar y fortalecer integralmente el Sector Energético, por medio de un marco legal actualizado y eficaz.

Estimular el desarrollo sostenible del Sector Energético mediante la justificada apertura gradual, selectiva y regulada del mercado.

Asegurar el abastecimiento energético de manera sostenible minimizando la vulnerabilidad y dependencia externa.

Incrementar la diversificación de la oferta energética. Impulsar un consumo energético eficiente.


El documento “Hacia un nuevo modelo energético para nuestro país”8, del MINAET, refuerza nuevamente los objetivos generales de los planes nacionales de energía anteriores. El Plan de Expansión del ICE es consistente con los objetivos de este modelo.

3.2 Políticas del sistema de generación del ICE La política del ICE para el desarrollo del sistema de generación, está enmarcada dentro de los lineamientos establecidos en las políticas nacionales sobre energía. La planificación de la expansión del sistema de generación pone especial énfasis en los siguientes seis aspectos:

Ambiente y Desarrollo La consideración cuidadosa de los impactos ambientales y sociales debe estar integrada con el planeamiento y diseño de cada uno de los proyectos de generación propuestos para el plan. Se busca un desarrollo eléctrico que minimice los impactos negativos y potencie los positivos, procurando su sostenibilidad.

Dependencia del Petróleo

Aunque el uso de combustibles fósiles en el sistema eléctrico costarricense es extraordinariamente bajo, se busca disminuir aún más la dependencia de los derivados del petróleo, dada la volatilidad de los precios y la incertidumbre de su evolución futura.

Fuentes Renovables

Las fuentes renovables cumplen la doble función de reducir la dependencia del petróleo y de permitir un desarrollo limpio y sustentable. Se busca además la diversificación de las fuentes, para reducir la vulnerabilidad a las variaciones naturales de los recursos renovables.

Mercado Eléctrico Regional

El Mercado Eléctrico Regional amplía las opciones del sistema eléctrico nacional. Se busca fomentar el crecimiento del MER a través de la participación activa del país.

Inversiones en Generación

El crecimiento del sistema de generación demanda gran cantidad de recursos. Se desea desarrollar alianzas y oportunidades para que empresas distribuidoras y el sector privado puedan invertir en nuevas obras de generación, en un esquema cooperativo de inversión pública y privada.

Costo de la Energía

El sistema de generación deberá satisfacer las necesidades de energía eléctrica del país, en calidad y cantidad, al menor costo posible.

En lo relativo a fuentes nuevas y no convencionales también se aplican las políticas de largo plazo del sector energía9.

8 Hacia un nuevo modelo energético de nuestro país. MINAET, julio 2010


3.3 Plan de Expansión de la Generación El Plan de Expansión de la Generación (PEG) es el marco de referencia para los principales propósitos de planeamiento, de mediano y largo plazo, de los participantes en el sector eléctrico del país. El PEG sintetiza las estrategias de desarrollo eléctrico, las posibilidades de las diferentes opciones tecnológicas y las necesidades de recursos en el futuro. Este marco de referencia es necesario para unificar una base común de partida para todos los participantes en el sector energético, en temas tan amplios como determinación de inversiones, definición de estrategias de desarrollo, fijación de tarifas o estudios de mercado.

3.4 Organización El sistema de generación está organizado como un servicio público regulado, donde el ICE es el responsable, por mandato legal, de procurar la satisfacción de las necesidades de energía eléctrica que el desarrollo del país demande. El ICE es una institución autónoma del Estado costarricense, verticalmente integrada en generación, transmisión y distribución. Además de poseer la mayor capacidad en plantas generadoras, maneja la red de transmisión y distribuye cerca del 40% de la energía eléctrica. También es la propietaria de la empresa distribuidora más grande del país, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL). En la actividad de generación participan otras empresas. La generación privada o independiente, a través de contratos de largo plazo, provee de energía al sistema de generación del ICE, mientras que cinco de las otras siete distribuidoras tienen plantas de generación para abastecer parte de la demanda de sus clientes. El ICE participa como único agente del sistema costarricense en el Mercado Eléctrico Regional. La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) vela por la calidad y el precio de los servicios públicos prestados por el ICE y las demás empresas del sector eléctrico.

9 Plan de Desarrollo de Fuentes Nuevas de Generación Renovables y no convencionales. Período 2004-2008. CENPE. Octubre 2003.


4 DESCRIPCION DEL SISTEMA ELECTRICO

4.1 Sistema Eléctrico Nacional El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) está conformado por los Sistemas de Generación, Transmisión y Distribución. Todos los elementos del SEN están completamente interconectados en un solo sistema de transmisión.

4.1.1 Sistema de Generación La generación de electricidad en Costa Rica la realizan cinco empresas de servicio público y 32 generadores privados10. Las empresas de servicio público que tienen generación son: el ICE; la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL, subsidiaria del ICE); la Junta Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC), la Empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH), la Cooperativa de Electrificación de San Carlos (COOPELESCA), la Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste (COOPEGUANACASTE) y la Cooperativa de Electrificación Rural Los Santos (Coopesantos R.L.). El sistema eléctrico a diciembre del 2011 tenía una capacidad instalada efectiva11 de 2 590 MW, de los cuales un 65 % corresponde a plantas hidroeléctricas, un 21% a plantas térmicas, un 8% a plantas geotérmicas, un 5% a plantas eólicas y un 1% a biomasa. De la capacidad instalada, el ICE opera un 77% con plantas propias y un 14% con plantas contratadas a generadores privados independientes. Las empresas distribuidoras operan plantas que alcanzan el 9% de la capacidad instalada. La máxima demanda registrada en el año 2011 fue de 1 545 MW y se dio en el mes de marzo12. En el año 2011, el SEN generó 9 760 GWh, experimentando un incremento del 2.7% con relación al 2010. El ICE contribuyó a la generación total con un 75%, los generadores privados con 16% y el restante 9% fue producido por las empresas distribuidoras. El consumo nacional fue 9 723 GWh, un 2.0% más de lo demandado durante el 2010. La Figura 4-1 muestra el porcentaje de la capacidad instalada y la generación del año 2011 para cada fuente de producción.

10 En operación comercial al 31 de diciembre 2011. 11 Potencia efectiva se entiende como la potencia máxima continua que la planta puede aportar. Es muy similar a los valores de placa en el caso de plantas hidroeléctricas, pero menor en el caso de las plantas térmicas, por la degradación que sufren con los años. 12 Tomado http://sabcence04/intranet/Pages/index.aspx del CENCE. La información disponible de generación del 2011 es preliminar


Figura 4-1 Capacidad instalada y generación por fuente energética

La Figura 4-2 muestra el porcentaje histórico de uso de las diferentes fuentes para generación eléctrica en Costa Rica. Se observa como durante los primeros años de la década de los 80, luego de la construcción del complejo Arenal, prácticamente no se utilizó generación térmica. Posteriormente, su uso se incrementó hasta alcanzar un máximo del 17.4% en al año 1994, debido en parte a una fuerte sequía. Durante los últimos años, gracias a la contribución de la generación geotérmica, y en menor medida de la eólica, así como a condiciones hidrológicas relativamente favorables, ha sido posible disminuir a niveles mínimos el uso de la generación térmica. En el año 2011 la producción térmica alcanzó los 863 GWh, apenas un 9% de la producción nacional.

Figura 4-2 Generación histórica por fuente

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

Generación Histórica por Fuente

Hidro Geot Eólic Biom Térm


4.1.2 Sistema de Transmisión El Sistema de Transmisión se extiende desde Peñas Blancas (frontera con Nicaragua) hasta Paso Canoas (frontera con Panamá) y desde Puerto Limón en el Atlántico hasta Santa Cruz, en la Península de Nicoya. Actualmente dispone de un total de 1 083 km de líneas de transmisión de 230 kV y 727 km de 138 kV. El sistema se interconectó por primera vez con Nicaragua en 1982 y con Panamá en 1986. En el 2011 se conectó el circuito del Anillo de la Amistad. La capacidad total de transformación de las 41 subestaciones del sistema asciende a 7 606 MVA, con 2 633 MVA de capacidad elevadora, 3 494 MVA de capacidad reductora, 1 399 MVA de auto transformación y 80 MVA en reactores. Desde 1996 el Sistema Nacional Interconectado (SNI) abarca el 100% del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y desaparecieron los sistemas de distribución aislados13. En la Figura 4-3 se muestra un mapa con la configuración del Sistema de Transmisión.

Figura 4-3 Sistema de transmisión

13 Temporalmente Isla Damas fue atendida en forma aislada con una planta diesel de 150 kW, de 1997 a 1998, debido a que el mar destruyó el enlace de la línea de distribución.


4.1.3 Sistema de Distribución La distribución y comercialización de energía eléctrica en Costa Rica es responsabilidad de ocho empresas de servicio público. Estas empresas son el ICE y su subsidiaria Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), dos empresas municipales, Empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH) y Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC), y las cooperativas de electrificación rural de Guanacaste, San Carlos, Los Santos y Alfaro Ruiz (COOPEGUANACASTE, COOPELESCA, COOPESANTOS Y COOPEALFARO, respectivamente). En la Figura 4-4 se muestra la participación14 de cada empresa en el sistema nacional.

Figura 4-4 Energía distribuida en el año 2010

En la Figura 4-5 se indica el área de servicio de cada una de las empresas distribuidoras.

4.1.4 Despacho de energía La operación del Sistema Eléctrico es centralizada bajo la responsabilidad del Centro de Control de Energía del ICE. El funcionamiento del Sistema de Generación y el de Transmisión deben estar dentro de los parámetros de calidad y seguridad preestablecidos. Las empresas distribuidoras despachan sus plantas propias. El resto de las unidades generadoras son despachadas por el Centro de Control. Todas las unidades generadoras conectadas al SEN están sujetas a las órdenes del Centro de Control en lo relativo a aspectos de calidad y seguridad.

14 Costa Rica: Informe anual de las variables relacionadas con el consumo de energía eléctrica 2010. Dirección Gestión Tarifaria. 2011.


Figura 4-5 Areas de concesión de servicio de las distribuidoras

4.2 Cobertura eléctrica El grado de cobertura es un índice que muestra el acceso de la población al servicio eléctrico. Se calcula como el cociente de las viviendas con acceso a redes eléctricas entre el total de viviendas. La evolución de la cobertura se muestra en la Figura 4-6. Actualmente15 la cobertura es del 99.28%. Todas las empresas distribuidoras del país, que en conjunto alcanzan la cobertura indicada, están servidas por el Sistema de Transmisión o por circuitos del sistema de distribución del ICE.

15 Costa Rica: porcentaje de cobertura eléctrica. Estimado a mayo 2011. CENPE. Junio 2011.


Figura 4-6 Evolución de la cobertura eléctrica

4.3 Ventas de energía eléctrica Las ventas de energía de las empresas distribuidoras16 a sus clientes totalizaron 8 485 GWh en el año 2010. La demanda relativa de cada uno de los sectores de consumo se indica en la Figura 4-7.

Figura 4-7 Energía demandada por sector de consumo

El sector residencial, que al final de la década de los 80 consumía casi la mitad de la energía de las empresas distribuidoras, en el 2010 representó sólo el 40% de las ventas. En el sector residencial es común la utilización de electricidad para cocción de alimentos. Actualmente el Sistema de Generación tiene seis clientes industriales de Alta Tensión, directamente conectados al Sistema de Transmisión, que no son atendidos por empresas distribuidoras. Su consumo es un 3% de demanda total del SEN. 16 Costa Rica: Informe anual de las variables relacionadas con el consumo de energía eléctrica 2010. Dirección Gestión Tarifaria. Febrero 2011.


4.4 Servicio en zonas remotas fuera de la red En zonas remotas no cubiertas por las redes de las empresas de distribución, el ICE ha instalado paneles solares y otros sistemas pequeños de generación para atender necesidades elementales de energía en casas y pequeños caseríos. Mediante el Programa de Electrificación Rural con Fuentes de Energía Renovable, desde 1998 hasta abril del 2009, el ICE ha dotado a 1 072 hogares, 346 centros comunales y 82 áreas silvestres con un total de 1 500 paneles, que alcanzan una capacidad pico de 140 KW, ubicados según se muestra en la Figura 4-8.

Figura 4-8 Ubicación de localidades con equipos aislados


5 CARACTERISTICAS GENERALES DE LA DEMANDA ELECTRICA

5.1 El sector electricidad y la demanda total de energía La electricidad suple cerca de la quinta parte de las necesidades finales de energía del país17. De los 150 000 terajulios18 (TJ) que consumió el país en el año 2009, el 19% fue cubierto con electricidad, mientras que los combustibles fósiles se usaron para suplir el 53% de la demanda final de energía. La biomasa residual de los procesos agroindustriales, como el bagazo y la cascarilla del café, aportó un 18%. La participación de la leña, que es una fuente no comercial de energía, llegó al 10%. El sector que consume más energía es el de transporte, que demanda casi la mitad de la energía total, seguido por el industrial con una demanda de 26 % y el residencial con una demanda de 17 %. La demanda relativa de cada sector se muestra en la Figura 5-1.

Figura 5-1 Consumo de energía en Costa Rica. Año 2009

Como puede verse en la Figura 5-2 el sector transporte depende en un 100% de los hidrocarburos. El sector industrial también usa intensivamente los combustibles fósiles, que cubren el 30% de sus necesidades. El 48% de la energía consumida por el sector industria proviene de residuos vegetales o biomásicos, este porcentaje corresponde al consumo de la agroindustria alimenticia que está contenida dentro del sector industria. La electricidad es usada ampliamente por el sector residencial y comercial, aunque la leña todavía tiene una participación muy importante en los hogares rurales, fundamentalmente para la cocción. En el sector industrial la electricidad suple el 14% de la energía requerida mientras que en el sector agropecuario suple el 34%, principalmente para fuerza motriz e iluminación, mientras que los hidrocarburos se usan para la generación de calor y vapor.

17 Datos del Balance Energético Nacional 2009. DSE. Setiembre 2010 18 Un Terajulio es igual a 1012 julios, y equivale a 277 778 kWh


Figura 5-2 Consumo por sector y fuente energética

5.2 Evolución de la demanda eléctrica Desde 1990 hasta 2007, la demanda eléctrica creció a un ritmo anual promedio del 5%. A partir del 2008 la tasa de crecimiento se redujo y llegó a ser negativa en el 2009, producto de la desaceleración económica del país debido a los efectos de la crisis económica mundial. Al 2011 persisten estas condiciones deprimidas de crecimiento, como se ilustra en la Figura 5-3.

Figura 5-3 Demanda histórica de generación eléctrica

5.3 Comportamiento horario y estacional de la demanda La demanda eléctrica agregada de todo el país tiene un patrón horario muy marcado y una ligera tendencia estacional. Las curvas de carga horarias también tienen un patrón semanal, donde los días laborales de lunes a viernes presentan una demanda mayor que los sábados y domingos. Durante la

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Transporte

Industria

Residencial

Comercio y

Servicios

Agropecuario

TJ x 103

Consumo por Sector y fuente

Leña

Electricidad

Otra Biomasa

Fósiles

‐2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

‐2 000

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

%Crecim Anual

GWh

Crecimiento demanda de generación

%Crecim GWh


mañana la demanda va creciendo hasta alcanzar un primer pico cerca del mediodía, seguido de un segundo pico más fuerte al anochecer, separados por un altiplano que cada año tiende a elevarse. Con el crecimiento del mercado, también ha mejorado el factor de carga del sistema. Es natural que conforme aumenta el tamaño y la diversidad de la demanda, las curvas de carga tiendan a achatarse. A inicios de los años 80, el factor de carga era inferior al 60%, mientras que para el año 2011 alcanza el 71.8 %. En la Figura 5-4 se presenta la curva para días laborables del 2007 y se compara con curvas de los años 1997, 2000, 2001, 2002 y 2003.

Figura 5-4 Demanda promedio día laboral

Estacionalmente, en el verano se presenta una demanda de energía y de potencia ligeramente mayor entre marzo y abril, seguida de una depresión entre junio y julio, para luego llegar al máximo anual en noviembre y diciembre. En la Figura 5-5 se ilustra la demanda del 2007 en períodos mensuales. Se indica con un punto el promedio de los meses de enero y de diciembre si se descarta la primera y la última bisemana del año, afectadas por los días no laborables de esa época. El mes de abril muestra una depresión debida a Semana Santa19.

Figura 5-5 Comportamiento estacional de la demanda

19 Caracterización de la curva de carga del sistema, año 2007. CENPE, agosto 2008

Demanda promedio Lunes-Viernes

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 3 6 9 12 15 18 21 24

hora

% m

áxi

mo

1997

2000

2001

2002

2003

2007

Demanda Media Mensual, año 2007

600

700

800

900

1000

1100

1200

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

MW

Del 13 al 31 enero Del 1 al 19 diciembre


La curva de carga también muestra un adelanto de media hora del pico de la tarde en el último trimestre del año, como se indica en la Figura 5-6

Figura 5-6 Comparación de las curvas de carga promedio mensuales

En el modelo de simulación para definir y analizar el PEG utilizado, las curvas horarias se representan con una curva monótona de cinco bloques de demanda por mes. El porcentaje de la duración mensual de los bloques es 2.60%, 14.80%, 30.55%, 29.45% y 22.60%. Los primeros dos bloques se asocian con el período tarifario de punta, los bloques 3 y 4 con la media-punta y el último bloque con la demanda de fuera de punta.

Demanda promedio de lunes a viernes 2007

600

700

800

900

1 000

1 100

1 200

1 300

1 400

1 500

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora

MW

ene

feb

mar

abr

may

jun

jul

ago

sep

oct

nov

dic

año


6 PROYECCIONES DE DEMANDA

6.1 Metodología usada en la proyección Las proyecciones de la demanda eléctrica20 utilizadas para elaborar el presente estudio del plan de expansión se calcularon utilizando un modelo econométrico. En el modelo econométrico, para cada sector de consumo, se determina cuáles variables explican estadísticamente el comportamiento de la demanda. Los parámetros económicos más relevantes para la proyección de la demanda son el precio de la energía, el Valor Agregado Comercial Ampliado (VACA), el Valor Agregado Industrial (VAI) y Valor Agregado Industrial Ampliado (VAIA). En el sector residencial y de alumbrado público el parámetro relevante es el número de clientes. En la Tabla 6-1 se indica cuáles variables explicativas se utilizan para la proyección de cada sector de consumo.

Tabla 6-1 Variables usadas para el pronóstico de la demanda

VARIABLES EXPLICATIVAS

SECTORES

Residencial General Grandes Industrias

Industrial Menor

Alumbrado público

Número de clientes

Residencial X Total SEN X

Precio medio de venta

Residencial X General X Industrial X

Variables económicas

VAI X VAIA X VACA X

Con estas variables y los modelos desarrollados para el cálculo de proyecciones, se obtienen las proyecciones de ventas de energía del sistema a clientes finales. Utilizando un factor de pérdidas se calcula la demanda de generación, y a través del factor de carga, se estima la potencia máxima del sistema. Ambos factores se suponen constantes en todo el horizonte de la proyección y los escenarios de crecimiento. Los tres escenarios de demanda se construyen variando las hipótesis de las variables econométricas y del precio de la energía. Los escenarios obtenidos se grafican en la Figura 6-1.

20 Costa Rica: Proyecciones de la demanda eléctrica 2011-2033. CENPE. Mayo 2011.


Figura 6-1 Proyección de la demanda

6.2 Proyección del máximo crecimiento previsible Un plan de expansión se diseña con suficiente robustez para que pueda atender la demanda máxima previsible en el corto plazo, sin comprometer la confiabilidad del suministro eléctrico. El máximo crecimiento previsible en el corto plazo puede ser mayor que los escenarios econométricos, por dos razones principales:

La tendencia de crecimiento real que se presentará en el futuro siempre tendrá desviaciones con respecto a cualquier proyección que se realice, dada la inevitable incertidumbre de prever acontecimientos futuros.

Los escenarios econométricos utilizados para proyectar las demandas futuras suponen un crecimiento ajustado a una curva suave que representa la tendencia de largo plazo. En la realidad, la demanda exhibe fluctuaciones con respecto a su crecimiento medio, con períodos de rápido crecimiento y otros de desarrollo más pausado.

Para estimar esta demanda máxima previsible a partir de las proyecciones econométricas, se ha establecido como criterio utilizar un escenario denominado “Base-Modificado”. Este escenario se construye aumentando un 2% la demanda base del primer año proyectado, un 3% la del segundo y un 4% las demandas del tercero al quinto año, y tomando el valor que sea mayor entre estos y el escenario alto. Por último, entre el sexto y el octavo año se hace una transición lineal hasta alcanzar el valor del escenario base. No es necesario imponer esta condición más allá del corto plazo, porque siempre será posible hacer ajustes oportunos en las sucesivas revisiones del plan. Las proyecciones usadas para el cálculo de la instalación del plan de expansión21 son las indicadas en la Tabla 6-2 y Figura 6-2.

21 Al momento de realizar los análisis del plan la demanda del año 2011 se basó en la proyección disponible.

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

GW

h

Proyecciones de Demanda

Medio Bajo Alto


Tabla 6-2 Escenarios de demanda

Figura 6-2 Detalle de las proyecciones para el corto plazo

Este escenario Base-Modificado presenta un crecimiento fuerte de la demanda en el futuro cercano. Supone que luego de dos años de recuperación, a partir del 2013 el crecimiento supera tasas del 6.6%. Ver Figura 6-3.

AñoBase Base Mod Bajo Alto Base Base Mod Bajo Alto

2008 9 343 9 343 9 343 9 343 1 526 1 526 1 526 1 5262009 9 253 9 253 9 253 9 253 1 497 1 497 1 497 1 4972010 9 533 9 533 9 533 9 533 1 536 1 536 1 536 1 5362011 9 798 9 994 9 724 9 947 1 598 1 630 1 586 1 6222012 10 088 10 441 10 016 10 441 1 645 1 703 1 633 1 7032013 10 605 11 132 10 309 11 132 1 729 1 815 1 681 1 8152014 11 152 11 877 10 610 11 877 1 819 1 937 1 730 1 9372015 11 731 12 682 10 921 12 682 1 913 2 068 1 781 2 0682016 12 345 13 019 11 244 13 554 2 013 2 123 1 834 2 2102017 12 999 13 356 11 578 14 500 2 120 2 178 1 888 2 3652018 13 693 13 693 11 924 15 526 2 233 2 233 1 945 2 5322019 14 430 14 430 12 282 16 639 2 353 2 353 2 003 2 7132020 15 212 15 212 12 652 17 845 2 481 2 481 2 063 2 9102021 15 943 15 943 13 166 18 742 2 600 2 600 2 147 3 0562022 16 646 16 646 13 712 19 583 2 715 2 715 2 236 3 1942023 17 381 17 381 14 281 20 463 2 835 2 835 2 329 3 3372024 18 149 18 149 14 873 21 384 2 960 2 960 2 425 3 4872025 18 950 18 950 15 488 22 347 3 090 3 090 2 526 3 6442026 19 785 19 785 16 128 23 351 3 226 3 226 2 630 3 8082027 20 654 20 654 16 793 24 400 3 368 3 368 2 739 3 9792028 21 560 21 560 17 483 25 494 3 516 3 516 2 851 4 1582029 22 505 22 505 18 200 26 636 3 670 3 670 2 968 4 3442030 23 489 23 489 18 945 27 829 3 831 3 831 3 090 4 5382031 24 515 24 515 19 720 29 073 3 998 3 998 3 216 4 7412032 25 585 25 585 20 525 30 373 4 172 4 172 3 347 4 9532033 26 702 26 702 21 363 31 731 4 354 4 354 3 484 5 175

Generación, GWh Potencia, MW

9 000

9 500

10 000

10 500

11 000

11 500

12 000

12 500

13 000

13 500

14 000

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

GW

h

Proyecciones de Demanda

Alto

Bajo

Base Mod

Base


Figura 6-3 Demanda histórica y proyectada

6.3 Impacto de la crisis económica mundial en la demanda Actualmente la actividad económica del país está recuperándose lentamente de la desaceleración que sufrió por la crisis económica mundial. La demanda eléctrica no escapa a esta situación transitoria, y desde el año 2008 el crecimiento de la demanda exhibe un patrón atípico e irregular. Al comparar el comportamiento de la demanda mensual de los últimos años, se observa que desde el año 2008 hay un comportamiento estacional atípico, como se ilustra en la Figura 6-4.

Figura 6-4 Demanda media mensual

‐2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

%Crecim Anual

GWh

Demanda histórica y proyectada

%Crecim GWh

Histórico Proy

900

950

1 000

1 050

1 100

1 150


MW

Potencia media mensual

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011


7 RECURSOS ENERGETICOS

7.1 Recursos Renovables De los recursos renovables económicamente explotables con que cuenta nuestro país, el hidráulico es el más abundante. Un segundo lugar, mucho menor, es compartido por la geotermia y la energía eólica. La biomasa del bagazo presenta condiciones interesantes en cuanto a cantidad y condiciones de aprovechamiento que la sitúan en un cuarto lugar de potencial aprovechable. El potencial energético de cada una de las fuentes22 se muestra en la Tabla 7-1.

Tabla 7-1 Potencial energético local

7.1.1 Hidroelectricidad El potencial identificado incluye cerca de 1 700 MW de proyectos hidroeléctricos que parcial o totalmente afectan reservas indígenas. No existe un impedimento legal para la eventual ejecución de algunos de estos proyectos; sin embargo, es previsible que las complejidades adicionales, impuestas por las negociaciones y acuerdos con comunidades indígenas, impliquen que una parte de este potencial no pueda ser aprovechado. Otros 780 MW se ubican en parques nacionales, donde la ley no permite ningún tipo de explotación. Si a lo anterior se agregan dificultades técnicas, geológicas y ambientales particulares que usualmente se presentan en los proyectos cuando se estudian en etapas más avanzadas,

22 Capacidad efectiva instalada a diciembre 2011. Potencial geotérmico tomado de “Evaluación del Potencial Geotérmico de Costa Rica”, ICE, 1991. Potencial Eólico tomado de “Non-conventional Energy Sources”, Electrowatt Eng. Services, 1985. Potencial Identificado: Se refiere a la suma de proyectos identificados y para los cuales existe algún tipo de evaluación al menos preliminar; incluye la capacidad ya instalada. El potencial identificado hidroeléctrico es tomado de evaluación realizada por Tecnologías de Generación, CENPE, 2009, e incluye los proyectos del ICE, de otras empresas distribuidoras, así como la cartera de proyectos privados con elegibilidades. El potencial identificado eólico corresponde a proyectos presentados por empresas privadas, empresas distribuidoras y el ICE. El potencial identificado de biomasa según “Encuesta de oferta y consumo energético nacional a partir de la biomasa en Costa Rica”, Dirección Sectorial de Energía, mayo 2007.

Fuente Potencial Identificado

(incluye el instalado)

Capacidad Instalada % Instalado

MW MW

Hidroeléctrico 6 474 1 692 26%

Geotérmico 257 195 76%

Eólico 274 129 47%

Biomasa 95 39 41%

Total 7 100 2 053 29%


fácilmente se podría llegar a una cifra de un 50% de dichos recursos naturales renovables ya explotados.

7.1.2 Geotermia A pesar de existir zonas promisorias que pueden aumentar el potencial identificado, muchas de las mismas se ubican en las cordilleras volcánicas Central y de Guanacaste, en donde se han establecido parques nacionales que impiden su utilización.

7.1.3 Eólico El país fue el pionero de la energía eólica de toda Latinoamérica. Desde el año 1996 el país disfruta de los beneficios de la energía eólica y actualmente la energía del viento cubre cerca de un 4% de las necesidades del país. La estacionalidad del viento se complementa con la producción hidroeléctrica, puesto que los vientos más fuertes se presentan en la época seca. Aunque el potencial aprovechable es muy interesante, la intermitencia característica del viento impide aumentar significativamente su participación sin crear respaldos importantes en el sistema. Se ha determinado que la mejor manera es aumentar en forma gradual la penetración eólica, para controlar y compensar los efectos secundarios que provoca en el sistema.

7.1.4 Biomasa del bagazo Otra fuente interesante la constituye el bagazo. Los ingenios cuentan con equipos propios de generación y están en capacidad de producir un excedente de energía por encima de sus necesidades a un bajo costo. La estacionalidad del cultivo de la caña de azúcar se complementa muy bien con la estacionalidad de las plantas hidroeléctricas. Realizando inversiones en equipo nuevo de generación y en los procesos de los ingenios, es posible obtener un incremento sustancial de los excedentes, a un costo muy competitivo.

7.1.5 Biocombustibles Los biocombustibles pueden llegar a convertirse en una fuente adicional de energía de magnitud significativa en los próximos años. Mezclas de diésel con un 5%-20% de biodiésel pueden ser utilizadas en cualquiera de las plantas térmicas del país, sin necesidad de ajustes o reconversiones mayores. Todavía no existe infraestructura de producción nacional de gran escala ni tampoco hay cadenas de almacenamiento y distribución. Pequeñas cantidades se están utilizando experimentalmente en plantas térmicas del ICE para medir su desempeño, particularmente en lo relativo a emisiones.


Otros biocombustibles, como el aceite crudo de palma africana, podrían ser utilizados en motores de combustión interna si las consideraciones económicas fueran favorables para vencer el precio del búnker. El etanol, que se utiliza en mezclas con gasolina para uso en automóviles, no resulta económico para la generación eléctrica. Para cumplir la meta energética de eliminar la dependencia de combustibles fósiles importados, se deberá recurrir a los biocombustibles para alimentar la generación térmica.

7.1.6 Otras fuentes renovables y no convencionales Otras fuentes, también llamadas “fuentes renovables nuevas”, como la solar y la biomasa (aparte del uso de bagazo), tienen aún limitaciones tecnológicas y económicas, que únicamente permiten considerarlas en pequeña escala o para aplicaciones especiales. Las tecnologías para hacer generación distribuida, como la que utiliza celdas de combustible alimentadas con gas natural, todavía son demasiado caras, y las basadas en hidrógeno requieren aun mayor desarrollo. En general, se puede afirmar que estas fuentes y tecnologías irán bajando de costo y mejorando sus características, pero en el horizonte de decisiones del presente plan de expansión no se pronostica que alcancen una participación importante en comparación a las demás fuentes con recursos renovables convencionales. No obstante lo anterior, se monitorea el avance a nivel mundial de estas potenciales opciones, para incorporarlas en los futuros planes conforme se vuelvan factibles.

7.1.7 Cambio climático y vulnerabilidad Hay evidencias claras que la actividad humana, en particular por su dependencia de la energía extraída de los combustibles fósiles, está acelerando cambios en la composición de los gases de la atmósfera, incrementando la concentración de CO2 y otros gases que provocan un efecto invernadero. Este factor tiene consecuencias globales que están afectando el clima planetario. La determinación de la magnitud del impacto y de la velocidad de su desarrollo es asunto todavía en discusión, pero hay un acuerdo generalizado que es un problema que debe ser atendido adecuadamente. Un cambio climático afectará la disponibilidad de la mayor parte de las fuentes energéticas renovables, con excepción de la geotermia. Como estas afectaciones pueden ser negativas, el efecto de un cambio climático hace vulnerable un sistema basado en recursos renovables como el costarricense. Sin embargo, como a la fecha no hay un consenso sobre la magnitud de los efectos ni sobre su escala de tiempo, todavía no es posible cuantificar el grado de vulnerabilidad a la que


está expuesto el sistema de generación, ni determinar las medidas razonables para reducir la exposición a estos cambios. En el presente análisis del PEG se supondrá que para la escala de tiempo analizada (13 años) los fenómenos hidrometeorológicos pueden seguir siendo modelados como procesos estacionarios sin incurrir en graves sobreestimaciones o subestimaciones. Cualquier desviación de este supuesto tendrá que ser cubierto con mayor o menor instalación de capacidad de generación. Por otro lado, las 46 series hidrológicas históricas que se utilizan para las simulaciones contienen un historial amplio de variabilidad climática, que engloban posiblemente una parte importante de las variaciones provocadas por cambio climático. Conforme se cuantifique mejor el cambio climático, las sucesivas revisiones del PEG tendrán que ir incorporando en su análisis este efecto.

7.1.8 Participación de las diferentes fuentes renovables De la aplicación de la política nacional de utilizar en lo posible fuentes propias y renovables y disminuir la dependencia de fuentes importadas, se desprende claramente que, al menos dentro del plazo del presente estudio, las opciones viables con que cuenta nuestro país en recursos renovables son en primer lugar la energía hidroeléctrica, seguida de la energía geotérmica, la energía eólica, y en menor grado la energía biomásica, principalmente a partir del bagazo de caña. Otras fuentes renovables y no convencionales serán incorporadas en la medida en que se encuentren desarrollos apropiados a las condiciones técnicas y económicas de nuestro sistema.

7.2 Combustibles fósiles Costa Rica no cuenta con depósitos ni reservas probadas de combustibles fósiles. Todos estos combustibles, como el carbón, los hidrocarburos y el gas natural, deben ser importados al país. Tradicionalmente, el consumo de derivados de petróleo se ha limitado a diésel y búnker (heavy fuel oil). Pequeñas cantidades de coke y de carbón mineral son importadas como fuente energética para la industria. La generación termoeléctrica, a pesar de aportar sólo una pequeña parte de las necesidades, tiene un papel muy importante como complemento, cuando la disponibilidad de las fuentes renovables disminuye por causas naturales. Tratar de sustituir ese pequeño porcentaje de generación térmica con fuentes renovables resulta sumamente caro, toda vez que estos proyectos (hidroeléctricos, geotérmicos o eólicos) requieren altas inversiones, y su uso sería eventual, e inclusive durante años húmedos no se utilizarían del todo. Por lo tanto, resulta conveniente la utilización de una pequeña cantidad de generación térmica, de bajo costo de instalación, que se utiliza sólo en condiciones hidrológicas adversas, o durante los meses más secos del año. Esto asegura que sus costos de operación, aunque altos, tienen poco impacto en los costos totales. Bajo este esquema de disponibilidad de recursos renovables, principalmente hidroelectricidad, la función del térmico es operar la menor cantidad posible de horas, solo


para servir de respaldo cuando la generación renovable disminuye. Las plantas térmicas que mejor se adaptan a esta función son las turbinas de gas y los motores de media velocidad. Estas máquinas tienen en común que resultan eficaces con unidades en potencias relativamente pequeñas (8 MW - 100 MW) y que su costo de inversión es menor que el de centrales a vapor. Por el contrario, las alternativas térmicas de base convencionales, como plantas de carbón, no han resultado competitivas en el pasado, ya que tienen un alto costo de inversión y las pocas horas anuales de operación no permiten que los ahorros operativos compensen este sobrecosto. Estas plantas se justifican cuando operan durante todo el año, situación que no se acomoda al parque que ha existido en el país, cuyo componente de plantas renovables, de casi el 80%, no requiere de generación térmica en la época lluviosa. A pesar de lo anterior, con el paso del tiempo han ocurrido cambios en el panorama energético nacional e internacional, que ameritan la consideración de otras posibilidades:

a) En gran parte, los mejores sitios para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos ya han sido aprovechados, y los proyectos futuros presentan costos crecientes.

b) Son muy pocos los nuevos sitios adicionales para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos con embalses multi-anuales.

c) A pesar de que se reconoce que desde un punto de vista ambiental los desarrollos hidroeléctricos son de las opciones más benignas para la generación eléctrica, siempre presentan algún grado de impacto local. Estos impactos han ido cobrando más relevancia, y cada vez se presenta mayor oposición de parte de grupos ambientalistas y de vecinos, que normalmente tienden a dar más preponderancia a los impactos locales, que a los beneficios globales.

d) Los proyectos hidroeléctricos, aunque resulten más beneficiosos desde un punto de vista económico, requieren inversiones altas durante el período de construcción, mientras que su recuperación ocurre durante un período de 30 o más años, en correspondencia con su larga vida útil. Por su parte, las opciones térmicas requieren inversiones iniciales del orden del 50% o menos que las de un proyecto hidroeléctrico de similar capacidad. Aunque su operación tenga un costo importante, desde un punto de vista financiero resulta más fácil su desarrollo.

e) El recurso geotérmico del país está dentro de parques nacionales y no puede ser explotado.

f) Los proyectos de energía renovable, como los hidroeléctricos y geotérmicos, presentan mayores riesgos en sus estudios, construcción y operación, en comparación con opciones térmicas.

g) El desarrollo y mejoramiento tecnológico de nuevas fuentes no convencionales de energía ha avanzado significativamente, pero todavía no lo suficiente como para cubrir las necesidades impuestas por el crecimiento de la demanda.

h) El fuerte incremento en los derivados del petróleo y la gran volatilidad de su precio, hace que el costo operativo, aún para pocas horas de operación, tenga mayor peso en la selección de tecnologías. Esta preocupación por los costos operativos desfavorece las opciones que consumen combustibles caros, principalmente los de baja eficiencia, como las turbinas de combustión, y en su lugar se prefieran las tecnologías que consumen búnker o carbón.

i) El Mercado Eléctrico Regional aumenta significativamente el tamaño del mercado, permitiendo el desarrollo de plantas térmicas de gran escala que pueden funcionar en la base.


Las consideraciones anteriores plantean un reto para el futuro energético. De continuar este panorama, el país podría verse forzado a cambiar su política energética basada en renovables, y modificar drásticamente la conformación de las nuevas adiciones de capacidad, utilizando combustibles fósiles. El análisis de las tecnologías térmicas nuevas para el sistema eléctrico nacional es necesario para valorar el impacto de las políticas energéticas y la problemática arriba explicada alrededor de las fuentes renovables.

7.2.1 Gas natural La región centroamericana no cuenta con gas natural. Podría tener acceso a los depósitos de gas natural de Colombia o de México si se llegara a construir un gasoducto regional. Otra posibilidad consiste en construir una terminal de regasificación, para importar gas natural licuado (GNL) desde cualquier país productor. En El Salvador, una empresa ha anunciado su intención de construir una planta regasificadora para atender una central de 500 MW en el puerto de Cutuco. Hace algunos años, en Honduras se abandonó un plan para instalar una regasificadora y una central de 700 MW. Estudios regionales han abordado la problemática de la introducción del gas natural, tanto para generación como para otros usos industriales23. El problema del GNL es que requiere grandes inversiones en la planta de regasificación. Las economías de escala obligan a construir infraestructura para alimentar una central de 500 MW – 700 MW. Esta central debe operar a un factor de planta alto para que resulte rentable. Una condición similar tiene el aprovisionamiento por gasoducto: grandes inversiones que solo pueden amortizarse con utilización permanente de grandes volúmenes de gas. La ventaja del gas natural es que provoca menos emisiones en comparación con los derivados del petróleo o el carbón. El desarrollo de la extracción del gas de esquisto (shale gas) en Estados Unidos está cambiando el panorama de disponibilidad de gas en Norteamérica. Los Estados Unidos podrían en un corto tiempo pasar de importadores de GNL a exportadores. La adopción de una política de utilización del gas natural implica cambiar el papel de la generación térmica, que pasaría de ser un respaldo a convertirse en la generación de base del sistema.

23 “Estrategia para la introducción del gas natural en Centroamérica. BID/CEPAL”. Setiembre 2007


7.2.2 Carbón Las enormes reservas mundiales de carbón, así como la expectativa de avances tecnológicos en reducción de emisiones, hacen del carbón una fuente a considerar para el futuro de nuestro país. En la región centroamericana, Guatemala, Honduras y Panamá utilizan carbón para generación eléctrica. La planta San José, de 139 MW, y la planta Libertad, de 13 MW, totalizan 159 MW de carbón en Guatemala. En Honduras opera la planta ENVASA, de 8 MW y en Panamá tres de las unidades de Bahía Las Minas suman 120 MW. En el 2010, el carbón produjo 1 082 GWh, un 2.7% de la generación regional. La presión para atender el crecimiento de la demanda y el riesgo de la volatilidad del precio del petróleo, han despertado un gran interés por el carbón en los demás países. Al igual que con el GNL, el carbón requiere de inversiones fuertes de capital y de tamaños importantes para ganar economías de escala, que solo resultan rentables si se utilizan con factores de planta altos. Sin embargo, se considera que la introducción del carbón en el sistema eléctrico tiene menos barreras de escala que la construcción de un gasoducto centroamericano o la utilización del GNL. El principal problema del carbón está en el elevado nivel de emisiones y contaminantes. Para mitigarlas significativamente, existe un esfuerzo mundial de investigación y desarrollo para incorporar nuevas tecnologías, como la Gasificación Integrada con Ciclo Combinado (IGCC) y las plantas ultra-supercríticas. Para la introducción del carbón en el sistema nacional, es necesario cambiar la política energética de utilización de recursos renovables.

7.3 Importaciones del MER Con la construcción de la Línea SIEPAC y un Mercado Eléctrico Regional (MER) maduro, las importaciones de energía serán un recurso energético más para el país. Este recurso se podrá asegurar a través de los contratos de suministro que se realicen al amparo del MER. Sin embargo, en la actualidad el mercado es incipiente y no es posible realizar contratos de largo plazo que garanticen el suministro en iguales condiciones que una planta localizada dentro del país. Por esta razón, en el presente plan de expansión no se considera este tipo de opciones.

7.4 Externalidades del aprovechamiento de los recursos energéticos

La generación eléctrica con cualquier fuente energética o tecnología produce impactos en el ambiente, tanto de carácter positivo como negativo.


Aunque la valoración detallada de los impactos es una función única de cada proyecto, existen externalidades inherentes a las diferentes tecnologías de generación que cada día cobran más importancia. En particular, se reconoce como un problema global los costos sociales de las emisiones de efecto invernadero. Incluso hoy en día existen algunos mercados de derechos de emisiones que monetizan esta externalidad. Las emisiones de las plantas generadoras dependen de una gran cantidad de factores. No obstante lo anterior, se pueden utilizar tablas de emisiones genéricas por cada tipo de tecnología, con el objeto de evaluar gruesamente las emisiones totales de los escenarios de expansión. Estas tablas tratan de medir las emisiones de todos los gases de efecto invernadero, expresadas en toneladas equivalentes de CO2. Otro factor relevante que engloba los impactos ambientales genéricos de una tecnología dada es su Razón de Recuperación Energética (RRE) o “Energy Payback Ratio”. Este índice es la razón de la energía producida durante la vida útil de la planta dividida entre la energía requerida para construir, mantener y operar la misma. Este parámetro representa un indicador indirecto del impacto ambiental, pues un sistema con una razón baja implica que se requiere mucha energía para mantenerlo y es posible que tenga más impacto que otro con una razón alta. La Tabla 7-2 muestra referencias sobre las emisiones equivalentes de diferentes tecnologías y el parámetro de Razón de Recuperación Energética.

Tabla 7-2 Emisiones equivalentes y rentabilidad energética

Es importante aclarar que las emisiones equivalentes dadas en la Tabla 7-2 toman en cuenta lo que se denomina el ciclo de vida de proyecto. Este concepto se puede definir como la evaluación de todos los pasos requeridos para obtener un producto. En el caso de la generación eléctrica se incluye la extracción, procesamiento, y transporte del combustible, la construcción de la planta, la producción propiamente de la electricidad y la disposición de desechos a lo largo de su vida útil y la desinstalación. Es por eso que aun proyectos de

Eficiencia Razón de recuper.

Tipo de planta Rango Valor Usado energética (RRE)Hidroeléctrica con embalse 10 a 30 20 48 a 260Hidroeléctrica filo de agua 1 a 18 12 30 a 267Planta eólica 7 a 124 50 5 a 39Solar fotovoltaico 13 a 731 300 1 a 14Turbina diesel 33% 555 a 883 808CC diesel 47% 568Planta de carbón moderna 34% 790 a 1182 1071 7 a 20Motor con heavy oil 42% 686 a 726 700 21IGCC con Orimulsión 44% 704TG con GNL 33% 688CC con gas natural 48% 389 a 511 421 14CC con GNL 48% 473CC: ciclo combinado, IGCC: ciclo combinado con gasificación integrada, GNL: gas natural licuadoRRE: cantidad de energía que produce la planta entre la energía requerida para su construcción y operación durante todo el ciclo de vida de un proyectoFuentes:a) Hydropower and the Environment: Present Context and Guidelines for Future Action, IEA Hydropower Agreement, Volume II, May 2000b) CO2 Emissions Factor from IPCC publication, www.senter.nl, Holand

Emisiones (ton CO2 por GWh)


energía renovable, como los hidroeléctricos, presentan emisiones, aunque de un orden de magnitud menores que los que utilizan combustibles fósiles. Excepción de lo anterior es la producción de energía solar con celdas fotovoltaicas, que tiene factores altos, en algunos casos comparables a los producidos por la generación mediante combustibles fósiles. Para la contabilización de emisiones de gases de efecto invernadero, el ICE ha establecido un método de cálculo24 que se utiliza para los inventarios de emisiones del sector eléctrico, que sigue los procedimientos reconocidos por organismos internacionales.

7.5 Administración de la demanda La administración de la demanda es el conjunto de mecanismos diseñados para lograr un uso racional de la energía, de tal manera que se logre el mismo bienestar y riqueza de la sociedad con cada vez menores cantidades de energía y de recursos económicos. La administración de la demanda no es estrictamente un recurso energético, pero al lograr disminuir las demandas de generación, se le considera como una alternativa que sustituye otras fuentes energéticas. El ICE, de acuerdo con su política interna, y con la política energética nacional, desarrolla proyectos de administración de la demanda. Para el diseño del Plan de Expansión se supone que el efecto de los distintos programas de administración de la demanda está considerado implícitamente en las proyecciones de la demanda, y por lo tanto, no se hacen ajustes o reducciones de capacidad instalada por este concepto.

24 Factores para el cálculo de emisiones de gases de efecto invernadero del sistema eléctrico nacional y su aplicación a un inventario del año 2010. CENPE. Marzo 2011.


8 PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES FOSILES El pronóstico de los precios de los combustibles que utiliza el ICE en las decisiones de expansión se basa en estimaciones de la Energy Information Administration (EIA), del Departamento de Energía de los Estados Unidos. Para hacer sus proyecciones, la EIA utiliza modelos que toman en cuenta factores económicos y políticos que han incidido o podrían incidir en el precio del petróleo y sus derivados. A partir de las proyecciones publicadas por la EIA, se construyen proyecciones para ser aplicadas al caso de Costa Rica. El pronóstico cubre el precio del diesel y del bunker, con y sin impuestos. La proyección de precios de los combustibles utilizados en el presente plan de expansión se basa en la estimación de precios contenida en el Annual Energy Outlook 2011 (AEO2011)25 , publicado en abril del 2011. Contiene un pronóstico de los precios de combustible para Estados Unidos, que cubre desde el 2011 hasta el 2035.

8.1 Proyecciones del precio del crudo En la Figura 8-1 se presentan los precios del crudo para los escenarios base, alto y bajo. Los precios fueron convertidos a dólares constantes del 2010, y se expresan en dólares por barril (USD/bbl).

25Annual Energy Outlook 2011, Energy Information Administration, DOE, April 2011


Figura 8-1 Precios del crudo de petróleo

8.2 Precio del diesel y el búnker Los precios locales de los combustibles son regulados por la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (ARESEP). Estos precios cubren los costos de importación del crudo, del proceso industrial de producción de derivados, del almacenamiento y de la distribución. Las proyecciones del precio del diésel y del búnker para Costa Rica para el período 2011-2035, se muestran en la Tabla 8-1 y Figura 8-2. La proyección no incluye los impuestos a los combustibles.

BASE ALTA BAJA

2008 102.0 102.0 102.0

2009 62.6 62.6 62.6

2010 79.2 79.2 79.2

2011 84.5 95.0 61.1

2012 87.0 112.0 57.8

2013 89.3 120.0 56.9

2014 92.7 128.0 56.3

2015 96.0 133.2 55.8

2016 99.1 134.5 55.3

2017 102.0 135.9 54.9

2018 104.7 137.2 54.4

2019 107.3 138.6 54.0

2020 109.7 140.0 53.6

2021 111.9 141.4 53.3

2022 114.0 142.8 53.0

2023 115.9 144.2 52.6

2024 117.7 145.7 52.3

2025 119.3 147.1 52.0

2026 120.8 148.6 51.8

2027 122.0 150.1 51.6

2028 123.2 151.6 51.4

2029 124.1 153.1 51.3

2030 124.9 154.6 51.1

2031 125.6 156.2 51.0

2032 126.1 157.8 50.9

2033 126.4 159.3 50.8

2034 126.5 160.9 50.8

2035 125.0 162.5 50.8

$/bbl

Dólares constantes dic2010

PROYECCION DE PRECIOS DEL CRUDO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2010

$/b

bl

PROYECCION PRECIOS CRUDO

BASE ALTA


Tabla 8-1 Proyección de precio de los combustibles

Figura 8-2 Proyección de precio de los combustibles

CRUDO DIESEL BUNKER GNL CARBON DIESEL BUNKER GNL CARBON

$/bbl $/lt $/lt $/m3 $/ton2008 102.0 0.871 0.581 0.28 129.4 25.20 15.57 8.27 5.86

2009 62.6 0.515 0.382 0.11 132.6 14.91 10.25 3.28 6.00

2010 79.2 0.663 0.500 0.13 164.6 19.18 13.41 3.66 7.45

2011 84.5 0.763 0.571 0.11 161.2 22.07 15.30 3.29 7.29

2012 87.0 0.763 0.571 0.13 160.7 22.07 15.30 3.65 7.27

2013 89.3 0.736 0.565 0.13 162.1 21.29 15.15 3.87 7.34

2014 92.7 0.709 0.559 0.13 160.3 20.51 15.00 3.88 7.26

2015 96.0 0.682 0.554 0.14 157.7 19.73 14.85 3.98 7.14

2016 99.1 0.655 0.548 0.14 156.5 18.95 14.70 4.06 7.08

2017 102.0 0.680 0.564 0.14 160.6 19.67 15.11 4.08 7.27

2018 104.7 0.702 0.581 0.14 163.2 20.32 15.58 4.13 7.38

2019 107.3 0.723 0.594 0.14 165.4 20.93 15.91 4.19 7.48

2020 109.7 0.735 0.592 0.15 167.7 21.28 15.88 4.37 7.59

2021 111.9 0.745 0.605 0.16 170.8 21.57 16.22 4.56 7.73

2022 114.0 0.755 0.618 0.16 171.0 21.84 16.58 4.72 7.74

2023 115.9 0.765 0.633 0.17 171.4 22.13 16.96 4.91 7.76

2024 117.7 0.779 0.643 0.18 171.5 22.55 17.23 5.13 7.76

2025 119.3 0.788 0.652 0.18 171.7 22.81 17.49 5.31 7.77

2026 120.8 0.798 0.661 0.19 171.5 23.08 17.73 5.44 7.76

2027 122.0 0.806 0.670 0.19 170.4 23.31 17.95 5.58 7.71

2028 123.2 0.815 0.675 0.19 169.4 23.58 18.10 5.65 7.67

2029 124.1 0.823 0.679 0.20 169.7 23.80 18.21 5.69 7.68

2030 124.9 0.830 0.677 0.20 168.2 24.00 18.15 5.74 7.61

2031 125.6 0.833 0.677 0.20 168.5 24.10 18.14 5.83 7.63

2032 126.1 0.835 0.671 0.21 170.1 24.15 18.00 5.97 7.70

2033 126.4 0.837 0.672 0.21 169.4 24.21 18.02 6.09 7.67

2034 126.5 0.843 0.672 0.21 166.1 24.39 18.03 6.22 7.52

2035 125.0 0.849 0.671 0.22 167.0 24.58 17.98 6.42 7.56

$/mmBTU

PROYECCION BASEDólares constantes dic.2010

PROYECCION DE PRECIOS

0

20

40

60

80

100

120

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

20

08

20

10

20

12

20

14

20

16

20

18

20

20

20

22

20

24

20

26

20

28

20

30

20

32

20

34

2010

$/b

bl

2010

$/m

mB

TU

PROYECCION BASE DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES

Diesel Bunker

GNL Carbón

Crudo


8.3 Carbón y gas natural Estos energéticos no se utilizan en Costa Rica, a excepción de pequeñas cantidades de carbón que consume la industria cementera26. El posible precio para Costa Rica se calculó a partir de las proyecciones del EIA y estimando el costo del transporte.

8.4 Costo con impuestos Desde el año 2001, el impuesto a los combustibles es una suma fija que se ajusta únicamente por inflación. El precio con impuestos se calcula agregando un valor de USD0.23/litro a la proyección de precios del diesel y USD0.04/l a la proyección del bunker. Estos datos corresponden al impuesto del año 2011. En el análisis del plan de expansión no se toma en consideración el impuesto a los combustibles.

26 En el 2009 el país importó 110 TJ de carbón y 2 882 TJ de coke, un 2% del consumo energético nacional. Datos del Balance Energético Nacional 2009. DSE.


9 CRITERIOS PARA LA FORMULACION DEL PLAN

9.1 Política energética Los planes de expansión del ICE se sujetan a los lineamientos de las políticas energéticas del país, expresados en los planes nacionales de desarrollo y de energía.

9.2 Horizonte de planeamiento El Plan de Expansión de la Generación (PEG) cubre el horizonte de planeamiento 2012–2024, dentro del cual se pueden diferenciar cualitativamente tres períodos:

Período de obras en construcción: abarca hasta el 2016, con la entrada en operación del Proyecto Hidroeléctrico Reventazón. En estos años gran parte de las decisiones de expansión ya han sido tomadas y los proyectos se encuentran en construcción o financiamiento. El propósito del PEG en estos años es verificar la validez de las premisas y comprobar que se satisface la demanda, o bien señalar la necesidad de incorporar generación adicional.

Período intermedio: cubre desde el 2015 hasta el 2020. Es en este período que se

busca la mejor secuencia de proyectos, y de sus resultados se deriva el programa de actividades y las acciones de implementación que deben llevarse a cabo en los años inmediatos.

Período de referencia: abarca del 2020 hasta el 2024 y se utiliza como referencia

para evaluar las necesidades de inversión y de preparación de proyectos a futuro.

9.3 Entorno centroamericano Con la entrada de la línea del proyecto SIEPAC, prevista en el 2012, las posibilidades de intercambio entre los países del área crecerán significativamente, hasta alcanzar un límite por capacidad de los interconectores. Sin embargo, no será sino con la madurez del Mercado Eléctrico Regional, que los países podrán depender en forma segura de contratos en la región para atender sus demandas locales o para viabilizar proyectos regionales. Por esta razón, el Plan de Expansión de Generación (PEG) se refiere al sistema costarricense aislado, lo cual significa que las inversiones propuestas satisfacen la demanda nacional prevista, sin depender de los países vecinos. A pesar de lo anterior, los esfuerzos por crear un mercado eléctrico centroamericano han avanzado significativamente y la construcción de la línea SIEPAC permitirá intercambios mucho más confiables, situación que eventualmente requerirá replantear las estrategias de inversión y operación en el sector de generación, para aprovechar oportunidades de compra y venta de electricidad que favorezcan a los consumidores nacionales.


9.4 Criterio ambiental Los criterios ambientales globales están contenidos en las políticas energéticas que brindan los lineamientos del Plan de Expansión. Desde una perspectiva de impactos de cada proyecto, se procura seleccionar alternativas ambientalmente viables. En principio, si cada uno de los proyectos considerados en los planes de expansión ha sido evaluado ambientalmente, y en sus costos y beneficios se han incluido los respectivos costos y beneficios ambientales, la evaluación de las opciones resultaría neutra desde un punto de vista ambiental. Por lo anterior, se hace el esfuerzo para que los proyectos considerados cuenten con sus evaluaciones ambientales, aunque en la etapa intermedia o de referencia, algunos proyectos no tienen estudios ambientales detallados. En esos casos, en los presupuestos de los proyectos se deben incluir porcentajes razonables para cubrir las medidas de mitigación ambiental.

9.5 Criterio de confiabilidad En sistemas predominantemente hidroeléctricos, como el de Costa Rica, es necesario utilizar un criterio de confiabilidad, asociado con las probabilidades de ocurrencia de eventos hidrológicos secos. En estos sistemas las situaciones críticas usualmente se asocian con la escasez de agua en la época seca. Los sistemas están limitados por fallas o faltantes de energía y no necesariamente de potencia. La capacidad para satisfacer la demanda es una combinación de la potencia instalada y la disponibilidad de agua suficiente en las plantas hidroeléctricas. Dado que la aportación de caudales se considera una variable estocástica, la satisfacción de la demanda también lo es y se le debe tratar probabilísticamente. El criterio de confiabilidad es equivalente al “margen de reserva” que se usa en los sistemas térmicos. Por este motivo, el criterio de confiabilidad se usa para cuantificar la probabilidad de satisfacer la demanda ante la variabilidad de los posibles escenarios hidrológicos. El criterio utilizado incluye tres aspectos que se deben comprobar para cada uno de los meses del período analizado:

1. En el 95% de las series hidrológicas el déficit mensual de energía no debe exceder el 2% de la demanda de dicho mes.

2. El valor esperado de déficit en el 5% de las series más secas no debe exceder el 5% de la demanda de dicho mes.

3. No más del 10% de las series deben presentar déficit de cualquier tipo. La Figura 9-1 ayuda a comprender mejor estos criterios. En esta figura se han graficado los límites que impone cada criterio y se muestra la región de aceptación y de rechazo del plan. Se observa que los criterios procuran balancear la magnitud del déficit con su probabilidad de ocurrencia: a mayor probabilidad, menor tolerancia en la magnitud del déficit.


Figura 9-1 Esquema ilustrativo de los criterios de confiabilidad

Para que un plan sea aceptable, los déficits de cada uno de los meses analizados deben caer dentro de la zona de aceptación. Sólo se consideran en el estudio planes que satisfacen los criterios de confiabilidad.

9.6 Criterio de óptimo económico Se define como plan óptimo aquel que, cumpliendo con todos los criterios de planeamiento, en particular los criterios de confiabilidad, minimiza el costo total para la economía del país. Establecida una proyección de la demanda, el plan óptimo minimiza el costo total de inversión y operación necesario para satisfacer esa demanda. Se incluye dentro de la función a minimizar el costo de falla, que valora el costo que representa para la sociedad el no servir completamente la energía demandada.

9.7 Otros parámetros económicos

9.7.1 Evaluación social de los planes La evaluación de los planes de expansión se hace en términos económicos para la sociedad costarricense. Por la misma razón, tanto los proyectos del ICE como de las demás empresas eléctricas y generadores privados son tratados en forma similar, sin distinción por la

CRITERIOS DE CONFIABILIDAD

0

5

10

15

20

25

30

0 5 10 15 20 25 30

% de las series en mes i

% D

éfic

it m

es i

CRITERIOS

1. El 95% de las series deben tener déficit menor al 2%2. El promedio del déficit en el 5% de las series más críticas no puede superar el 5%3. No puede haber déficit en más del 10% de las series

Los déficit deben estar por debajo de la línea azul.

El promedio de los déficit del 5% de las series más críticas debe estar por debajo de la línea roja a trazos


propiedad o por la fuente de financiamiento. Tampoco se incluyen los impuestos en el costo del combustible.

9.7.2 Costos constantes en el tiempo La evaluación económica se expresa en dólares americanos constantes, con una base de precios de diciembre de 2010. Se parte del supuesto que los costos y beneficios de cada uno de los componentes del plan no variará substancialmente con respecto a los demás componentes durante el período de análisis, a excepción de los combustibles, para los cuales se utiliza una proyección de precios.

9.7.3 Tasa social de descuento Se utiliza una tasa de 12% para descontar todos los flujos de dinero en el tiempo.

9.7.4 Costo de racionamiento Para la simulación de los planes y la determinación del plan de mínimo costo, se utilizó un costo de racionamiento de USD800/kWh para fallas menores al 2% de la demanda y USD2 000/kWh para fallas mayores. Estas cifras se utilizan como señal del costo que tiene para la sociedad el no satisfacer un kWh de demanda. Este dato es de mucha importancia pues influye en la cantidad de instalación requerida para evitar el racionamiento, y también en la magnitud de los costos marginales de corto plazo esperados.

9.8 Herramientas de Análisis Para generar los planes de expansión se utilizaron las versiones27 de los modelos computacionales OPTGEN versión 6.0.6, y SDDP versión 10.2.3.c. Ambos programas son elaborados y mantenidos por Power Systems Research28. El OPTGEN es un modelo integrado, formulado como un problema de gran escala de optimización mixta entera-lineal. Se utiliza para determinar planes de expansión de mínimo costo. Las inversiones se optimizan en conjunto con los costos operativos, para lo cual la operación se simula con detalle utilizando el modelo SDDP. Ambos modelos están integrados y comparten la misma base de datos. El SDDP utiliza la denominada programación dinámica dual estocástica para simular el comportamiento de un sistema interconectado, incluyendo líneas de transmisión (opción que no se utiliza en el presente caso). Está especialmente formulado para resolver las complejidades de sistemas hidrotérmicos con múltiples embalses. El SDDP se compone de dos módulos principales:

Módulo Hidrológico: Determina los parámetros de un modelo estocástico de caudales, que genera series sintéticas que se utilizan para generar políticas óptimas de uso de

27 El estudio se realizó dese el 2011 con versiones anteriores de los modelos. Los casos finales del plan (serie 15) se corrieron con el SDDP ver10.2.3.c 28 Detalles sobre estos programas se pueden consultar en www.psr-inc.com


embalses. Optativamente, también puede generar series sintéticas para la fase de simulación.

Módulo de Planificación Operativa: Determina la política operativa más económica

para los embalses, teniendo en cuenta las incertidumbres en las afluencias hidrológicas futuras y las restricciones en la red de transmisión; y simula la operación del sistema a lo largo del período de planificación, para distintos escenarios de secuencias hidrológicas, para lo cual calcula un despacho óptimo mensual. Como resultado se obtienen índices de desempeño tales como el promedio de los costos operativos, los costos marginales por barra y por bloque de carga, y la operación óptima.

La obtención de los planes de mínimo costo se realiza de una forma iterativa de la siguiente manera:

1. Se completa la base de datos de los modelos y se incluyen todas las restricciones de cada caso

2. Con el OPTGEN se generan varios juegos de planes para conocer posibles alternativas

3. Se escoge uno de estos planes como plan base inicial 4. Se simula con mayor detalle el sistema utilizando el modelo SDDP, verificando que

cumpla con los criterios de confiabilidad, lo cual puede requerir ajustes a las fechas de entrada de los proyectos

5. Se calcula, fuera del modelo, el costo total del plan de obras, incluyendo los costos operativos y de falla obtenidos en la simulación del SDDP, más los costos de inversión

6. Se prueba un nuevo plan, y se vuelve al punto 4 7. Se continúa iterando hasta lograr el plan de mínimo costo


10 INFORMACION BASICA

10.1 Sistema existente El sistema de generación existente está compuesto por las plantas cuyas características principales se muestran en la Tabla 10-1.

Tabla 10-1 Características de plantas existentes

Inicio Potencia Generación Embalse Producción Tipo Indispo‐ O&M %Pot

Nombre Opera Efectiva 2 010 Util específica Combustible nibilidad Fijos Instalada

(MW) (GWh) (hm3) (kWh/litro) (%) ($/kW‐año)

1. PLANTAS HIDROELECTRICAS

Angostura 2000 180 902 11 10% 26.9 7%

Arenal 1979 157 727 1477 10% 29.0 6%

Cachí 1966 103 593 36 10% 36.7 4%

Canalete 2008 18 66 10% 98.1 1%

Cariblanco 2007 84 289 10% 41.1 3%

Carrillos 1951 2 19 10% 326.9 0%

Chocosuela varios 28 98 0.1 10% 75.3 1%

CNFL Virilla varios 56 209 10% 127.9 2%

Corobicí 1982 174 840 0.08 10% 27.4 7%

Cote 2003 7 13 10% 168.5 0%

Daniel Gutiérrez 1996 19 88 10% 92.9 1%

El Encanto 2009 8 52 10% 148.4 0%

Garita 1958 40 201 0.4 10% 61.6 2%

General 2006 39 195 10% 62.9 2%

Gen Priv Hidro1 varios 39 247 10% 157.8 2%



Doña Julia 1998 16 99 10% 103.1 1%

ICE Menores varios 5 39 10% 333.5 0%

JASEC Menores varios 20 126 10% 170.5 1%

La Joya 2006 50 258 10% 54.8 2%

Los Negros 2006 17 74 10% 99.7 1%

Peñas Blancas 2002 37 159 2 10% 64.7 1%

Pirrís 2011 140 30 10% 30.9 5%

Pocosol 2010 26 106 10% 78.7 1%

Río Macho 1963 134 522 0.4 10% 31.7 5%

San Lorenzo 1997 15 71 10% 106.8 1%

Sandillal 1992 32 144 4.8 10% 70.2 1%

Toro 1 1995 27 105 10% 77.4 1%

Toro 2 1996 66 268 0.23 10% 46.9 3%

Ventanas‐Garita 1987 100 502 0.66 10% 37.3 4%

Subtotal 1 691 65%

2. PLANTAS TERMOELECTRICAS

Barranca 1974 36 7 2.41 diésel 50% 31.5 1%

Colima 1956 12 8 3.45 dié/bunk 75% 31.5 0%

Garabito 2011 200 25 búnker 85% 31.5 8%

Guápiles 2008 14 49 4.06 búnker 15% 31.5 1%

Moín 1 1977 20 14 4.08 dié/bunk 75% 31.5 1%

Moín 2 1991 131 191 2.88 diésel 15% 31.5 5%

Moín 3 2003 78 44 2.95 diésel 15% 31.5 3%

Orotina 2008 10 35 4.18 búnker 15% 31.5 0%

San Antonio Gas 1973 37 7 2.52 diésel 50% 31.5 1%

Subtotal 537 21%

3. PLANTAS GEOTERMICAS

Boca de Pozo 1 1994 5 30 10% 100.4 0%

Miravalles 1 1994 55 435 10% 100.4 2%

Miravalles 2 1998 55 384 10% 100.4 2%

Miravalles 3 2000 26 212 10% 100.4 1%

Miravalles 5 2003 18 116 10% 100.4 1%

Pailas 2011 36 10% 100.4 1%

Subtotal 195 8%

4. PLANTAS EOLICAS

Aeroenergía 1998 6 22 ‐ 106.4 0%

Guanacaste 2009 50 151 ‐ 106.4 2%

Los Santos 2011 13 106.4 0%

Tejona 2002 20 64 ‐ 106.4 1%

Tierras Morenas 1999 20 57 ‐ 106.4 1%

Tilarán 1996 20 64 ‐ 106.4 1%

Subtotal 129 5%

5. PLANTAS BIOMASA

El Viejo 1991 18 29 bagazo ‐ 31.5 1%

Río Azul 2004 2 0.1 DSM ‐ 31.5 0%

Taboga 1998 19 36 bagazo ‐ 31.5 1%

Subtotal 39 1%

TOTAL SNI 2 590 100%

Características de las plantas generadoras del Sistema Eléctrico (Dic 2011)


10.1.1 Retiro, rehabilitación y modernización de plantas existentes La modernización y rehabilitación se ejecuta para restablecer, adecuar o mejorar las características de operación y seguridad de equipos o centrales completas de generación. Cuando la rehabilitación no es viable, se retira el equipo o la central obsoleta. Conforme envejece, la necesidad de modernización y rehabilitación del parque generador aumenta. La tercera parte de la capacidad instalada del país tiene más de 30 años de operación. La situación general de años de servicio de la capacidad instalada, separada por fuente energética, se muestra en la Figura 10-1.

Figura 10-1 Edad de la capacidad instalada

En el presente plan se modelaron las siguientes modernizaciones y retiros, programados en el corto plazo:

Colima y Moín Pistón: se modelan retiradas desde el 2012 Río Macho: la modernización que actualmente se está ejecutando deja indisponible el

50% de su capacidad hasta el año 2014. Cachí: la ampliación de la planta deja indisponible la planta durante tres meses en el

2014. Moín 2: la construcción del Ciclo Combinado Moín obliga a la indisponibilidad por tres

meses de estas unidades en el 2014. Las modernizaciones y retiros del mediano y largo plazo no son modeladas en el plan de expansión. Sin embargo, es de observar que por el envejecimiento del parque generador, cada vez se requerirá dedicar más recursos a estas tareas.

OBSERVACIONES

a. Precios a diciembre 2010

b. Costos de O&M basados en "Informe de Costos y Gastos de Operación y Mantenimiento" años 2004 a 2009.

Se suponen los mismos costos para las plantas no ICE

Para las geotérmicas se incluye el costo de operación y mantenimiento del campo geotérmico

c. Potencias efectivas tomadas de SIGEST. La potencia efectiva es la suma de las potencias efectivas de cada unidad.

En el caso del parque térmico la potencia efectiva considera la degradación permanente

d. Potencia efectiva de plantas privadas corresponde a la potencia contratada.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

>5años >10años >20años >30años >40años

%capacidad

por fuente

Edad de la instalación

Edad de la capacidad instalada(al 2012)

Hidro

Térmico

Geotermia

Eólica


10.2 Hidrología Para representar la hidrología se utilizó una serie de 46 años de caudales mensuales, correspondiente al registro histórico del período 1965-2010. A cada planta o proyecto se le asignó una estación hidrológica. Las plantas pequeñas fueron agrupadas y representadas por una planta equivalente. A cada una de estas plantas equivalentes se le asignó un registro hidrológico de acuerdo a su ubicación geográfica. El agrupamiento de las plantas de generación se indica en el Anexo 5. Para ilustrar como se afecta la generación hidroeléctrica con el comportamiento estacional de los caudales, se utiliza el concepto de hidraulicidad. Aquí se define la hidraulicidad como la capacidad potencial de generación, dado un conjunto de plantas hidroeléctricas, en función de los caudales afluentes en los ríos y sin cambiar el almacenamiento de los embalses. La Figura 10-2 muestra la hidraulicidad del conjunto de plantas hidroeléctricas del país29. El promedio mensual es alrededor de 556 GWh, pero con una fuerte variación estacional, que disminuye a valores mínimos en los meses de febrero a abril. Los promedios de esos meses son del orden de los 320 GWh, pero en años críticos se llega a valores cercanos a los 185 GWh/mes.

Figura 10-2 Capacidad potencial de generación del parque hidroeléctrico

En las simulaciones del SDDP se utiliza la opción de series históricas, alimentadas con los datos del período de 46 años 1965-2010.

29 Con 42 series hidrológicas del período 1965-2006 y con la capacidad instalada a diciembre del 2008. Todas las plantas simuladas sin embalse.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900


GWh

Hidraulicidad 1965‐2006(todas las plantas simuladas como filo de agua, instalación dic 2008)

Promedio

Probabilidad de excedencia 95%


10.3 Viento Para representar el comportamiento de la energía eólica se utilizan los datos de generación de las plantas existentes. El recurso eólico de todo el país se modela30 a partir del registro histórico de generación de la planta Tilarán31. Esta planta, de 20 MW, ha operado en forma ininterrumpida desde junio de 1996, lo que permite un registro de 14 años calendario completos, de 1997 al 2010. En la Figura 10-3 se muestran los factores de planta mensuales de esta central.

Figura 10-3 Factores de planta de producción eólica

Al igual que la hidroelectricidad, el viento exhibe un patrón estacional con grandes variaciones de un año a otro. Sin embargo, los meses de diciembre a abril tienen en promedio un factor de planta mensual superior al promedio anual (el factor anual es cercano al 50%). Este comportamiento es favorable para compensar el período seco de la producción hidroeléctrica.

10.4 Proyectos fijos La Tabla 10-2 muestra los proyectos que se consideran como fijos en el Plan de Expansión, junto con la fecha de entrada prevista. La decisión de ejecutar estos proyectos ya ha sido tomada. Algunos todavía no están en construcción, pero se encuentran en financiamiento o en etapas de adjudicación de contratos. La adición de potencia de los proyectos fijos es de 1 177 MW para ser instalados entre el 2011 y 2016. La capacidad adicional alcanza los 865 MW en plantas hidroeléctricas, 200 MW térmicos, 78 MW eólicos y 35 MW geotérmicos. De estos ya entraron recientemente en operación 134 MW hidros, 200 MW térmicos, 35 MW geotérmicos y 12.5 MW eólicos

30 Las plantas eólicas se modelan en el SDDP como fuentes renovables de generación no despachable (GND). 31 La planta Tilarán también es conocida como PESA.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Factor de Planta

Modelo Producción Eólica(usando registro Tilarán 1997‐2008)

Promedio


Tabla 10-2 Proyectos fijos en el plan de expansión

Puede ocurrir que cualquiera de los proyectos fijos no logre materializarse. Por ejemplo, la contratación de capacidad hidroeléctrica a través de esquemas BOT de la Ley No.7200, podría atrasarse o reducirse por consideraciones ambientales, como sucedió en una contratación anterior. La ubicación geográfica de los principales los proyectos y plantas existentes se muestra en el Anexo 4.

10.5 Tecnologías candidatas para el Plan de Expansión

10.5.1 Tecnologías a base de recursos renovables Para cumplir con el objetivo de evitar la dependencia de fuentes externas de energía y de utilizar fuentes renovables limpias, adicionalmente a los proyectos fijos, se consideran nueve proyectos hidroeléctricos con una potencia agregada de 1 470 MW. De estos, los tres más importantes son Diquís, Pacuare y Savegre, por su capacidad de generación y el tamaño de sus embalses. Además se incluyen proyectos renovables genéricos de pequeña escala, para tomar en cuenta los posibles desarrollos que no están todavía formalmente identificados por el ICE, o que forman parte del potencial que eventualmente desarrollarán las empresas distribuidoras o generadores independientes. La potencia acumulada de estas plantas genéricas es de 200 MW hidroeléctricos, 140 MW geotérmicos y 200 MW eólicos. Aunque a futuro se espera contar con un potencial interesante de otras fuentes no convencionales, los costos y barreras tecnológicas actuales limitan la consideración de participación significativa de otras opciones.

Proyecto Fuente Potencia

MW Fecha Tipo

Los Santos Eólic 13 sep‐11 fija

Valle Central Eólic 15 may‐12 fija

Chiripa Eólic 50 ene‐15 fija

Pailas Geot 35 oct‐11 fija

Pirrís Hidro 134 oct‐11 fija

Cubujuquí Hidro 22 may‐12 fija

Tacares Hidro 7 dic‐12 fija

Toro 3 Hidro 50 feb‐13 fija

Anonos Hidro 4 jun‐13 fija

Balsa Inferior Hidro 38 sep‐13 fija

Cachí 2 Hidro 157 sep‐14 fija

Chucás Hidro 50 jun‐14 fija

Capulín Hidro 49 ene‐15 fija

Torito Hidro 50 ene‐15 fija

Reventazón Hidro 292 ene‐16 fija

Reventazón Minicentral Hidro 14 ene‐16 fija

Garabito Térm 200 ene‐11 fija

Barranca Alquiler Térm ‐90 jul‐11 fija

Fecha de entrada


10.5.2 Tecnologías que consumen derivados de petróleo Como alternativas térmicas usando derivados del petróleo se consideran motores de combustión interna con búnker y turbinas de gas (también llamadas turbinas de combustión), en ciclo simple o combinado, alimentadas con diésel.

10.5.3 Otros combustibles fósiles Con relación a la disponibilidad de nuevos combustibles fósiles, existen algunos que a largo plazo pueden representar opciones importantes en el desarrollo de proyectos de generación: el gas natural y el carbón. Estos combustibles requieren volúmenes importantes de consumo para obtener economías de escala significativas. El gas requiere gasoductos que conecten la producción con el consumo o de plantas regasificadoras. El carbón se beneficia si tiene infraestructura de puertos, patios y ferrocarriles para la importación, manejo y transporte. En el presente estudio se analiza la opción del carbón únicamente para efectos comparativos. Se debe notar que la utilización de este combustible no es compatible con la política energética nacional. El gas natural se perfila como una opción interesante a mediano plazo, y está siendo objeto de detallados estudios. En el presente análisis de expansión no se incluyeron escenarios de gas natural, a la espera de los resultados de los estudios específicos sobre esta fuente.

10.5.4 Nuevas fuentes no convencionales fuera del plan Como ya se indicó, por simplicidad en el plan solo se valoraron tres fuentes renovables de costo y características bien conocidas: hidro, geotermia y viento. Esta simplificación se hace por razones prácticas y no implica que se estén descartando posibles fuentes que estarán disponibles en el futuro. Es muy probable que en el mediano plazo aparezcan nuevos proyectos candidatos basados en fuentes renovables no convencionales o en tecnologías limpias de carbón o gas, dado que el gran interés mundial en estas fuentes está impulsando rápidamente su desarrollo tecnológico. Estas nuevas opciones serán integradas conforme aparezcan en las sucesivas revisiones del PEG.

10.6 Características de los proyectos candidatos Los proyectos candidatos que se consideraron para definir el PEG se enumeran en la Tabla 10-3, en donde se incluyen sus principales características.


Para los proyectos fijos, la fecha de disponibilidad corresponde a la programación de entrada en funcionamiento. Para los proyectos libres esta fecha es la más temprana en la que son considerados para la optimización del plan de referencia. En el período 2012-2021 no se considera ningún candidato libre basado en combustibles fósiles debido a la política energética nacional, a excepción de las obras en construcción y de unidades para sustitución de plantas térmicas viejas. En el horizonte lejano se permiten candidatas térmicas únicamente como referencia.

Tabla 10-3 Características de proyectos candidatos

Nombre Disponib Tipo Pot Gen Prom Emblase Prod Combust Indispon

a partir Anual Util Específic principal

MW GWh hm3 kWh/littro %

1. PROYECTOS HIDROELECTRICOS

Pirrís oct‐11 Fijo 134 551 30 10%

Cubujuquí may‐12 Fijo 22 10%

Tacares dic‐12 Fijo 7 10%

Toro 3 feb‐13 Fijo 50 213 ‐ 10%

Anonos jun‐13 Fijo 4 10%

Balsa Inferior sep‐13 Fijo 38 122 10%

Capulín ene‐15 Fijo 49 205 1.28 10%

Chucás jun‐14 Fijo 50 259 2.3 10%

Torito ene‐15 Fijo 50 305 0.157 10%

Cachí 2 abr‐14 Fijo 157 980 36.2 10%

Reventazón ene‐16 Fijo 305 1 560 118.5 10%

Diquís ene‐19 Libre 631 3 050 1867 10%

Pacuare ene‐19 Libre 158 749 225 10%

Savegre ene‐19 Libre 178 700 121 10%

RC‐500 ene‐20 Libre 58 266 1.3 10%

Brujo1 ene‐20 Libre 80 314 0.37 10%

Brujo2 ene‐20 Libre 68 267 0.7 10%

Ayil ene‐25 Libre 153 753 10%

Toro Amarillo ene‐25 Libre 59 249 10%

Los Llanos ene‐18 Libre 85 534 10%

Hidro Proyecto1 ene‐17 Libre 50 241 ‐ 10%




Subtotal 2 129 10 383

2. PROYECTOS TERMOELECTRICOS

Garabito ene‐11 Fijo 200 variable 4.48 búnker 15%

Moín CC 1 ene‐15 Libre 93 variable 4.60 diésel 15%

Moín CC 2 ene‐15 Libre 93 variable 4.60 diésel 15%

Turbina Proyecto1 ene‐16 Libre 80 variable 2.99 diésel 15%




MMV Proyecto1 ene‐17 Libre 100 variable 4.48 búnker 15%




Carbón1 ene‐18 Libre 300 variable 2.53 carbón 15%




Subtotal 3 205

CARACTERISTICAS DE LOS PROYECTOS CANDIDATOS


(continuación)

La Tabla 10-4 muestra los costos de inversión de estos proyectos. Estos costos no son directamente comparables entre proyectos de tecnologías distintas, porque las características de la generación que aporta cada proyecto pueden ser muy diferentes.

Nombre Disponib Tipo Pot Gen Prom Emblase Prod Combust Indispon

a partir Anual Util Específic principal

MW GWh hm3 kWh/littro %

3. PROYECTOS GEOTERMOELECTRICOS

Pailas oct‐11 Fijo 35 263 10%

Geotérmico Proyecto1 ene‐18 Libre 35 272 10%




Subtotal 210 1,623

4. PROYECTOS EOLOELECTRICOS

Los Santos sep‐11 Fijo 13 40 ‐

Valle Central may‐12 Fijo 15 40 ‐

Chiripa ene‐15 Libre 50 181 ‐

Eólico Proyecto2 ene‐16 Libre 50 181 ‐




Subtotal 215 764

5. PROYECTOS BIOMASICOS

Cutres dic‐12 Libre 3 6 bagazo ‐

CATSA dic‐12 Libre 8 16 bagazo ‐

El Palmar dic‐12 Libre 5 10 bagazo ‐

Subtotal 8 16

OBSERVACIONES

a. Tipo: se refiere a si el proyecto es:

Fijo: se incluye en el plan en forma obligatoria en una fecha predeterminada

Libre: su inclusión y fecha de entrada resulta de la optimización del plan

b. La producción específica de los proyectos de carbón está en MW/tonelada

c. Térmico disponible para escenarios de sensibilidades. No están permitidos en el plan base, excepto Moín CC


Tabla 10-4 Costos de los proyectos

Fuente Modulo Vida Inversión Inversión Inversión Costo Fijo Costo Fijo Costo Anual Costo AnualPotencia Económ Unitaria Anual O&M unit O&M Unitario Total

MW años $/kW mill $ mill$/año $/kW/año mill $/año $/año-kW mill$/año

CATSA Biom 8.0 20 1,625 13 1.7 31.5 0.25 248.98 1.99Cutris Biom 3.0 20 1,625 5 0.7 31.5 0.09 248.98 0.75El Palmar Biom 5.0 20 1,625 8 1.1 31.5 0.16 248.98 1.24Chiripa Eólic 50.0 20 2,448 122 16.4 106.4 5.32 434.14 21.71Eólico Proyecto 2 Eólic 50.0 20 2,448 122 16.4 106.4 5.32 434.14 21.71Eólico Proyecto 3 Eólic 50.0 20 2,448 122 16.4 106.4 5.32 434.14 21.71Eólico Proyecto 4 Eólic 50.0 20 2,448 122 16.4 106.4 5.32 434.14 21.71Eólico Proyecto 5 Eólic 50.0 20 2,448 122 16.4 106.4 5.32 434.14 21.71Los Santos Eólic 12.5 20 2,448 31 4.1 106.4 1.33 434.14 5.43Valle Central Eólic 15.0 20 3,584 54 7.2 106.4 1.60 586.30 8.79Geotérmico Proyecto 1 Geot 35.0 25 4,227 148 18.9 100.4 3.51 639.39 22.38Geotérmico Proyecto 2 Geot 35.0 25 4,227 148 18.9 100.4 3.51 639.39 22.38Geotérmico Proyecto 3 Geot 35.0 25 4,227 148 18.9 100.4 3.51 639.39 22.38Geotérmico Proyecto 4 Geot 35.0 25 4,227 148 18.9 100.4 3.51 639.39 22.38Pailas Geot 35.0 25 5,852 205 26.1 100.4 3.51 846.51 29.63Anonos Hidro 3.6 40 3,088 11 1.3 235.9 0.85 610.50 2.20Ayil Hidro 138.0 40 4,949 683 82.8 32.6 4.50 632.91 87.34Balsa Inferior Hidro 37.5 40 3,254 122 14.8 64.2 2.41 459.01 17.21Brujo 1 Hidro 70.0 40 2,632 184 22.3 45.4 3.18 364.70 25.53Brujo 2 Hidro 60.0 40 3,322 199 24.2 49.5 2.97 452.44 27.15Cachí 2 Hidro 160.0 40 922 148 17.9 28.7 4.59 140.60 22.50Capulín Hidro 48.7 40 2,688 131 15.9 55.6 2.71 381.62 18.58Chucás Hidro 50.0 40 2,704 135 16.4 54.8 2.74 382.75 19.14Cubujuquí Hidro 21.6 40 3,254 70 8.5 87.3 1.88 482.03 10.41Diquís Hidro 608.0 40 2,926 1,779 215.8 13.7 8.32 368.68 224.16Diquís Minicentral Hidro 23.0 40 0 0 0.0 84.3 1.94 84.27 1.94Hidro Proyecto 1 Hidro 50.0 40 2,912 146 17.7 54.8 2.74 407.97 20.40Hidro Proyecto 2 Hidro 50.0 40 2,912 146 17.7 54.8 2.74 407.97 20.40Hidro Proyecto 3 Hidro 50.0 40 2,912 146 17.7 54.8 2.74 407.97 20.40Hidro Proyecto 4 Hidro 50.0 40 2,912 146 17.7 54.8 2.74 407.97 20.40Los Llanos Hidro 122.0 40 2,390 292 35.4 40.8 4.98 330.67 40.34Pacuare Hidro 158.0 40 3,535 558 67.7 28.9 4.57 457.67 72.31Pirrís Hidro 128.0 40 3,704 474 57.5 32.5 4.16 481.84 61.68RC-500 Hidro 58.4 40 3,712 217 26.3 50.2 2.93 500.50 29.23Reventazón Hidro 292.0 40 4,198 1,226 148.7 20.6 6.01 529.83 154.71Reventazón Minicentral Hidro 13.5 40 0 0 0.0 113.3 1.53 113.27 1.53Savegre Hidro 178.0 40 4,352 775 94.0 28.7 5.11 556.67 99.09Tacares Hidro 7.0 40 3,162 22 2.7 163.1 1.14 546.69 3.83Torito Hidro 50.0 40 3,490 175 21.2 54.8 2.74 478.13 23.91Toro 3 Hidro 49.7 40 3,102 154 18.7 55.0 2.73 431.27 21.43Toro Amarillo Hidro 59.2 40 2,225 132 16.0 49.9 2.95 319.78 18.93Carbón 1 Térm 300.0 20 2,899 869.63 116.43 31.5 9.44 419.56 125.87Carbón 2 Térm 300.0 20 2,899 869.63 116.43 31.5 9.44 419.56 125.87Carbón 3 Térm 300.0 20 2,899 869.63 116.43 31.5 9.44 419.56 125.87Carbón 4 Térm 300.0 20 2,899 869.63 116.43 31.5 9.44 419.56 125.87Garabito Térm 200.0 20 1,947 389 52.1 31.5 6.30 292.16 58.43MMV Proyecto 1 Térm 100.0 20 1,947 195 26.1 31.5 3.15 292.16 29.22MMV Proyecto 2 Térm 100.0 20 1,947 195 26.1 31.5 3.15 292.16 29.22MMV Proyecto 3 Térm 100.0 20 1,947 195 26.1 31.5 3.15 292.16 29.22MMV Proyecto 4 Térm 100.0 20 1,947 195 26.1 31.5 3.15 292.16 29.22Moín CC Térm 315.0 15 950 299 43.9 31.5 9.92 170.99 53.86Turbina Proyecto 1 Térm 80.0 20 1,001 80 10.7 31.5 2.52 165.54 13.24Turbina Proyecto 2 Térm 80.0 20 1,001 80 10.7 31.5 2.52 165.54 13.24Turbina Proyecto 3 Térm 80.0 20 1,001 80 10.7 31.5 2.52 165.54 13.24Turbina Proyecto 4 Térm 80.0 20 1,001 80 10.7 31.5 2.52 165.54 13.24

COSTO ANUAL FIJO DE INVERSION Y OPERACIONdic-10


10.6.1 Costo unitario y monómico de los proyectos candidatos El costo unitario de instalación y el costo monómico de los proyectos hidroeléctricos, eólicos y geotérmicos se muestra en la Tabla 10-5 y se grafican en la Figura 10-4 y Figura 10-5.

Tabla 10-5 Costos unitarios de instalación y producción

Figura 10-4 Costo unitario de instalación

ProyectoVida O&M Total

económica Overnigth FacCap Cost Capit AnualMW GWh años mill$ mill$ mill$ mill$ mill$ fp $/kW $/kWh

Chiripa 50 181 20 113 1.084 122 16 5.32 22 41% 2 259 0.120Eólico Proyecto 2 50 181 20 113 1.084 122 16 5.32 22 41% 2 259 0.120Los Santos 13 40 20 28 1.084 31 4 1.33 5 37% 2 259 0.136Valle Central 15 40 20 50 1.076 54 7 1.60 9 30% 3 331 0.220Geotérmico Proyecto 1 35 272 25 126 1.176 148 19 3.51 22 89% 3 593 0.082Pailas 35 263 25 174 1.176 205 26 3.51 30 86% 4 974 0.113Ayil 138 753 40 548 1.246 683 83 4.50 87 62% 3 971 0.116Balsa Inferior 38 122 40 109 1.115 122 15 2.41 17 37% 2 918 0.141Brujo 1 70 314 40 152 1.210 184 22 3.18 26 51% 2 176 0.081Brujo 2 60 267 40 165 1.210 199 24 2.97 27 51% 2 746 0.102Capulín 49 205 40 117 1.117 131 16 2.71 19 48% 2 406 0.091Chucás 50 259 40 118 1.148 135 16 2.74 19 59% 2 356 0.074Diquís 608 3 050 40 1 184 1.503 1 779 216 8.32 224 57% 1 948 0.073Hidro Proyecto 1 50 241 40 133 1.096 146 18 2.74 20 55% 2 656 0.085Los Llanos 122 534 40 241 1.210 292 35 4.98 40 50% 1 975 0.076Pacuare 158 749 40 442 1.263 558 68 4.57 72 54% 2 799 0.097Pirrís 134 551 40 559 1.253 700 85 4.36 89 47% 4 169 0.162RC-500 58 266 40 179 1.210 217 26 2.93 29 52% 3 068 0.110Reventazón 292 1 560 40 874 1.403 1 226 149 6.01 155 61% 2 992 0.099Savegre 178 700 40 640 1.211 775 94 5.11 99 45% 3 593 0.142Torito 50 305 40 147 1.191 175 21 2.74 24 70% 2 930 0.078Toro 3 50 213 40 127 1.210 154 19 2.73 21 49% 2 565 0.101Toro Amarillo 59 249 40 112 1.173 132 16 2.95 19 48% 1 897 0.076

Producción Costo IndicesCosto de Inversión

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

$/kW

Factor de Planta

Costo Unitario de Instalación

Pailas

Geot Proy

Eólico

Torito

Diquis

Reventazón

SavegreValle Central

Santos

Ayil

Balsa Inf

Toro Amarillo

Hidro

Pirrís


Figura 10-5 Costo unitario de generación

10.7 Otros proyectos privados y de empresas distribuidoras La lista de candidatos discutida en las secciones precedentes no contiene todos los proyectos que están considerando el sector privado y las empresas distribuidoras. Algunas de estas opciones de generación podrían formar parte del PEG en el futuro e integrarse al parque de plantas generadoras. Además de los nuevos esquemas que eventualmente puedan aparecer, existe una amplia cartera de proyectos actualmente bajo estudio por desarrolladores del sector privado y de las empresas distribuidoras. Estos proyectos de terceros se incluyen en el PEG una vez que existe certeza sobre la intención y la capacidad del desarrollador para llevarlo a cabo, y también cuando se conoce, aunque en forma aproximada, la fecha de entrada en operación. La inclusión de estos proyectos en el PEG no conlleva ninguna evaluación, ya que se introducen como decisiones ya tomadas por sus propietarios. Este enfoque es posible porque en general son plantas pequeñas, que son absorbidas rápidamente por el crecimiento del sistema. Conforme se integran estas plantas, los planes de los proyectos del ICE son ajustados gradualmente, sin afectar el planeamiento general de largo plazo. Las plantas genéricas que aparecen en el plan de expansión sirven para tomar en cuenta la posibilidad de estos proyectos. La mención de proyectos de terceros en el PEG es meramente informativa para los propósitos arriba indicados y no implica ningún juicio o valoración de parte del ICE, ni otorga ningún tipo de derecho o prioridad.

0.000

0.050

0.100

0.150

0.200

0.250

20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

$/kWh

Factor de Planta

Costo Unitario de Generación

Pailas

Geot Proy

Eólico

ToritoDiquis

Savegre

Reventazón

Capulín Chucás

Hidro

Valle Central

Santos

Balsa Inf

Ayil

Pirrís


10.7.1 Proyectos de empresas distribuidoras Varias empresas distribuidoras cuentan con estudios para desarrollar proyectos de generación. La producción de estos proyectos se usará para atender parcialmente la demanda de sus áreas de concesión. Entre los planes figuran tanto plantas hidroeléctricas como eólicas. El marco legal existente procura estimular que las empresas distribuidoras inviertan en nueva capacidad de generación para atender la demanda de sus clientes. También facilita la obtención de las concesiones de agua para los aprovechamientos hidroeléctricos. En abril del 2011, las ocho empresas distribuidoras del país tenían identificados los proyectos32 mostrados en la Tabla 10-6.

Tabla 10-6 Lista parcial de proyectos de generación de empresas distribuidoras

Los proyectos propiedad de las empresas distribuidoras totalizan 459 MW. Los que tienen fecha de entrada proyectada suman 350 MW, de los cuales 236 MW son hidroeléctricos y 114 MW son eólicos. La distribución en el tiempo de esta intención de agregar capacidad se muestra en la Figura 10-6.

32 Información proporcionada por las empresas distribuidoras

Proyecto Empresa Fuente MW Entrada en

Operación

Proyectada

Estado Actual Incluido en

el PEG

Los Santos CoopeSantos Eólico 13 sep‐11 Construcción sí

Valle Central CNFL Eólico 15 may‐12 Construcción sí

Cubujuquí Coopelesca Hidro 22 may‐12 Construcción sí

Tacares ESPH Hidro 7 dic‐12 Construcción sí

Canalete2 CoopeGuanacaste Hidro 18 ene‐13 Factibilidad

San Joaquín‐Los Santos CoopeSantos Hidro 29 ene‐13 Factibilidad

Anonos CNFL Hidro 4 jun‐13 Preconstrucción sí

Balsa Inferior CNFL Hidro 38 sep‐13 Construcción sí

San Buenaventura CNFL Eólico 9 sep‐13 Factibilidad

Los Leones CoopeGuanacaste Eólico 27 nov‐13 Factibilidad

Futuro Coopelesca Hidro 4 dic‐13 Prefactibilidad

Santa Clara Coopelesca Hidro 7 dic‐13 Prefactibilidad

Brasil2 CNFL Hidro 28 may‐14 Prefactibilidad

Los Angeles Coopelesca Eólico 50 jun‐14 Prefactibilidad

Torito Coopelesca Hidro 9 dic‐14 Prefactibilidad

Chocoflorencia Coopelesca Hidro 60 oct‐15 Prefactibilidad

Ciruelas CNFL Hidro 1 feb‐17 Prefactibilidad

Nuestro Amo CNFL Hidro 11 abr‐17 Preliminar

Bajos del Toro CoopeAlfaroRuiz Hidro 8 Por definir Prefactibilidad

Río Blanco ESPH Hidro 15 Por definir Factibilidad

La Virgen ESPH Hidro 27 Por definir Prefactibilidad

Los Negros2 ESPH Hidro 24 Por definir Factibilidad

Toro Amarillo ESPH Hidro 6 Por definir Preliminar

Río Piedras ESPH Hidro 7 Por definir Factibilidad

Cacao ESPH Hidro 1 Por definir Prefactibilidad

El Quijote ESPH Eólico 22 Por definir Prefactibilidad


Figura 10-6 Potencia de los proyectos de generación de empresas distribuidoras

10.7.2 Proyectos de generadores independientes Los generadores independientes de energía pueden desarrollar nuevos proyectos para el sistema interconectado, principalmente de fuentes renovables no convencionales, a través de los mecanismos de la ley de generación paralela33. En el ámbito de proyectos renovables de menos de 20 MW ha habido manifestaciones de interés para el desarrollo de plantas hidro y eólicas. Adicionalmente, de acuerdo con la política energética del ICE, es de esperar que se logre estimular una mayor participación de la generación con biomasa de los ingenios azucareros. También existen iniciativas privadas preliminares para generar electricidad a partir de desechos sólidos municipales y de residuos agrícolas. Actualmente hay cerca de 200 MW que podrían ser contratados dentro de los límites establecidos en la legislación. Se prevé que esta capacidad será llenada principalmente con hidroeléctricas y eólicas.

33 Ley No.7200 que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017MW acumulados

Proyectos de Empresas Distribuidoras

MW Hidro

MW Eólico


11 DEFINICION DE ESCENARIOS Y CASOS DE ESTUDIO El plan de expansión se construye luego de analizar en forma iterativa varios planes alternativos con diferentes escenarios. En el presente capítulo se exponen las sensibilidades realizadas para valorar el impacto de diferentes escenarios, en aspectos tales como la demanda, cambio de fechas de proyectos y la utilización de opciones térmicas. También se incluye la revisión de cuáles serían los planes óptimos si el país renuncia o fracasa en su política de utilizar sus recursos renovables para generación eléctrica. El análisis se estructuró definiendo una gran cantidad de casos. Cada uno de ellos sirvió para analizar el impacto general de introducir una sensibilidad en alguno de los supuestos del caso base. Se hizo un proceso iterativo, mediante el cual se fueron ajustando los planes, cada vez con mayor detalle. El esquema explicativo de los 25 escenarios estudiados en la penúltima iteración34 y los 17 casos para la última iteración35 se muestran en el Anexo 6. El horizonte del Plan de Expansión llega hasta el 2024, sin embargo todas las simulaciones se hicieron para un período más amplio, del 2012-2030. Cada caso tiene un plan optimizado para el escenario específico que se analiza36, excepto en los casos donde se evalúa el impacto de cambios en el corto plazo en la demanda o atrasos de proyectos.

11.1 Definición de escenarios En el presente estudio se analizó el impacto de cuatro grandes temas:

Las proyecciones de demanda El Ciclo Combinado Moín Atrasos eventuales en el corto plazo Los proyectos hidroeléctricos grandes La política energética de reducir la participación térmica

Los escenarios que abordan estos temas son los que a continuación se explican.

11.1.1 Demanda Debido a la crisis económica mundial, el comportamiento de la demanda eléctrica ha sido anormal. Bajo estas condiciones atípicas, los escenarios de crecimiento de demanda tienden a ser más separados, y su impacto en los planes son más relevantes. 34 Iteración de sensibilidades identificadas como Serie 9. 35 Iteración de sensibilidades identificada como Serie 10. 36 El óptimo corresponde a la instalación que satisfaciendo los criterios de confiabilidad brinda el mínimo costo de inversión y operación, incluyendo el costo del déficit.


Se utilizó el escenario medio modificado para generar un plan de largo plazo robusto para soportar crecimientos excepcionales en el corto plazo. Se usó la demanda alta para estimar las necesidades adicionales de capacidad en el largo plazo. También se corrieron escenarios de demanda baja.

11.1.2 Atrasos de corto plazo Estos escenarios analizan los efectos de eventuales atrasos en los programas de adición de capacidad de corto plazo. Para representar esta eventualidad, se modeló un atraso de seis meses en las fechas fijas programadas de los proyectos Cubujuquí, Valle Central, Toro 3, Balsa Inferior, Chucás, Capulín y Torito. El interés de esta sensibilidad es revisar la vulnerabilidad del suministro en el corto plazo.

11.1.3 Ciclo Combinado de Moín Se analizaron escenarios con uno, dos y tres ciclos combinados en Moín, instalados en diferentes fechas. Estas sensibilidades se usaron para determinar las necesidades de complemento térmico en el corto plazo.

11.1.4 Proyectos hidroeléctricos grandes Se revisó el efecto de cambiar la fecha de entrada de los proyectos hidro más grandes: Reventazón, Diquís, Savegre y Pacuare.

11.1.5 Política energética de reducción del térmico Con estos escenarios se visualiza el efecto de limitar las opciones térmicas de generación para lograr el propósito de reducir la dependencia de fuentes fósiles, según lo dicta la política energética y ambiental del país. Por otra parte y en sentido contrario, también se evalúa el costo de perder o no aprovechar recursos energéticos importantes, como los proyectos hidroeléctricos más grandes, ya que obligatoriamente habría que recurrir a fuentes térmicas convencionales para llenar su faltante.

11.2 Resultados de los escenarios y casos Al combinar diferentes escenarios en una gran cantidad de casos, se obtuvieron las siguientes conclusiones generales:

11.2.1 Reventazón


El proyecto Reventazón se encuentra en construcción. De acuerdo con el programa del proyecto, estará en operación al inicio de la temporada seca del 2016. Se analizó el impacto de un año de atraso en la construcción. Solo se revisó la confiabilidad y el costo operativo. El incremento del costo por prolongar el período de construcción no se evaluó. Se encontró que con el escenario medio y alto de demanda el sistema puede resistir, sin violar el criterio de confiabilidad, el atraso de un año en este proyecto, aunque incrementa el costo operativo y el costo de falla.

11.2.2 Diquís Diquís es un proyecto que resulta atractivo y económico para el sistema de generación. Si inicia en forma oportuna su fase de ejecución, el proyecto podría empezar a generar en el año 2019. La entrada en operación óptima para el escenario medio de demanda es el período 2019-2021, con un mínimo costo en el 2020. En el escenario de demanda alto es importante disponer de Diquís en el 2019. Solamente con un escenario de demanda bajo el proyecto se puede atrasar el 2025. El tamaño de Diquís es suficiente para atender el crecimiento de la demanda durante dos o tres años sin necesidad de nuevas adiciones de generación. Diquís es fundamental para cumplir los objetivos de política energética del país. Sin este proyecto, no es posible llenar la demanda exclusivamente con fuentes renovables. Se debe recurrir a generación térmica a partir del 2024-2026.

11.2.3 Savegre y Pacuare Savegre y Pacuare, conjuntamente con Reventazón y Diquís, conforman el mayor potencial de recursos hidroeléctricos estudiados. Con la entrada en línea de Diquís cerca del 2020, Savegre y Pacuare no son necesarios sino hasta después del 2024, y conforman la reserva de recursos renovables más importante para la última parte de la década del 2020-2030. No obstante, si Diquís se atrasa o no se construye, estos proyectos se deben adelantar, e idealmente construir uno de ellos en el 2019.

11.2.4 Ciclo Combinado de Moín Este proyecto se perfila como la mejor opción para aumentar el complemento térmico que requiere el sistema de generación.


Idealmente al menos uno de los ciclos se requiere para el verano del 2014. Sin embargo, el tiempo de ejecución no hace posible esta opción. Para el escenario medio modificado de demanda son necesarios dos ciclos combinados en el 2015. La instalación del tercer ciclo depende de la evolución del plan de expansión. Con el programa deseado, basado fundamentalmente en renovables, no se requiere sino después del 2027. Sin embargo, de fallar este programa, puede ser necesario adelantar el tercer ciclo al 2019.

11.2.5 Instalación de corto plazo La instalación prevista de corto plazo (2012-2016) es suficiente para atender la demanda en ese período. A excepción del año 2014, donde hay un estrecho margen de reserva, la capacidad instalada es suficiente para atender el escenario de demanda media modificado. El plan de expansión puede sufrir atrasos de seis meses en varios proyectos en el corto plazo, sin comprometer los criterios de confiabilidad, cuando se analizan bajo un escenario medio de demanda.

11.2.6 Capacidad térmica La política energética nacional de limitar la generación eléctrica a partir de recursos fósiles se ha incorporado en la elaboración del plan de expansión. Para escenarios medio de demanda, es posible elaborar planes sin más capacidad térmica en el horizonte 2012-2024 sin incurrir en sobrecostos, siempre y cuando las opciones previstas se puedan realizar. Más allá del horizonte del plan es necesario recurrir a plantas térmicas grandes, dada la falta de plantas candidatas de fuentes renovables. En el 2028 podría ser necesario tener que recurrir a plantas térmicas de 300 MW, de carbón o gas natural, para mantener un plan de mínimo costo. Con escenarios sin el proyecto Diquís resulta imposible o extremadamente costoso elaborar un plan sin recurrir fuertemente al térmico. Lo mismo sucede si se debe enfrentar un escenario alto de demanda.


12 PLAN DE REFERENCIA El Plan de Referencia es un paso previo para obtener el Plan de Expansión Recomendado. El plan de referencia es el que contiene la columna vertebral de la expansión necesaria para garantizar la confiabilidad de la atención futura de la demanda. Se construye a partir del análisis de los casos y sensibilidades. El plan de referencia se hace para el escenario de demanda medio-modificado, definido como se explicó en la sección 6.2 Proyección del máximo crecimiento previsible. La capacidad del plan para satisfacer esta demanda se puede ver en el gráfico de energía no servida, Figura 12-1.

Figura 12-1 Déficit de energía mensual por serie hidrológica. Plan de Referencia

El plan está balanceado para que atienda la demanda. Unicamente en el año 2014, bajo la demanda media-modificada, hay una condición ajustada que excede ligeramente los límites de los criterios de confiabilidad, tal como se discutió en la sección 11.2.5 Instalación de corto plazo. En la presente revisión del plan de expansión se considera: Corto plazo

Culminación exitosa y según programas de los proyectos actualmente en construcción

Incorporación de todos los proyectos tipo BOT que han sido adjudicados Construcción de dos ciclos combinados en Moín, usando cuatro de las seis turbinas

de gas existentes. Mediano plazo

Culminación exitosa de Reventazón en la fecha prevista Adición de nuevos proyectos de propiedad privada y de empresas distribuidoras Instalación de nuevos proyectos geotérmicos Construcción de Diquís

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

ene

-13

ene

-14

ene

-15

ene

-16

ene

-17

ene

-18

ene

-19

ene

-20

ene

-21

ene

-22

ene

-23

ene

-24

ene

-25

ene

-26

ene

-27

ene

-28

ene

-29

ene

-30

Dé

fic

it (

GW

h)

2% de demanda


Horizonte de referencia Ejecución de Savegre y Pacuare Plantas térmicas grandes cuando se agoten los recursos renovables disponibles

En el caso de Diquís, se ha construido un plan de referencia visualizando la eventualidad de un atraso en su fecha de entrada, y se ha modelado en el 2021 en lugar del 2019. Un proyecto grande como Diquís está sujeto a meticulosos escrutinios sociales y existe un riesgo de atraso importante en su ejecución. Esta medida se ha tomado para prever las acciones a tomar en caso de un atraso, dado el gran impacto que puede tener el cambio de fecha de un proyecto grande. El plan de referencia se muestra en la Tabla 12-1.

Tabla 12-1 Plan de Expansión de Referencia

2 590




6 Moín 1 Térm ‐19.5 2 594

12 CATSA Biom 8.0 2 602




2 Toro 3 Hidro 49.7 2 666






6 Cachí Hidro ‐105.0 2 672

9 Cachí 2 Hidro 158.4 2 831

10 Moín 2 Térm ‐130.5 2 700



1 CC Moín 1 Térm 93.0 2 892

1 CC Moín 2 Térm 93.0 2 985




2017 13 355 2.5% 2 182 2.6% 3 340







1 RC‐500 Hidro 58.4 3 654



2022 16 646 4.2% 2 719 4.4% 4 304

2023 17 381 4.2% 2 838 4.2% 4 304

2024 18 148 4.2% 2 962 4.2% 4 304

2025 18 949 4.2% 3 091 4.2% 1 Pacuare Hidro 158.0 4 462


1 Toro Amarillo Hidro 59.0 4 556

2027 20 654 4.2% 3 371 4.1% 1 Savegre Hidro 180.0 4 736

2028 21 559 4.2% 3 520 4.3% 1 Carbón 1 Térm 300.0 5 036

2029 22 504 4.2% 3 676 4.2% 5 036




Año DEMANDA OFERTA

Energía

GWh

% crec Pot

MW

% crec Mes Proyecto Fuente Potencia

MW

Cap

Instalada

Capacidad Instalada al: 2011

2012 10 441 1 706

2013 11 132 6.2% 1 815 6.0%

2014 11 877 6.3% 1 939 6.4%

2015 12 681 6.3% 2 068 6.3%

2016 13 018 2.6% 2 125 2.7%

2020 15 212 5.1% 2 481 5.0%

2021 15 943 4.6% 2 600 4.6%

2026 19 784 4.2% 3 231 4.3%

2030 23 489 4.2% 3 836 4.2%


13 PLAN DE EXPANSION RECOMENDADO El Plan de Expansión Recomendado se obtiene del análisis y optimización de diferentes planes de expansión que satisfacen la política institucional y nacional de reducir la utilización de combustibles fósiles, al mismo tiempo que estimulan el desarrollo de fuentes renovables disponibles en el país. La formulación de escenarios fidedignos de demanda es muy difícil en épocas de crisis severas como la que actualmente atraviesa la economía mundial. Se ha preferido adoptar una posición cautelosa, utilizado el escenario medio de las proyecciones, que proyecta un crecimiento optimista de la demanda. Adicionalmente en el corto plazo se incrementa la demanda para asegurar que la instalación del plan es suficiente para cubrir el máximo crecimiento previsible en el futuro inmediato. Para analizar las plantas térmicas se utilizó la proyección media de precios de combustibles. Es de notar que con la aplicación de la política nacional de reducir la dependencia de combustibles fósiles, el precio solo afecta el costo de operación, y no es tan relevante como en otras oportunidades para definir inversiones, ya que no se plantean nuevas plantas térmicas. De las simulaciones realizadas se obtiene un plan de expansión óptimo, coherente con las políticas institucionales de desarrollo de fuentes renovables, el cual se presenta en la Tabla 13-1. Este Plan implica un programa agresivo de estudio, preparación y financiamiento de plantas basadas en fuentes renovables. La ejecución de este programa permitirá, en el mediano y largo plazo, atender el crecimiento de la demanda sin un aumento en la potencia térmica instalada. El Plan responde a los siguientes objetivos de largo plazo de la política energética nacional:

Reducir aún más en el futuro la utilización de derivados del petróleo. Reducir aún más en el futuro las emisiones de gases de efecto invernadero. Promover la utilización de fuentes energéticas renovables. Participar activamente en el Mercado Eléctrico Regional. Incorporar la inversión privada en el desarrollo de nueva generación.

El Plan contempla por lo tanto un programa de instalación de plantas de energía renovable y la optimización del térmico existente, a través del cierre del ciclo de vapor en las turbinas de Moín. El Plan de Expansión ha sido desarrollado y evaluado para atender estrictamente la demanda nacional sin importación de faltantes y sin exportación de excedentes. Está diseñado para que el parque de generación sea económico, suficiente y adecuado para garantizar la satisfacción de la demanda, aun en períodos críticos de sequía. Para lograr esta condición de diseño, la instalación programada provocará normalmente excedentes en los períodos húmedos. Con la entrada de proyectos hidroeléctricos grandes, como Reventazón y Diquís, es posible participar en el Mercado Eléctrico Regional con contratos de mediano plazo, en donde se


valoricen y aprovechen los naturales excedentes que producen estas plantas en sus primeros años de operación. La implementación de este programa supone que el país podrá desarrollar oportunamente sus mejores recursos hidroeléctricos, que incluyen a Reventazón, Diquís, Pacuare y Savegre, más una serie de proyectos menores de energía renovable. Este plan es el que, satisfaciendo todos los criterios de planeamiento, logra el menor costo total del sistema. Para efectos de planificación, los elementos más sobresalientes del PEG son tres: a) el efecto de la crisis económica mundial que afecta la demanda eléctrica, b) la necesidad de iniciar la construcción del ciclo combinado Moín y c) completar la preparación del proyecto Diquís. Otros aspectos importantes con relación al Plan Recomendado son:

La participación del sector privado en el Plan Recomendado en el corto plazo es importante. Se espera la integración de varios ingenios, tanto dentro de la zafra como fuera de ella, más la construcción de varios proyectos BOT (Buitl-Operate-Transfer) hidroeléctricos y uno eólico.

El Plan Recomendado supone que el ICE, el sector privado y las empresas

distribuidoras tendrán capacidad para preparar proyectos renovables factibles, y que serán construidos en el mediano y largo plazo. Las empresas distribuidoras podrían aportar nueva capacidad de generación, adicional a las plantas hidroeléctricas que actualmente están en construcción.

El nivel de penetración eólica en el plan supone que, en el futuro cercano, avances

tecnológicos y económicos permitirán aumentar significativamente el aprovechamiento de esta promisoria fuente de energía, así como la implementación de medidas de compensación en el sistema de transmisión y la operación del sistema.

La independencia total de los hidrocarburos se dará en tanto se logren desarrollar

combustibles alternativos para las plantas térmicas, como se espera con los biocombustibles.


Tabla 13-1 Plan de Expansión Recomendado

13.1 Plan Recomendado y Plan de Referencia El Plan de Expansión de la Generación Recomendado es similar al Plan de Referencia, pero con la programación de Diquís en el año 2019, fecha más temprana de entrada en operación.

2 590




6 Moín 1 Térm ‐19.5 2 594

12 CATSA Biom 8.0 2 602




2 Toro 3 Hidro 49.7 2 666






6 Cachí Hidro ‐105.0 2 672

9 Cachí 2 Hidro 158.4 2 831

10 Moín 2 Térm ‐130.5 2 700



1 CC Moín 1 Térm 93.0 2 892

1 CC Moín 2 Térm 93.0 2 985




2017 12 998 5.0% 2 120 4.9% 3 340









1 RC‐500 Hidro 58.4 4 304

2021 15 943 4.6% 2 600 4.6% 4 304

2022 16 646 4.2% 2 719 4.4% 4 304

2023 17 381 4.2% 2 838 4.2% 4 304

2024 18 148 4.2% 2 962 4.2% 4 304


Año DEMANDA OFERTA

Energía

GWh

%crec Pot

MW

%crec Mes Proyecto Fuente Pot

MW

Cap

Instalada

Capacidad efectiva instalada a diciembre 2011:

2014 11 151 4.9% 1 820 4.8%

2013 10 605 4.9% 1 732 4.8%

2012 10 087 1 649

2016 12 345 5.0% 2 016 5.1%

2015 11 730 4.9% 1 913 4.9%

2020 15 212 5.1% 2 481 5.0%

2019 14 430 5.1% 2 357 5.3%


Mantiene los proyectos menores del Plan de Referencia entre los años 2019 y 2021, para prever un programa alternativo de preparación y ejecución de proyectos en caso de un atraso de Diquís. Conforme la fecha de entrada de este último sea mejor conocida será posible descartar o atrasar estos proyectos alternativos. A diferencia del Plan de Referencia, el Plan Recomendado se simula usando el escenario medio de demanda.


14 CARACTERISTICAS DEL PLAN RECOMENDADO En este capítulo se analizan las características del Plan Recomendado, para el período de planeamiento 2012-2024.

14.1 Capacidad Instalada y Generación El crecimiento esperado de la capacidad instalada puede verse en la Figura 14-1. Hacia finales del período la capacidad instalada alcanza los 4 300 MW, con una tasa de crecimiento anual del 4.0% entre el 2011 y el 2024.

Figura 14-1 Capacidad instalada por fuente

En la Tabla 14-1 y la Figura 14-2 se muestra el porcentaje de capacidad instalada total de las diferentes fuentes en el período 2011-2024.

Tabla 14-1 Composición por fuente de la nueva capacidad

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

MW

Potencia instalada

Hidro

Geot

Eól+Biom

Térm

Año Hidro Geot Eól+Biom Térm Total

2011 65% 8% 6% 21% 100%

2012 66% 7% 8% 19% 100%

2013 67% 7% 7% 19% 100%

2014 72% 7% 7% 14% 100%

2015 67% 6% 8% 18% 100%

2016 70% 6% 7% 17% 100%

2017 70% 6% 7% 17% 100%

2018 69% 7% 7% 17% 100%

2019 74% 7% 6% 14% 100%

2020 72% 7% 8% 13% 100%

2021 72% 7% 8% 13% 100%

2022 72% 7% 8% 13% 100%

2023 72% 7% 8% 13% 100%

2024 72% 7% 8% 13% 100%

Porcentaje de instalación por fuente


Figura 14-2 Composición de la nueva instalación por fuente

En la Figura 14-3 se comparan los promedios de la capacidad instalada total y la generación por cada tipo de fuente para el período 2011-2024. La hidroelectricidad, con un 70% de la capacidad instalada, en promedio contribuye con un 79% de la generación esperada anual. Por su parte, las plantas térmicas, con 15% de la capacidad contribuyen en promedio con un 2% de la generación. La geotérmica con un 7% de la capacidad instalada contribuye con un 12% de la generación del sistema. Finalmente, la energía eólica y la biomásica, con un 8% de la capacidad instalada contribuyen con un 7% de la generación total.

Figura 14-3 Porcentaje de instalación y generación por fuente al 2024

La Tabla 14-2 muestra la generación esperada anual para el Plan Recomendado.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

Porcentaje de instalación por fuente

Térm

Eól+Biom

Geot

Hidro


Tabla 14-2 Generación esperada por fuente

Es importante señalar que la generación térmica, por su carácter de complemento, así como la generación hidroeléctrica, dependen de las condiciones climáticas que se presenten, y en ese sentido, los valores dados en la Tabla 14-2 son “esperados”, es decir, corresponden a un promedio de 46 escenarios hidrológicos analizados mediante el modelo de simulación SDDP. En el Anexo A1 se muestra la generación esperada para cada una de las plantas del sistema interconectado. El Anexo A2 muestra el consumo de combustibles esperado para cada una de las plantas térmicas y el Anexo A3 calcula el costo operativo unitario de las plantas térmicas. Estas proyecciones son estimaciones para planeamiento de largo plazo. Pronósticos detallados del corto plazo son elaborados por el Centro Nacional de Control de Energía (CENCE) para planeamiento operativo.

14.2 Déficit de Energía La energía no servida para las 46 series hidrológicas se muestra en Figura 14-4. Los déficits mostrados en esta figura cumplen con el criterio de confiabilidad explicado en la sección 9.5 Criterio de confiabilidad.

Año Hidro Geotérmico Eólico+Biomasa Térmico Total

2013 8 217 1 451 601 336 10 605

2014 8 642 1 410 594 503 11 149

2015 9 278 1 339 791 322 11 730

2016 9 937 1 339 785 285 12 345

2017 10 394 1 369 801 434 12 998

2018 10 695 1 657 790 547 13 689

2019 11 743 1 851 782 54 14 430

2020 12 062 2 023 1 110 16 15 212

2021 12 717 2 093 1 131 3 15 943

2022 13 294 2 123 1 139 90 16 646

2023 13 836 2 184 1 161 200 17 381

2024 14 320 2 216 1 180 431 18 147

Generación anual esperada

GWh


Figura 14-4 Déficit de energía mensual por serie hidrológica

Se observa que en el corto plazo el plan es robusto y tiene una holgura, que se manifiesta en la ausencia de pequeños déficits de generación. También se puede notar la holgura por los proyectos menores en el 2019 y 2020, previstos como respaldo ante eventuales atrasos de Diquís.

14.3 Emisiones Las emisiones del sistema dependen de la composición del parque generador. El PEG mantiene el balance de fuentes que actualmente existe. Las emisiones unitarias inventariadas del sistema de generación37 para el año 2010 fueron del orden de 96 ton CO2/GWh. Como las emisiones unitarias dependen de la composición del parque generador y el PEG mantiene el balance actual de fuentes utilizadas, es de esperar que el factor de emisiones se mantenga por debajo de las 100 ton CO2/GWh.

14.4 Costos Marginales de Corto Plazo Un aspecto importante en cuanto a los resultados de la modelación de los planes de expansión son los costos marginales de corto plazo (CMCP). La Figura 14-5 muestra los costos marginales promedio mensuales para el Plan Recomendado obtenidos por el SDDP. El valor promedio para el horizonte 2013-2024 es de USD45.14/MWh.

37 Factores para el cálculo de emisiones de gases de efecto invernadero del sistema eléctrico nacional y su aplicación a un inventario del año 2010. CENPE. Marzo 2011

0

10

20

30

40

50

60

70

ene‐13

ene‐14

ene‐15

ene‐16

ene‐17

ene‐18

ene‐19

ene‐20

ene‐21

ene‐22

ene‐23

ene‐24

Déficit GWh 2% de la demanda


Figura 14-5 Costo Marginal de Corto Plazo

En el período del plan los CMCP están deprimidos por la sobre-instalación de reserva en el corto plazo y por el efecto de Diquís en el mediano plazo. El CMCP exhibe un claro patrón estacional por el alto componente hidroeléctrico del sistema. La Figura 14-6 muestra que en la época seca el CMCP sube para luego descender en la estación lluviosa.

Figura 14-6 Promedio Mensual del Costo Marginal de Corto Plazo

14.5 Costos Marginales de Largo Plazo de Generación La estimación del Costo Marginal Promedio de Largo Plazo de Generación se calcula de forma práctica con el concepto del Costo Incremental Promedio de Largo Plazo de Generación (CILP). Este valor indica el costo medio que a largo plazo representa atender un incremento unitario de demanda en el sistema de generación. El cálculo del CILP se realiza bajo el siguiente procedimiento:

Se proyecta la demanda a abastecer en el período de expansión considerado.

0

50

100

150

200

250

300

ene‐13

ene‐14

ene‐15

ene‐16

ene‐17

ene‐18

ene‐19

ene‐20

ene‐21

ene‐22

ene‐23

ene‐24

USD

/MWh

Costo Marginal Corto Plazo

0

20

40

60

80

100

120


USD

/MWh

Promedio mensual CMCP 2013‐2024


Se determina el Plan de Expansión, entendiéndose este último como el programa de costo mínimo de obras y proyectos de generación necesarios para cubrir el crecimiento de la demanda de electricidad proyectada y que cumple con los criterios de confiabilidad.

Utilizando un modelo de despacho hidrotérmico, en este caso el SDDP, se calcula un

despacho optimizado, de donde se obtienen los costos variables de operación y mantenimiento, y los costos de falla del sistema para cada uno de los años analizados.

Se calcula el costo total anual como la suma del costo de inversión anualizado de las

obras contempladas en el Plan de Expansión, incluyendo sus cargos fijos de operación y mantenimiento, los costos variables de operación y mantenimiento, los costos de combustibles, y el costo de falla.

El costo incremental de largo plazo se calcula mediante la siguiente fórmula:

n

1tt

t

n

1tt

t

i)(1

DΔi)(1

CΔ

CILP

donde Ct representa la variación del costo total del año t respecto al año t-1, y Dt representa la variación de la energía demandada, del año t respecto al año t-1 Este es el costo de producción del kWh marginal para el sistema eléctrico en su conjunto. Para el cálculo anterior es importante realizar un análisis de largo plazo, para que los costos de inversión queden correctamente reflejados. La Tabla 14-3 muestra el cálculo del CILP, considerando precios de mercado de diciembre del 2010, que resulta ser $94/MWh, si se considera el período 2014-2024.


Tabla 14-3 Costo Incremental de Largo Plazo

Es importante recalcar que el supuesto básico para la aplicación de los principios marginalistas es que exista un balance óptimo de oferta-demanda, condición que normalmente no se presenta. La utilización del CILP como parámetro tarifario presenta problemas de definición. La imposibilidad de cumplir todos los supuestos de la teoría marginalista hace que el cálculo de este parámetro produzca resultados inestables. En Figura 14-7 se muestra como fluctúa el CILP según sea el período que se tome en consideración.

Nota: Los valores ajustados (“Ajustado”) se obtienen a partir de una curva de ajuste polinómica de los costos totales del plan, mientras que los valores reales (“Real”) se refieren a los valores de inversión tal y como se presentan en el plan.

Figura 14-7 Variación del CILP según el período considerado

Año Costos Fijos

Total Increm Oper. e Inver. Comb+O&M Falla Total Anual Increm Total Increm

GWh GWh mill.$ mill.$ mill.$ mill.$ mill.$ mill.$ mill.$ mill.$

2013 10 605 159 54.22 0.06 54.28 213 185

2014 11 151 547 93 84.03 2.42 86.45 179 ‐34 244 58

2015 11 730 579 192 46.79 0.00 46.79 239 60 303 59

2016 12 345 615 349 40.97 0.00 40.97 389 150 362 59

2017 12 998 653 349 65.54 0.08 65.62 414 25 423 60

2018 13 692 694 371 87.39 2.82 90.21 461 47 484 61

2019 14 430 737 620 8.13 0.00 8.13 628 167 546 63

2020 15 212 782 735 2.49 0.00 2.49 738 110 610 64

2021 15 943 731 735 0.55 0.00 0.55 736 ‐2 676 66

2022 16 646 703 735 14.77 0.21 14.98 750 14 744 68

2023 17 381 735 735 33.00 0.43 33.43 769 18 813 70

2024 18 148 767 735 73.74 1.96 75.70 811 42 885 72

2025 18 950 801 808 91.32 0.99 92.31 900 89 960 74

2026 19 784 835 849 123.29 3.55 126.84 976 76 1 037 77

2027 20 654 870 948 135.27 22.37 157.63 1 106 130 1 117 80

2028 21 560 906 1 074 161.09 1.69 162.78 1 237 131 1 200 83

2029 22 505 945 1 074 225.80 1.37 227.17 1 301 64 1 286 86

2030 23 489 984 1 116 280.91 7.31 288.21 1 404 103 1 376 90

Valor Presente

Tasa de actualización: 12% Año inicial: 2014 Año final: 20243 930 2 573 275 5 280 2 853 324 2 871 369

Costo Incremental de Largo Plazo con curva de costos ajustada

CILP: 0.0939

CALCULO DEL COSTO INCREMENTAL DE LARGO PLAZO

Demanda Costos Variables Costo Total Curva de Costo Ajustada

Nivel de Precios Año: dic-10

0.00

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

2014‐2024

2015‐2024

2016‐2024

2017‐2024

2018‐2024

2019‐2024

2020‐2024

2021‐2024

$/kWh

Variación del CILP según el períodoCILP CILP Ajust


El CILP representa un promedio del costo de generación a largo plazo, incluyendo todos los diferentes tipos de proyectos del Plan de Expansión, tales como proyectos hidroeléctricos de embalse, proyectos hidroeléctricos de filo de agua, proyectos térmicos, proyectos geotérmicos, etc. El costo o beneficio de un proyecto particular no puede obtenerse directamente del CILP, pues dependerá de la contribución que ese proyecto haga al sistema de acuerdo a su patrón de generación. Aunque no se recomienda su utilización para estudios de detalle, el CILP puede usarse con cautela en estudios muy preliminares.

14.5.1 Estructura estacional Para estimar la variación estacional y horaria de los costos de la energía, se utilizan los costos marginales de corto plazo. Para ese efecto se ha considerado la estructura horaria-estacional mostrada en la Tabla 14-4.

Tabla 14-4 Definición de los períodos horario-estacionales

Los costos marginales de corto plazo del plan de expansión recomendado se han promediado para cada una de las bandas horario-estacionales del período 2013-2024 y se muestran en la Tabla 14-5. Según la teoría económica, la remuneración que por energía deberían recibir las plantas que son despachadas en un hipotético mercado perfecto resulta de la multiplicación de su generación por el costo marginal de corto plazo.

Tabla 14-5 Costos marginales de demanda

Cuando la instalación de un sistema tiene reservas de capacidad para cumplir con criterios de confiabilidad, se debe agregar un reconocimiento de potencia disponible. Para evaluaciones muy preliminares de los proyectos de generación se puede utilizar el costo marginal de potencia estimado en la Tabla 14-6, de USD137.3/kW-año.

Temporada Alta Ene-MayTemporada Baja Jun-Dic

Punta Media Punta Fuera PuntaHorario

Día hábil 10:00-12:30 06:00-10:00 20:00-06:0017:30-20:00 12:30-17:30

Fin Semana 06:00-20:00 20:00-06:00Horas por día

Día hábil 5 9 10Fin Semana 0 14 10

Horas por semana 25 73 70

ESTRUCTURA ESTACIONAL

ESTRUCTURA HORARIA

Punta MediaPunta FueraPunta Promedio

Estación Alta (ene‐may) 87.8 86.8 67.9 82.7

Estación Baja (jun‐dic) 16.8 15.1 11.8 14.6

Anual 46.4 45.0 35.1 43.0

Costo Marginal de Corto Plazo 2013‐2024

USD/MWh


Para estimar el costo marginal de potencia se utilizó el costo de inversión en la tecnología al margen para cubrir necesidades de potencia (normalmente turbinas de gas) menos los ingresos que obtendría esta tecnología a través de la tarifa de energía, por la aplicación de los CMCP. En la Tabla 14-6, se presenta la estimación de este cargo, y los supuestos utilizados para el cálculo. Nótese que al costo de la turbina de gas se le restó USD57.5/kW-año del ingreso por generación que la turbina ganaría siempre que los precios de la energía fuesen mayores que su costo variable (al ser ésta la tecnología al margen, sería la energía no suministrada). En caso contrario se podría producir una sobreinversión en este tipo de tecnología.

Tabla 14-6 Cálculo del costo marginal de potencia

DATOS DESCRIPTIVOSMáquina marginal Unidad Turbina Gas

IndustrialPotencia por unidad MW 31Factor de Planta Típico % 20%Combustible DieselDensidad (kg/lt) 0.832Eficiencia Térmica % 29.5%Poder calórico kJ/litro 36 462Plant Heat Reat kJ/kWh 12 195Consumo Específico kWh/litro 2.52Costo OyM variable $/MWh 3.0

DATOS DE CALCULOCostos Fijos de O&M

Costo Fijo O&M $/kW-año 31.5Costos Fijos de Capital

Costo Construcción (sin IDC) $/kW 924Vida Util años 20Período de Construcción años 1.5Tasa de descuento % 12%Factor Recuperación Capital 0.1339Factor Capitalización-IDC 1.0837Costo Fijo Anual $/kW-año 134.1

Costo Fijo Total $/kW-año 165.6Disponibilidad 85%Costo Fijo Total con disponibilidad $/kW-año 194.8

Ingreso por generación $/kW-año 57.5

COSTO MARGINAL DE POTENCIA $/kW-año 137.26

COSTO MARGINAL DE POTENCIA


15 REFERENCIAS COMISION ECONOMICA PARA AMERICA LATINA Y EL CARIBE (CEPAL), 2003: Evaluación de diez años de reforma en la industria eléctrica del Istmo Centroamericano 2003. COMISION ECONOMICA PARA AMERICA LATINA Y EL CARIBE (CEPAL), 2007: Estrategia para la introducción del gas natural en Centroamérica. BID/CEPAL. COMISION ECONOMICA PARA AMERICA LATINA Y EL CARIBE (CEPAL), 2008: Anuario estadístico de América Latina y el Caribe. COMISION ECONOMICA PARA AMERICA LATINA Y EL CARIBE (CEPAL), 2011: Istmo Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico, Informe preliminar del segmento de la producción de electricidad (Datos actualizados a 2010). CONSEJO DE ELECTRIFICACION DE AMERICA CENTRAL (CEAC), 2010: Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2011-2025. GTPIR. DEPARTMENT OF ENERGY US GOVERMENT, 2011: Annual Energy Outlook 2011. Energy Information Administration. ELECTROWATT ENGINEERING, 1985: Non-Conventional Energy Sources. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 1991: Evaluación del Potencial Geotérmico de Costa Rica. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2003: Plan de Desarrollo de Fuentes Nuevas de Generación Renovables y No Convencionales. Período 2004-2008. CENPE. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2008: Caracterización de la curva de carga del sistema, año 2007. CENPE. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2009: Costa Rica: Informe anual de las variables relacionadas con el consumo de energía eléctrica 2010. Dirección Gestión Tarifaria. Febrero 2011 INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2011: Costa Rica: Informe anual de las variables relacionadas con el consumo de energía eléctrica 2010. Dirección Gestión Tarifaria. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2011: Costa Rica: Porcentaje de cobertura eléctrica. Estimado a mayo 2011. CENPE INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2011: Costa Rica: Proyecciones de la demanda de energía eléctrica en Costa Rica 2011-2033. CENPE.


INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2011: Factores para el cálculo de emisiones de gases de efecto invernadero del sistema eléctrico nacional y su aplicación a un inventario del año 2010. CENPE. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2011: Informe de Operación Anual 2010. CENCE. MINISTERIO DE AMBIENTE, ENERGIA Y TELECOMUNICACIONES (MINAET), 2007: Encuesta de oferta y consumo energético nacional a partir de la biomasa en Costa Rica. Dirección Sectorial de Energía. MINISTERIO DE AMBIENTE, ENERGIA Y TELECOMUNICACIONES (MINAET), 2008: V Plan Nacional de Energía, 2008-2021. Dirección Sectorial de Energía. MINISTERIO DE AMBIENTE, ENERGIA Y TELECOMUNICACIONES (MINAET), 2010: Balance Nacional de Energía 2009. Dirección Sectorial de Energía. MINISTERIO DE AMBIENTE, ENERGIA Y TELECOMUNICACIONES (MINAET), 2010: Hacia un nuevo modelo energético de nuestro país. MINISTERIO DE PLANIFICACION NACIONALY POLITICA ECONOMICA (MIDEPLAN), 2007: Plan Nacional de Desarrollo Jorge Manuel Dengo. MINISTERIO DE PLANIFICACION NACIONALY POLITICA ECONOMICA (MIDEPLAN), 2010: Plan Nacional de Desarrollo María Teresa Obregón Zamora..


ANEXOS


ANEXO 1 GENERACIONES ESPERADAS POR PLANTA


Tabla A1.1 Plan de Expansión Recomendado Generación anual de plantas hidroeléctricas(GWh)

Planta Pot Inst fp Min Promedio Max

MW % GWh GWh GWh 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Angostura 180 54% 755 850 920 906 860 838 799 833 875 789 755 787 806 851 862 866 872 872 899 918 920

Anonos 3.6 45% 9 14 20 11 14 10 9 11 14 11 9 12 13 15 17 17 17 18 19 20 20

Arenal 157.4 56% 594 773 893 703 893 872 741 756 614 594 818 808 824 798 801 801 762 796 741 783 804

Balsa Inferior 37.5 45% 64 147 185 64 146 134 129 140 167 128 106 133 139 155 166 162 167 168 175 182 185

Cachí 105 45% 198 411 624 624 198

Cachí 2 160 61% 373 852 926 373 878 883 893 895 831 782 844 844 890 894 908 906 895 910 924 926

Canalete 17.5 48% 69 74 77 76 75 73 71 74 76 72 69 70 73 73 76 75 76 76 77 77 77

Capulín 48.7 53% 147 225 302 172 156 187 236 182 147 184 200 234 251 254 259 264 283 295 302

Cariblanco 84 39% 289 291 292 291 291 290 290 290 291 289 290 289 290 289 291 290 291 292 292 292 292

Carrillos 2.34 91% 16 19 20 19 18 18 18 19 20 17 16 18 18 19 20 19 19 19 20 20 20

Chocosuela 25.7 38% 85 86 87 86 86 85 85 85 86 85 85 85 85 85 86 86 86 86 86 86 87

Chucás 50 63% 161 276 346 161 240 220 253 306 242 204 241 261 292 311 307 314 319 330 342 346

CNFL Ventanas 7.5 29% 17 19 22 18 18 21 22 21 20 17 17 20 19 19 19 18 19 18 18 19 19

CNFL Virilla 48.1 61% 245 256 264 260 257 252 251 255 260 248 245 250 253 255 258 259 259 259 262 263 264

Corobicí 174 55% 606 836 938 781 938 922 809 831 700 606 791 812 846 843 877 890 845 884 846 900 928

Cote 6.95 27% 13 16 19 18 17 16 15 16 18 15 13 15 16 17 17 17 17 17 18 18 19

Cubujuquí 21.6 57% 81 108 122 116 104 103 98 103 117 94 81 96 100 111 114 112 114 115 118 121 122

Daniel Gutiérrez 18 53% 63 84 101 92 82 71 65 74 89 74 63 71 77 85 91 90 92 94 97 100 101

Diquís 623 45% 2 089 2 482 2 831 2 089 2 140 2 120 2 356 2 387 2 547 2 609 2 621 2 706 2 602 2 775 2 831

Diquís Minicentral 27 89% 178 211 224 195 178 199 204 213 218 215 218 218 221 224 224

Doña Julia 16 71% 83 100 109 104 97 95 95 99 107 92 83 93 97 102 104 103 104 104 106 109 109

El Encanto 8.3 64% 39 46 49 48 45 45 46 47 48 43 39 44 45 47 48 47 48 48 48 49 49

Garita 40.4 55% 180 195 202 198 192 190 194 196 199 184 180 188 193 196 199 199 200 199 201 202 202

General 39 52% 161 179 186 184 173 173 177 179 184 170 161 175 175 181 184 182 182 184 185 186 186

Hidro GP1 39.1 66% 214 227 245 229 225 214 219 227 228 221 216 217 222 224 229 229 233 228 237 241 245

Hidro GP2 40.5 54% 188 193 199 194 193 190 188 191 196 192 189 189 192 191 193 193 195 194 199 197 199

Hidro GP3 10.6 65% 58 60 61 61 60 60 60 60 61 59 58 59 60 60 61 61 61 61 61 61 61

GENERACION ANUAL DE PLANTAS HIDROELECTRICAS

GWh


Generación anual de plantas hidroeléctricas (continuación)


MW % GWh GWh GWh 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Hidro Proyecto 1 50 49% 214 215 217 214 214 214 214 215 214 215 217 216 216 217

Hidro Proyecto 2 50 49% 217 217 217 217

ICE Menores 5.3 84% 33 39 41 40 37 37 38 39 41 36 33 37 38 39 40 40 40 40 41 41 41

JASEC Menores 20.32 78% 114 139 151 146 136 135 133 139 149 127 114 127 134 141 144 142 144 145 148 150 151

La Joya 50 64% 189 282 341 299 189 252 242 267 308 247 213 247 263 290 308 309 312 316 329 337 341

Los Negros 17.6 49% 59 76 92 84 77 65 61 67 77 67 59 66 70 78 82 82 84 84 88 91 92

Pacuare 158 52% 709 721 734 710 725 709 719 729 734

Peñas Blancas 37.03 53% 139 171 191 182 165 161 157 165 181 153 139 155 164 174 180 178 179 181 185 190 191

Pirrís 128 49% 506 548 594 568 553 515 506 530 555 520 518 527 533 549 558 553 570 555 581 582 594

Pocosol 26 47% 71 106 126 125 115 106 97 108 126 86 71 86 91 104 108 108 109 111 116 120 122

RC‐500 58.4 54% 219 274 293 219 260 261 279 283 279 282 284 287 292 293

Reventazón 292 42% 781 1 078 1 226 994 1 096 1 174 914 781 891 967 1 093 1 161 1 143 1 178 1 153 1 194 1 212 1 226

Reventazón Minicentral 13.5 71% 59 84 104 64 73 86 70 59 71 75 86 90 91 91 93 98 102 104

Río Macho 120 26% 90 273 456 456 90

Río Macho Ampl. 140 49% 547 604 637 547 602 594 595 628 579 560 590 596 616 618 613 617 620 632 631 637

Sandillal 32 54% 91 150 207 167 159 125 108 120 136 91 101 118 136 150 172 175 176 180 186 200 207

Savegre 180 46% 710 726 739 710 728 728 739

Tacares 7 42% 15 26 37 31 25 17 16 20 26 20 15 20 22 27 30 30 31 32 34 36 37

Torito 50 74% 244 323 387 278 263 297 347 284 244 279 301 331 350 348 356 359 369 382 387

Toro 1 26.8 42% 97 100 102 101 98 98 98 99 100 99 97 98 99 99 101 101 100 101 101 102 101

Toro 2 66 46% 261 267 273 273 266 264 265 268 269 266 261 261 265 264 268 268 268 269 272 270 273

Toro 3 49.7 50% 203 217 225 203 218 215 215 218 221 214 212 211 216 216 220 219 220 221 224 222 225

Toro Amarillo 59 63% 324 325 326 324 324 326 326 326

Ventanas‐Garita 100 51% 417 450 464 458 451 446 447 452 462 432 417 439 443 451 458 453 456 456 460 463 464

Total 8 217 8 642 9 278 9 937 10 394 10 695 11 743 12 062 12 717 13 294 13 836 14 320 15 061 15 452 16 298 16 383 16 824 17 255

GENERACION ANUAL DE PLANTAS HIDROELECTRICAS

GWh


Cuadro A1.2 Plan de Expansión Recomendado Generación anual de plantas térmicas (GWh)


MW % GWh GWh GWh 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Barranca 36 1% 0 3 12 1 5 0 0 2 6 0 0 0 0 0 2 2 7 9 3 5 12

Carbón 1 300 47% 1 032 1 222 1 387 1 032 1 248 1 387

CC Moín 1 93 7% 0 55 147 26 26 53 74 3 0 0 10 22 58 73 104 108 62 108 147

CC Moín 2 93 7% 0 57 149 32 29 55 78 3 0 0 10 23 60 73 110 113 66 110 149

Garabito 200 14% 3 251 502 263 355 245 212 288 331 46 16 3 63 141 277 319 381 420 261 392 502

Guápiles 14.2 10% 0 12 28 11 17 10 8 13 16 1 0 0 2 6 13 18 21 22 13 21 28

Moín 2 130.5 4% 26 44 61 26 61

Moín 3 78 3% 0 17 48 26 48 2 4 10 25 0 0 0 2 2 10 21 33 39 16 29 44

Orotina 10.1 10% 0 9 21 8 13 8 6 10 12 1 0 0 2 5 9 14 16 16 9 16 21

San Antonio Gas 34 1% 0 3 12 1 5 0 1 2 7 0 0 0 0 0 2 3 8 9 4 5 12

Total 336 503 322 285 434 547 54 16 3 90 200 431 523 680 737 1 466 1 933 2 302

GENERACION ANUAL DE PLANTAS TERMICAS

GWh


Cuadro A1.3 Plan de Expansión Recomendado Generación anual de plantas Geotérmicas, Eólicas y Biomásicas (GWh)


MW % GWh GWh GWh 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Geotérmico Proyecto 1 35 82% 229 251 268 246 238 229 238 243 251 256 256 258 259 263 266 268

Geotérmico Proyecto 2 35 82% 228 252 268 238 228 238 243 251 256 256 258 259 263 266 268

Geotérmico Proyecto 3 35 83% 228 253 268 228 238 243 251 256 256 258 259 263 267 268

Geotérmico Proyecto 4 35 86% 257 263 268 257 259 263 267 268

Miravalles 3 27 92% 213 217 221 219 217 214 213 215 217 215 213 215 216 218 219 219 219 219 220 220 221

Miravalles ICE 133 81% 893 949 1 006 972 943 894 893 914 944 919 893 921 932 958 971 972 976 979 992 1 002 1 006

Pailas 35 82% 232 252 273 261 250 232 232 240 250 242 232 242 247 255 260 261 263 264 268 272 273

Total 1 451 1 410 1 339 1 339 1 369 1 657 1 851 2 023 2 093 2 123 2 184 2 216 2 218 2 488 2 497 2 531 2 560 2 570


MW % GWh GWh GWh 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Chiripa 50 42% 174 184 188 186 185 188 184 186 179 181 182 185 187 181 184 174 186 187 184

Eólico GP Arenal 26.2 42% 91 96 99 95 94 97 97 99 97 97 94 95 95 97 98 95 96 91 97 98 97

Eólico Proyecto 2 50 42% 174 183 187 179 181 182 185 187 181 184 174 186 187 184

Eólico Proyecto 3 50 42% 174 183 187 179 181 182 185 187 181 184 174 186 187 184

Eólico Proyecto 4 50 42% 184 184 184 184

Guanacaste 50 42% 174 183 188 181 180 186 185 188 184 186 179 181 182 185 187 181 184 174 186 187 184

Los Santos 12.5 42% 44 46 47 45 45 46 46 47 46 46 45 45 45 46 47 45 46 44 46 47 46

Tejona 20 42% 70 73 75 73 72 74 74 75 74 74 71 73 73 74 75 73 73 70 74 75 74

Tierras Morenas 20 42% 70 73 75 73 72 74 74 75 74 74 71 73 73 74 75 73 73 70 74 75 74

Valle Central 15 42% 52 55 56 54 54 56 56 56 55 56 54 54 55 56 56 54 55 52 56 56 55

Total 521 518 720 717 728 714 719 1 049 1 066 1 068 1 088 1 100 1 066 1 079 1 023 1 092 1 101 1 267


MW % GWh GWh GWh 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

CATSA 8 11% 1 8 12 10 9 7 6 7 8 2 1 4 6 7 10 10 10 10 12 12 12

Cutris 3 11% 1 3 5 4 3 3 2 3 3 1 1 1 2 3 4 4 4 4 4 5 5

Ingenios GP 1 37 18% 55 58 61 59 57 56 55 57 59 58 57 56 59 58 59 59 60 59 61 60 60

Palmar 5 11% 1 5 8 6 5 4 4 5 5 1 1 2 4 5 6 6 6 6 7 8 8

Río Azul 3.7 3% 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Total 80 76 71 68 73 76 63 61 65 71 73 79 80 81 81 85 85 86

GWh

GENERACION ANUAL DE PLANTAS BIOMASICAS

GENERACION ANUAL DE PLANTAS EOLICAS

GWh

GENERACION ANUAL DE PLANTAS GEOTERMICAS

GWh


ANEXO 2 CONSUMO ESPERADO DE COMBUSTIBLES

Nota: Generación esperada correspondiente al valor esperado de la simulación de todas las series hidrológicas

Planta Fuente Pot

MW kWh/litro litro/MWh 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Garabito Búnker 200 4.46 224 59 80 55 48 65 74 10 4 1 14 32 62 72 85 94 59 88 113

Guápiles Búnker 14 4.33 231 2 4 2 2 3 4 0 0 0 1 1 3 4 5 5 3 5 6

Orotina Búnker 10 4.32 231 2 3 2 1 2 3 0 0 0 0 1 2 3 4 4 2 4 5

Barranca Diesel 36 2.40 416 0 2 0 0 1 2 0 0 0 0 0 1 1 3 4 1 2 5

CC Moín 1 Diesel 93 4.53 221 6 6 12 16 1 0 0 2 5 13 16 23 24 14 24 33

CC Moín 2 Diesel 93 4.53 221 7 6 12 17 1 0 0 2 5 13 16 24 25 14 24 33

Moín 2 Diesel 131 2.90 344 9 21

Moín 3 Diesel 78 2.91 343 9 16 1 1 3 9 0 0 0 1 1 4 7 11 13 6 10 15

San Antonio Gas Diesel 34 2.40 416 1 2 0 0 1 3 0 0 0 0 0 1 1 3 4 1 2 5

Carbón 1 Carbón 300 2.50 400 413 499 555

Totales

Búnker mill litros 63 86 59 51 70 81 11 4 1 15 34 67 79 94 103 64 96 124

Diesel mill litros 19 42 14 14 29 47 1 0 0 5 11 31 42 65 70 36 62 90

Carbón miles ton 413 499 555

CONSUMO DE COMBUSTIBLE

mill litros (miles ton)Rendimiento


ANEXO 3 COSTO VARIABLE DE OPERACION

(precio medio de combustible, sin impuestos)

Planta Fuente Pot Rend Variable

sin Comb

MW kWh/litro USD/MWh 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Garabito Búnker 200 4.46 15 142 140 139 138 141 145 148 148 151 154 157 159 161 163 165 166 167 167

Guápiles Búnker 14 4.33 15 146 144 143 142 145 149 152 152 155 158 161 164 166 168 170 171 172 171

Orotina Búnker 10 4.32 15 146 145 143 142 145 150 152 152 155 158 161 164 166 168 170 171 172 172

Barranca Diesel 36 2.40 3 309 298 287 276 286 295 304 309 313 317 321 327 331 335 338 342 345 348

CC Moín 1 Diesel 93 4.53 12 174 168 162 157 162 167 172 174 176 179 181 184 186 188 190 192 194 195

CC Moín 2 Diesel 93 4.53 12 174 168 162 156 162 167 172 174 176 178 181 184 186 188 190 192 193 195

Moín 2 Diesel 131 2.90 3 256 247 238 229 237 245 252 256 260 263 266 271 275 278 281 284 286 289

Moín 3 Diesel 78 2.91 3 256 246 237 228 237 244 251 256 259 262 266 271 274 277 280 283 285 288

San Antonio Gas Diesel 34 2.40 3 309 298 287 276 286 295 304 309 313 317 321 327 331 335 338 342 345 348

Carbón 1 Carbón 300 2.50 12 77 76 75 75 76 77 78 79 80 80 81 81 81 81 80 80 80 79

Combustible unidad 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013

Bunker USD/l 0.565 0.5595 0.5539 0.5483 0.5636 0.581 0.5936 0.5923 0.6049 0.6183 0.6328 0.6427 0.6523 0.6612 0.6695 0.6751 0.6794 0.677

Diesel USD/l 0.7357 0.7088 0.6819 0.655 0.68 0.7022 0.7234 0.7355 0.7454 0.7548 0.7647 0.7794 0.7883 0.7977 0.8057 0.8148 0.8226 0.8296

Carbón USD/ton 162.12 160.33 157.71 156.47 160.63 163.18 165.41 167.73 170.82 171.04 171.43 171.53 171.65 171.52 170.35 169.41 169.7 168.18

COSTO OPERATIVO TERMICO

USD/MWh

Proyección de precio de combustibles

Escenario medio de precios, SIN impuestos


ANEXO 4 UBICACION DE PLANTAS Y PROYECTOS


ANEXO 5 AGRUPAMIENTO DE PLANTAS HIDROELECTRICAS MENORES

Grupo Planta MW GWh(2010) Grupo Planta MW GWh(2010)

Gen Priv Hidro1 CNFL Virilla

Aguas Zarcas 13.1 74.5 Belén 9.0 53.5

El Embalse 1.5 9.2 Brasil 24.0 64.0

La Esperanza 5.0 34.9 Electriona 3.1 37.1

Matamoros 4.0 25.5 Nuestro Amo 7.9 33.8

Platanar 15.0 101.2 Río Segundo 1.0 4.1

Quebrada Azul 0.3 0.1 Ventanas 10.5 16.0

Rebeca 0.1 0.4 ICE Menores

Tapezco 0.2 0.7 Avance 0.3 1.1

Gen Priv Hidro2 Echandi 4.4 33.8

Caño Grande 2.3 18.6 Los Lotes 0.4 2.4

Caño Grande III 2.0 16.0 Puerto Escondido 0.2 1.3

Don Pedro 14.0 69.6 JASEC Menores

Poás I&II 1.9 9.3 Barro Morado 0.9 7.7

Río Segundo II 0.7 4.4 Birrís 1 14.3 74.0

Suerkata 2.7 17.5 Birrís 3 3.4 31.9

Volcán 17.0 72.9 Tuis 1.5 12.8

Gen Priv Hidro3

La Lucha 0.4 1.9

Río Lajas 10.0 39.3

San Gabriel 0.2 0.6


ANEXO 6 ESQUEMA DE LOS ESCENARIOS ESTUDIADOS

Cuadro A6.1 Escenarios preliminares. Serie 9

Horizonte de interés

Utilización del térmico

Demanda Med

Elemento principal analizado

Base

Revent

Base

Hidros

Revent

Diquís

Saveg

Atrasos

CASO 9.1

S4

S51

S61

S5

S6

S7

S71

Base1_D

A

Base2_D

A

S4_DA

S5_DA

Base3_D

A

9.1_IHM3

S1

S11

S12

S1_IHM3

S2

S21

S22

S2_IHM3

S3

S31

DM_S11

SENSIBILIDAD

Térmico luego del CC Moín

A partir del 2028 X X X X X X X X X X X X X X X X

A partir del 2025 X X X X X X

Violación política energét X X X

Utilización hidro

Libre X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

Forzada X

CC Moín

3 CC En 2014 X X X X X X X X X X X X X X X X

1 CC en 2014 X

2 CC en 2014 X X X

1 CC/2014 + 1 CC/2015 X

2 CC en 2015 X

3 CC en 2015 X X X

Atrasos corto plazo

Según progrmas ejecución X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

6 meses varios corto plazo X X X X X

Reventazón

Según progrmas ejecución X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

Atraso 12 meses X X

Diquís

Según progrmas ejecución X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

Atraso 12 meses X X X

Atraso indefinido X X

Savegre

Según optimización X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

Fijo 2019 X X X

Fijo 2020

Disponibilidad Moín 3

IH=15% X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

IH=33% (**) X X X

Demanda

Media Modificada X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

Alta X X X X X

Media X

Baja

Horizonte análisis

Largo plazo X X X X X X X X X X X X X

Atrasos varios Corto Plazo X X X X X X X X X X X X

Atrasos, capacidad CC Moín, indisponibilidad Moín 3

Diquís

Saveg

Largo Plazo Atrasos Corto Plazo

Conforme política No conforme Conforme política

Media Modificada Alta Media Modificada


Cuadro A6.2 Escenarios finales. Serie 10


Demanda Media

Elemento principal analizado

Base

Rev

Base

Base

Rev

Diquís

Base

Diquís

Atrasos

CC M

oín

Atrasos

CC M

oín

CASO 10.0

10.3

10.0.3.a

10.2

10.0.2

10.1

10.4

10.7DM

10.9DA

10.10D

A

10.11aDA

10.8DB

10.8.aDB

10.5

10.6

10.5DM

10.6DM

SENSIBILIDAD


Largo plazo X X X X X X X X X X X X X

Corto Plazo X X X X

Demanda

Media Modificada X X X X X X X X X

Media X X X

Alta X X X

Baja X X

Reventazón

entrada 2016 X X X X X X X X X X X X X X X

entrada 2017 X X

Diquís

optim a partir 2021 X X X X X X X X X

optim a partir 2019 X X

optim a partir 2020 X

optim a partir 2022 X

fijo 2019 X

fijo 2020 X

sin Diquís X X

CC Moín

Dos ciclos en 2014 X X X X X X X X X X X X X X X

Dos ciclos en 2015 X X

Atrasos corto plazo

Sin atrasos varios X X X X X X X X X X X X X X X

6 meses varios(*) X X

Térmico luego CC MoínLibre luego del 2028 X X X X X X X X X X X X

Mínimo antes del 2028 X X X X

Libre luego 2020 X

Media

Largo Plazo Atrasos Corto Plazo

Diquís

Alta Baja Media ModMedia Modificada

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