Nº de INforme – 55418–LAC Estudio progrAmático rEgionAl pArA El sEctor EnErgético dE AméricA cEntrAl Aspectos generales y opciones Panorama General del Sector noviembre 2010 Fernando Lecaros Juan Miguel Cayo Manuel Dussan Unidad de Energía Departamento de Desarrollo Sostenible Región de América Latina y el Caribe Banco Mundial ESTUDIO PROGRAMÁTICO REGIONAL PARA EL SECTOR ENERGÉTICO DE AMÉRICA CENTRAL ASPECTOS GENERALES Y OPCIONES Panorama general del sector Diciembre de 2010 2 Copyright page Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP) reports are published to communicate the results of ESMAP‟s work to the development community with the least possible delay. Some sources cited in this paper may be informal documents that are not readily available. The findings, interpretations, and conclusions expressed in this report are entirely those of the author(s) and should not be attributed in any manner to the World Bank, or its affiliated organizations, or to members of its board of executive directors for the countries they represent, or to ESMAP. The World Bank and ESMAP do not guarantee the accuracy of the data included in this publication and accepts no responsibility whatsoever for any consequence of their use. The boundaries, colors, denominations, other information shown on any map in this volume do not imply on the part of the World Bank Group any judgment on the legal status of any territory or the endorsement of acceptance of such boundaries. 3 EQUIVALENCIA DE MONEDAS (vigentes en marzo de 2009) País Unidad Monetaria US$1.00 Panamá Balboa (B/.) 1.00 Costa Rica Colón (Col/.) 580 Nicaragua Córdoba 19,75 El Salvador Dólar 1.00 Guatemala Quetzal (Qtzl.) 7,90 Honduras Lempiras (Lps.) 18,89 LISTA DE ABREVIATURAS ACDI Agencia Canadiense para el Desarrollo Internacional AIE Agencia Internacional de la Energía ALBA Alianza Bolivariana para las Américas AMS Sistemas Avanzados de Medición ASEP Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (Panamá) bbl Barril BCIE Banco Centroamericano de Integración Económica BID Banco Interamericano de Desarrollo BOT Build-own-transfer (construir-poseer-transferir) bpd Barriles diarios bpe Barriles de petróleo equivalente CAFTA Tratado de Libre Comercio entre Estados Unidos, Centroamérica y la República Dominicana CCGT Turbina a gas de ciclo combinado CEAC Consejo de Electrificación de América Central CEPAL Comisión Económica para América Latina y el Caribe (ver ECLAC) CCHAC Comité de Cooperación de Hidrocarburos de América Central CEL Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (El Salvador) CND Centro Nacional de Despacho (Panamá) CNDC Centro Nacional de Despacho de Carga (Nicaragua) CNEE (H) Comisión Nacional de Energía (Honduras) CNEE (G) Comisión Nacional de Energía Eléctrica (Guatemala) CO2 Dióxido de carbono CPME Comisión Presidencial de Modernización del Estado (Honduras) CRIE Comisión Regional de Interconexión Eléctrica DSM Programas de gestión de la demanda EBITDA Utilidad Antes de Intereses, Impuestos, Depreciación y Amortización ENATREL Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (Nicaragua) ENEE Empresa Nacional de Energía Eléctrica (Honduras) ENEL Empresa Nicaragüense de Electricidad EOR Ente Operador Regional EPR Empresa Propietaria de la Red S.A. ER Energía renovable FBC Combustión de lecho fluidizado FOP Fueloil pesado 4 GAUREE Generación Autónoma y Uso Racional de la Energía Eléctrica GGD Grupo Generador Despachado GGP Grupo Generador Participante GEF Fondo Global del Medio Ambiente GEI Gas de efecto invernadero GIS Sistema de Información Geográfica GLP Gas licuado de petróleo GNC Gas natural comprimido GNL Gas natural licuado GTPIR Grupo de Trabajo para la Planificación Indicativa Regional GWh Gigawatio-hora HPI-1 Índice de Pobreza Humana ICI Unidad comercial independiente ICE Instituto Costarricense de Electricidad IDA Asociación Internacional de Desarrollo IDH Índice de Desarrollo Humano IEA International Energy Agency INDE Instituto Nacional de Electrificación (Guatemala) IPC Índice de Precios al Consumidor ISA Interconexión Eléctrica S.A. kbpe Miles de barriles de petróleo equivalente kV kilovoltio kWh kilowatio-hora LFC Lámpara fluorescente compacta MBtu Millones de Unidades Térmicas Británicas MHP Energía de minihidroeléctricas MSD Diésel de velocidad media MVA Mega Voltio-Amperes MW Megawatio MWh Megawatio-hora NOx Óxido de nitrógeno ONG Organización no gubernamental PDDE Programación Dinámica Dual Estocástica PIB Producto Interno Bruto PM Participante de Mercado PPA Acuerdo de Compra de Energía PPP Asociación público-privada PV Fotovoltaico RECOPE Refinadora Costarricense de Petróleo ROM Rehabilitar, operar, mantener SC Ciclo simple SEMEH Servicio de Medición Eléctrica de Honduras SERNA Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (Honduras) SHS Sistemas solares domiciliarios SICA Sistema de la Integración Centroamericana SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de América Central SIGET Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (El Salvador) SOE Empresa estatal SOx Óxido de azufre SSM Programas de gestión de la oferta 5 TG Turbina de gas TOU Tiempo de uso tep Toneladas equivalentes de petróleo TPES Suministro Total de Energía Primaria VA-VM Voltaje Alto a Voltaje Medio VPN Valor presente neto WTI Crudo de Texas del Oeste de calidad intermedia 6 Agradecimientos El presente informe fue producido por el Departamento de Energía de América Latina y el Caribe del Banco Mundial, con el apoyo del Programa de asistencia para la gestión del sector de energía (ESMAP). El informe fue preparado por un equipo central del Banco, compuesto por Fernando Lecaros (líder del Equipo), Juan Miguel Cayo, Almudena Mateos, Michelle Keane, Pamela Sud, Jessica Lin, Laura Berman, David Reinstein, Leopoldo Montañez (LCSEG); Pierre Audinet (MNSEG), Manuel Dussán, Alberto Brugman y Patricia Rodríguez (consultores). Los revisores incluyen a Salvador Rivera (Especialista Senior en Energía, EASTE), Luiz Maurer (Especialista Senior en Energía, AFTEG) y Pedro Antmann (Especialista Senior en Energía, ETWEN). El Equipo agradece la valiosa guía facilitada por Philippe Benoit (Gerente del sector de energía). Se agradece profundamente el apoyo financiero y técnico brindado por el Programa de asistencia para la gestión del sector energético (ESMAP). ESMAP –asociación mundial de asistencia técnica y de conocimientos, administrado por el Banco Mundial y patrocinada por los donantes bilaterales oficiales– asiste a los países de bajos y medianos ingresos, sus “clientes”, mediante la prestación de servicios modernos en el sector energía para reducir la pobreza y alcanzar el desarrollo económico sustentable en el medio ambiente. ESMAP está gobernado y financiado por un Grupo Consultivo (GC) compuesto por los donantes bilaterales oficiales y las instituciones multilaterales que representan a Alemania, Australia, Austria, Canadá, Dinamarca, Finlandia, Francia, Holanda, Islandia, Noruega, Reino Unido, Suecia y el Banco Mundial. 7 TABLA DE CONTENIDOS RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................................. 12 Introducción y panorama general del sector ......................................................... 12 Antecedentes ......................................................................................................... 12 Cuestiones críticas ................................................................................................ 14 Energías modernas y tasas de acceso .................................................................... 16 Panorama general del sector eléctrico: equilibrio entre la oferta y la demanda ... 17 Dependencia del petróleo y volatilidad de los precios del petróleo...................... 20 Cuestiones regulatorias: subsidios y precios de la energía ................................... 22 Mejorar la eficiencia y calidad del servicio .......................................................... 24 Apoyo a las energías renovables ........................................................................... 25 I. INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 27 II. PANORAMA GENERAL: EL cuadro del balance energético ............................ 30 III. PANORAMA GENERAL: PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO... 36 iV. RECURSOS ENERGÉTICOS NACIONALES ................................................... 42 La biomasa en América Central ............................................................................ 42 Energía hidráulica, eólica y geotérmica ................................................................ 45 El estado actual de los recursos de energías renovables ....................................... 48 Políticas de promoción de energías renovables .................................................... 49 A. Políticas regionales ............................................................................ 50 B. POLÍTICAS DE LOS PAÍSES ................................................................... 51 Identificación y evaluación de los proyectos de energías renovables ................... 51 A. Proyectos propuestos en la región ..................................................... 53 B. Asegurar la integración regional........................................................ 54 C. Desarrollo de un análisis de riesgo .................................................... 59 Conclusiones ......................................................................................................... 60 v. PANORAMA GENERAL DEL SECTOR ELÉCTRICO .................................... 62 vi. PANORAMA GENERAL DEL SECTOR ELÉctrico: EL CORTO PLAZO ...... 81 A. Medidas generales ............................................................................... 81 B. Análisis por país .................................................................................. 88 Vii. PANORAMA GENERAL DEL SECTOR ENERGéTICO: EL LARGO PLAZO ............................................................................................................................ 107 A. Planes nacionales de expansión del sistema de generación .............. 107 B. Planes regionales de expansión del sistema de generación ............... 113 C. Desarrollo de un mercado eléctrico regional..................................... 117 Sostenibilidad de los planes de expansión del sistema de generación ................ 124 ANEXO 1................................................................................................ 126 viii DESCRIPCIÓN DE LOS MERCADOS MAYORISTAS NACIONALES ................................................................................................................. 126 ANEXO 2................................................................................................ 154 PROGRAMAS DE EXPANSIÓN POR PAÍS ....................................... 154 ANEXO 3................................................................................................ 158 PROGRAMA REGIONAL DE EXPANSIÓN ...................................... 158 ANEXO 4................................................................................................ 160 SOSTENIBILIDAD FINANCIERA ...................................................... 160 ANEXO 5................................................................................................ 203 INFORMACIÓN SOBRE ENERGÍAS RENOVABLES ...................... 203 APÉNDICE 1 .......................................................................................... 206 ix Prólogo Los países de América Central han experimentado un rápido crecimiento económico durante los últimos veinte años. En la actualidad, la media del PIB per cápita de Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá es de aproximadamente US$3.600. Sin embargo, tras esta cifra promedio se encuentra oculta una subregión de 40 millones de habitantes con una amplia variedad de ingresos, y más de la mitad de dicha población vive bajo la línea de pobreza. La energía en general y, más específicamente, la electricidad son críticas para el desarrollo económico. La electricidad es necesaria para el funcionamiento de la maquinaria, sobre la cual se apoyan las oportunidades de generación de ingresos. Los países que pueden ofrecer una fuente de electricidad asequible y confiable para el desarrollo de negocios atraen capital nacional y extranjero. La inversión en fuentes de energía seguras, confiables y de precio razonable que promocionen el consumo eficiente es condición necesaria para un crecimiento económico sostenido. A pesar de que los mercados eléctricos de Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá no son de gran tamaño, los seis países juntos generan cerca de 39 TWh de electricidad, que equivale aproximadamente al 70% de la oferta anual de electricidad en un país de mediano tamaño en América Latina. Sin embargo, los mercados individuales de energía en esta subregión son muy diferentes, desde sistemas totalmente integrados verticalmente a sistemas totalmente desagregados. Los mercados eléctricos también difieren significativamente en relación con la calidad del servicio que ofrecen y la eficiencia de su producción y entrega. Asimismo, la fragmentación en pequeñas unidades de los mercados eléctricos de la región ha debido enfrentar el reto de cubrir una demanda creciente y ha provocado un incremento de los costos de suministro. El Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central (SIEPAC), que unirá a los seis países en 2010, podría entrañar una serie de beneficios, tales como la mejora de la seguridad energética a través del aumento de los márgenes de reserva, además de mejoras en la eficiencia y menores costos derivados de las economías de escala. La integración es, sin embargo, necesaria aunque insuficiente por lo que respecta a la tarea de responder a las necesidades de electricidad de la subregión. Además, resta por completar una serie de pasos tanto en el corto como en el largo plazo para poder explotar en su totalidad los beneficios asociados a la integración. En el marco de un plan efectivo de integración, ello supone abordar −a nivel nacional y regional− temas relacionados con la infraestructura física, temas regulatorios, institucionales y políticos. El Banco Mundial ha llevado a cabo una serie de estudios con el objetivo de lograr una mejor compresión de los retos energéticos a los que se enfrentan estos seis países de América Central unidos por el SIEPAC, y de identificar medidas para la promoción de un desarrollo dinámico en el sector. En el marco de una serie titulada 10 “Estudio programático del sector energía para América Central”, un grupo de expertos en política energética, ingenieros y economistas han preparado estudios, haciendo hincapié en el subsector eléctrico. La fase inicial de este estudio programático incluye tres módulos. 1. Aspectos Generales y Opciones: presenta una visión general, sienta las bases para análisis posteriores por medio de un examen sistemático del subsector y de la identificación de los principales retos, tanto a nivel nacional como regional. 2. Cómo gestionar un Déficit de Generación Eléctrica: evalúa la efectividad de las medidas, tanto del lado de la oferta como del lado de la demanda, para enfrentar una escasez real o inminente. 3. Estructura y Desafíos de Tipo Regulatorios: identifica barreras a la integración eléctrica y propone medidas para superarlas. Este documento en particular es el Modulo de Asuntos Generales y Opciones que ofrece una visión general de los principales desafíos y opciones para el sector de la energía en la región. El Banco Mundial ha propuesto también módulos adicionales, incluyendo uno sobre el potencial existente en la subregión para un mayor desarrollo de la energía geotérmica. Esperamos que esta serie de estudios sea de utilidad para los diseñadores de políticas y otros agentes involucrados en estos seis países a la hora de tratar los aspectos necesarios para la creación de un sistema energético eficiente y confiable que proporcione una base sólida para el desarrollo económico de la subregión. Laura Frigenti Philippe Benoit Directora de País Gerente Sectorial América Central Unidad de Energía Región de América Región de América Latina y El Caribe Latina y El Caribe 11 RESUMEN EJECUTIVO Los seis países que integran América Central, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá, comparten una prolongada tradición de integración regional, incluyendo un mercado común, un importante comercio interregional, así como políticas comerciales coordinadas tales como el Acuerdo de Libre Comercio de América Central (CAFTA) con los Estados Unidos. En el subsector energía el ejemplo más significativo de integración regional está dado por la línea de interconexión del Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central (SIEPAC) que se espera unirá los seis países para mediados de 2010. La creación de esta línea de interconexión ha constituido un esfuerzo a largo plazo que comenzó a comienzos de la década de 1990 y que culminará en 2010. Los sectores energéticos de los países que integran América Central presentan grandes similitudes como resultado de características geográficas comunes, zonas montañosas con buen potencial para desarrollar proyectos hidroeléctricos, actividad geológica a lo largo de las placas tectónicas para producir energía geotérmica, y recursos limitados de combustibles fósiles. En términos de la producción local de energía con los recursos regionales, la biomasa representa el 67%, seguida de otras energías renovables tales como la energía hidráulica, geotérmica y eólica, y solamente el 5% de la producción de petróleo local. Este informe presenta un panorama general del sector energético en América Central, pone el foco del análisis en el subsector eléctrico, y resalta los desafíos y opciones claves para satisfacer el logro de las futuras metas energéticas y de desarrollo. Uno de los principales objetivos del estudio es identificar los caminos para la acción colectiva por los cuales los países en forma individual, y la región en su conjunto, podrían beneficiarse a través de un enfoque más integrado para desarrollar la infraestructura energética y conectar los mercados energéticos. ANTECEDENTES Los datos económicos totales indican que varios países están retrasados en términos de desarrollo urbano. Costa Rica y Panamá son los únicos dos países que se encuentran entre los 100 puestos más altos del mundo en términos del índice de desarrollo humano. Para la región en su conjunto, el 46% de la población vive por debajo de la línea de pobreza; este hecho también se refleja en el índice de pobreza humana, en el cual la mayoría de los países están dentro del rango medio de una muestra de 108 países. El desarrollo humano y la incidencia de la pobreza han demostrado estar estrechamente relacionados con la disponibilidad de formas modernas de energía, incluyendo la electricidad. 12 La matriz energética de América Central es característica de los países en desarrollo donde aún se carece de formas modernas de energía en las zonas rurales y existe una gran participación del uso de la leña y residuos agrícolas en el Suministro de Energía Primaria Total (TPES). En los países más desarrollados como Costa Rica y Panamá, la biomasa representa aproximadamente el 17% del TPES. La proporción de leña y residuos en la demanda total es del 42% para América Central en su conjunto pero, por el contrario, solo representa, aproximadamente, el 18%-20% en Costa Rica y Panamá. Los valores comparativos para la leña y residuos en América del Sur y Estados Unidos son del 19% y 3%, respectivamente. El sector residencial en América Central es el principal consumidor de electricidad, con una participación del 43% que contrasta con el 17% y el 19% en América del Sur y Estados Unidos, respectivamente. Los otros dos sectores que son los principales consumidores de energía en América Central son los subsectores transporte (29%) e industria (21%). El sector residencial también es un gran consumidor de electricidad en la región (37% del total). El suministro primario de energía per cápita es del orden de 0,67 toe. Si bien esto representa un incremento respecto de las 0,57 toe de 1985, sigue siendo bajo para los estándares de América Latina y el Caribe (LAC) cuyo promedio es de 1,1 toe per cápita. El bajo suministro de energía per cápita refleja el bajo PIB de la región; el PIB de los Estados Unidos per cápita es aproximadamente siete veces superior al de América Latina, y el uso de la energía es aproximadamente 11 veces mayor. La intensidad de la energía, es decir, la energía por dólar estadounidense del PIB, fue alrededor de 143 toe por millón de dólares estadounidenses cifra que es bajo para los estándares de Estados Unidos (213 toe/MUSD) pero comparable con OCDE Europa (154 toe/MUSD). El consumo de electricidad per cápita (un promedio de 780 kWh por año)1 ha crecido un 100% en los últimos veinte años. Existen importantes variaciones en los niveles de consumo dentro de la región: en Costa Rica (1.832 kWh) y Panamá (1.586 kWh) es sustancialmente superior que en los otros países de América Central que consumen menos de 700 kWh per cápita. Por comparación, OCDE Europa está en el orden de los 6.000 kWh per cápita y los Estados Unidos aproximadamente en 13.000 kWh per cápita. Todos los países de la región dependen enormemente (más del 50%) de la importación de petróleo para cumplir con el suministro de sus necesidades energéticas, con excepción de Guatemala que satisface el 20% de su demanda de energía con su propia producción de petróleo. En 2007 las importaciones totales regionales ascendieron a 110 Mbbl de crudo y productos del petróleo; la producción doméstica alcanzó los 23 Mbbl. La factura de petróleo resultante ha producido una sangría de divisas. La factura de petróleo colectiva en la región ha crecido de US$3.000 millones en 2000 a US$11.000 millones en 2008, equivalente a un incremento del 4% al 8% del PIB. 1 Esta cifra es para el consumo de electricidad nacional total por parte de todos los sectores dividido por la población. Esto es diferente del consumo promedio residencial mensual per cápita que es aproximadamente de 145 kWh en América Central en su conjunto, con valores más altos en Costa Rica (237 kWh), Panamá (206kWh) y Honduras (180 kWh). 13 El sector eléctrico ha contribuido al incremento del consumo del petróleo en la región debido a un sustancial aumento en la participación de los combustibles fósiles en la mezcla de generación (del 10% en 1990 al 45% en 2007). El sector transporte, que es el principal consumidor de productos del petróleo (29% de la demanda total de energía), ha tenido un incremento continuo de la gasolina y el diésel, en el orden de un 5,5% anual entre 1990 y 2007. Con respecto al suministro de electricidad, la región generó aproximadamente 38 TWh en 2007 equivalente aproximadamente al 70% del suministro de electricidad anual de un país de tamaño mediano de LAC tal como Chile o Colombia. La generación de electricidad para la región ha crecido a una tasa de aproximadamente el 6% anual desde 1990. Esta tasa disminuyó levemente después del año 2000 con algunas desviaciones entre los distintos países (mayor en Guatemala, menor en Panamá). La capacidad de generación instalada es aproximadamente de 9.700 MW. En 1990, la participación de la energía renovable en la generación de electricidad en todos los países de la región, con excepción de Nicaragua, fue superior al 85%, siendo la mayor parte provista por la generación hidroeléctrica. En 2007 la proporción de energías renovables había caído a nivel regional con importantes diferencias en los volúmenes de cada país dependiendo de la dotación de recursos y las políticas del sector (92% en Costa Rica, aproximadamente 55% en El Salvador, Guatemala y Panamá, 37% en Honduras y solamente 28% en Nicaragua). La tendencia a la baja en el uso de las energías renovables regionales fue el resultado de políticas tanto institucionales como sectoriales que favorecieron el uso de combustibles fósiles relativamente a bajo precio para la generación de electricidad, así como presiones ambientales y sociales que redujeron el desarrollo de nuevos proyectos hidroeléctricos. CUESTIONES CRÍTICAS El estudio evaluó varias cuestiones críticas que enfrenta el sector eléctrico en América Central, incluyendo: (i) dependencia prolongada al uso de la biomasa tradicional en algunos países y un importante sector de la población que no tiene acceso a la electricidad; (ii) dificultades para asegurar un suministro suficiente y confiable de energía eléctrica; (iii) vulnerabilidad de los costos de electricidad respecto de la volatilidad de los precios internacionales del petróleo; (iv) tensiones sociales y políticas en la determinación del precio de la electricidad y dificultades relacionadas con la salud financiera del sector energético; (v) ineficiencias en la producción y entrega de energía eléctrica, y (vi) apoyo político, aunque unido a un marco de política inadecuado, para el desarrollo de las energías renovables. Tasas de acceso a la electricidad y uso de energías modernas. La biomasa continúa siendo una fuente importante de energía en muchos de los países de la región. El uso prolongado de la biomasa, particularmente de la leña en las zonas rurales, provoca serios problemas de salud y tiene externalidades negativas relacionadas con la deforestación y el género –el trabajo de la mujer es un componente importante en la recolección de la leña para combustible–. El uso continuo de la biomasa también está condicionado por las políticas de electrificación y la determinación del precio de las 14 energías modernas (como el GLP). Si bien muchos países en América Central han alcanzado elevados niveles de electrificación, algunos países aún están rezagados en este aspecto. El acceso a la electricidad es un elemento esencial para el desarrollo y ha demostrado que aporta numerosos beneficios, incluyendo su contribución a un mejor nivel de salud y educación. Equilibrio entre la oferta y la demanda. Desde 2007, varios países de la región han tenido que enfrentar el déficit de generación eléctrica que concluyó en medidas de emergencia para evitar el racionamiento generalizado, aunque estas medidas no siempre fueron efectivas o populares. Entre los factores que contribuyeron al déficit de generación de electricidad se encuentran: el elevado crecimiento de la demanda, los bajos márgenes de reserva, las sequías, las demoras en la adquisición y construcción de nuevas centrales de generación, el fracaso en atraer nueva inversión privada en los países que adoptaron reformas en el mercado eléctrico, y la reducida disponibilidad de la capacidad de generación. En el largo plazo, estos países tienen la oportunidad de diversificar la producción de electricidad a partir de múltiples fuentes y menores costos de generación de electricidad mediante las economías de escala y compartiendo las reservas como resultado del proyecto de interconexión SIEPAC. No obstante, esto no eliminará la necesidad de resolver los problemas estructurales en el sector energético, entre ellos, el débil desempeño y la dirección inadecuada de las empresas estatales, y la necesidad de diseñar e implementar nuevas normas y reglamentaciones para el mercado eléctrico. Vulnerabilidad de los precios del petróleo. Si bien la vulnerabilidad de los precios del petróleo es un problema global, dicho problema es particularmente agudo en regiones como la de América Central que cuenta con un bajo nivel de producción de petróleo propio y que depende enormemente del petróleo para la generación de electricidad. Durante la reforma del sector llevada a cabo en la década de 1990 se fomentó la participación del sector privado en la generación de electricidad. Por distintas razones, como los precios del petróleo relativamente bajos de la época, el sector privado optó por instalar generación de electricidad térmica (principalmente con derivados del petróleo). El lado negativo de la dependencia de combustibles importados se puso de relieve durante los fuertes incrementos del precio del petróleo que tuvieron lugar en el período 2006-2008 que amenazó la sustentabilidad financiera del sector eléctrico en la mayoría de los países de la región y que ha conducido a un nuevo examen de las políticas del sector eléctrico. Cuestiones regulatorias. La mayor parte de los países de la región implementaron reformas en el sector eléctrico basadas en la participación del sector privado, en una regulación independiente y en mercados eléctricos competitivos. El nuevo modelo de mercado promovía el uso de los precios del mercado para la generación, tarifas que recuperaran el costo del servicio y subsidios transparentes. Sin embargo, la amenaza de grandes incrementos en la tarifa en tiempos de precios del petróleo altos y volátiles impulsaron a los gobiernos a intervenir en el mercado, controlar los precios mayoristas y establecer subsidios generalizados que socavaron la credibilidad de los compromisos del gobierno con las reformas del mercado y el marco regulatorio general. Las acciones para controlar los precios e implementar vastos subsidios también 15 debilitaron la posición financiera de las empresas de energía e incrementaron los riesgos de inversión para las empresas privadas. Eficiencia. En algunos países las pérdidas de electricidad son extremadamente severas y las medidas de carácter regulatorio que se han adoptado para resolver este problema no han sido totalmente exitosas. Con excepción de Costa Rica, en todos los países de la región existe un espacio considerable para reducir las pérdidas de electricidad –tanto técnicas como no técnicas– contribuyendo, por lo tanto, a la eficiencia y sostenibilidad financiera del sector eléctrico. La calidad del servicio está estrechamente relacionada con la cuestión de eficiencia y, en general, ha experimentado un mejoramiento en la región en los últimos veinte años. Apoyo al desarrollo de las energías renovables. Una de las estrategias que la mayor parte de los países de América Central está siguiendo para reducir su vulnerabilidad a la escalada de los precios del petróleo y diversificar su suministro de electricidad es la promoción de fuentes de energías renovables para la generación de electricidad. No obstante, si bien la mayoría de los países de la región ha implementado incentivos fiscales y/o basados en el mercado para el desarrollo de proyectos de pequeña escala para la generación de electricidad con energías renovables, es probable que el impacto en términos de la diversificación de la matriz energética sea pequeño en el corto a mediano plazo. Para alcanzar un impacto considerable será necesario atraer la inversión del sector privado con el fin de desarrollar un número significativo de proyectos hidroeléctricos, eólicos, geotérmicos y de biomasa de mediana y gran escala que enfrentan una variedad de riesgos regulatorios y del proyecto. ENERGÍAS MODERNAS Y TASAS DE ACCESO El uso difundido de la biomasa en América Central ha conducido a múltiples efectos indeseables, incluyendo los mayores riesgos para la salud asociados por la inhalación del humo, el prolongado tiempo dedicado a la recolección de leña, y las disparidades de género, ya que muchos de los efectos sobre la salud y la mano de obra se concentran entre las mujeres. Existe un número de medidas inmediatas que pueden reducir los efectos negativos de la biomasa tal como el mejoramiento de las estufas para aumentar el nivel de eficiencia y reducir las emisiones de humo. Sin embargo, una solución más permanente comprende, por lo general, la utilización de fuentes de energía más modernas y limpias para los hogares. En este sentido, un combustible ideal es el GLP que también se puede transportar fácilmente y es energo-eficiente. Por estas características, con frecuencia los subsidios al GLP constituyen una forma efectiva en la reducción de los efectos negativos del uso de la biomasa y en la ayuda a las familias pobres. Panamá y El Salvador han establecido un subsidio sustancial para que el GLP se distribuya en cilindros pequeños, lo que puede constituir un mecanismo objetivo efectivo para los pobres que se puede complementar con un subsidio al primer cilindro (como en Colombia). El acceso a la electricidad continúa siendo un problema en América Central, particularmente en Honduras y Nicaragua donde las tasas nacionales de acceso al servicio de electricidad son del 70% y 72%, respectivamente. En las zonas rurales, dichas tasas de 16 acceso son muy inferiores; 45% y 42% en Honduras y Nicaragua, respectivamente. Aproximadamente 8 millones de personas en la región, de una población total de casi 40 millones, carecen de acceso al servicio de electricidad. Con excepción de Costa Rica (donde la cobertura es del 99%), el acceso a la electricidad es un problema de gran visibilidad que debe ser resuelto en forma prioritaria. Los programas de electrificación – extensión de la red y sistemas distribuidos como los que se basan en la energía solar– debieran continuar y ampliarse para asegurar que se mantiene el aumento en las tasas de acceso al servicio eléctrico. Los numerosos programas que han demostrado ser exitosos se debieran ampliar en la región y las lecciones aprendidas se deberían compartir. PANORAMA GENERAL DEL SECTOR ELÉCTRICO: EQUILIBRIO ENTRE LA OFERTA Y LA DEMANDA El desarrollo del sector eléctrico en América Central tendrá impactos de amplio alcance en la próxima década por el desafío de satisfacer la demanda creciente, la necesidad de reducir la dependencia del petróleo importado y las perspectivas de un mayor comercio inter e intra regional que será facilitado por el proyecto SIEPAC y la integración del sistema energético. Con este telón de fondo, el suministro de electricidad es una cuestión particularmente sensible desde el punto de vista político por las alteraciones sociales y macroeconómicas que pueden producirse por efecto de las salidas de servicio forzadas programadas o no programadas o por los grandes incrementos en las tarifas de electricidad. El estudio analizó las opciones de corto y largo plazo para satisfacer el equilibrio entre la oferta y la demanda de electricidad en la región. Panorama general de corto plazo y las lecciones aprendidas. En la década pasada, casi todos los países de la región han sufrido limitaciones en el suministro de electricidad. Como resultado de ello, muchos países se han visto obligados a implementar acciones de emergencia de corto plazo para tratar una situación de balance de oferta y de demanda crecientemente precaria.  Costa Rica adoptó un plan de contingencia para hacer frente al desequilibrio entre la oferta y la demanda. Este plan incluyó la aceleración de la puesta en marcha de una nueva central térmica de generación programada para el año 2011, el alquiler de motores diésel y turbinas a gas de emergencia montados sobre vigas de asiento, la compra de energía a las centrales térmicas de generación de los ingenios azucareros que utilizan bagazo durante la época de la zafra y bunker fuera de la época de la zafra, la puesta en marcha temprana de un proyecto de energía eólica, las mejoras en el mantenimiento de las centrales térmicas de generación, y la divulgación de recomendaciones a la población sobre el ahorro de electricidad.  En El Salvador las inversiones del sector privado en el sistema de generación eléctrica cayeron en 2003 luego de que el Gobierno realizara importantes cambios en la regulación del sector eléctrico que fuera implementada a fines de la década de 1990. A mediados de 2005 el mercado eléctrico era particularmente débil por el bajo margen de las reservas de generación y la renovación de las unidades hidroeléctricas. El Gobierno, a través de la 17 empresa de electricidad estatal, debió poner en servicio una central diésel de velocidad media de elevado costo para compensar la falta de inversión privada.  Honduras recientemente sufrió un equilibrio estrecho entre la oferta y la demanda ocasionado por la demora en contratar nuevo suministro de electricidad con generadores privados junto a un elevado crecimiento de la demanda. El Gobierno ha adoptado medidas de emergencia con el propósito de mitigar el riesgo de enfrentar un déficit de generación eléctrica en el corto plazo, tal como la rehabilitación de centrales diésel más viejas y la contratación de generación diésel de emergencia.  Nicaragua sufrió apagones generalizados en el período 2006-2007. La crisis persistió hasta el 2008 cuando se instaló una central generadora diésel de emergencia de alta velocidad financiada por el Gobierno de Venezuela; en el 2008 y 2009 también se instalaron unidades de velocidad media de menor costo. Actualmente se encuentran en construcción proyectos eólicos, geotérmicos e hidroeléctricos de pequeña escala.  Entre 2004 y 2007 las empresas de distribución de Panamá fracasaron en atraer la participación de generadores privados para el nuevo suministro de electricidad. El equilibrio entre la oferta y la demanda era precario y los precios en el mercado mayorista se dispararon hasta que el ente regulador apuntó a las compras de electricidad de emergencia a las centrales diésel y adoptó nuevos procedimientos de licitación competitivos para las compras de electricidad. Los nuevos procedimientos se aplicaron con éxito en el 2008 y condujeron a la adjudicación de contratos de cinco centrales hidroeléctricas (350 MW) bajo contratos de suministro a largo plazo. Soluciones de corto plazo. En el muy corto plazo existen pocas respuestas del lado de la oferta disponible mientras que las respuestas del lado de la demanda se limitan, mayoritariamente, a los cambios de comportamiento dada la tecnología existente (tal como apagar las luces, aire acondicionado, calentadores de agua caliente y otros equipos no esenciales) que normalmente son inducidos en forma voluntaria o mediante restricciones a la cantidad (racionamiento general). Una variedad más amplia de respuestas del lado de la demanda está disponible en el corto a mediano plazo, e incluye algunos cambios técnicos menores que involucran inversión de capital para reemplazar los aparatos electrodomésticos (tales como los focos fluorescentes). También se puede utilizar un mayor rango de precios (modificaciones en las tarifas) e incentivos por cantidad (racionamiento específico). Panorama general de largo plazo: planes individuales de los distintos países. Todos los países preparan planes nacionales de expansión utilizando herramientas similares. La característica común de los planes preparados para el período 2008-2020 es la confianza en desarrollar los recursos locales. Con excepción de El Salvador, que importa 30 MW de Guatemala, y de Guatemala, que importa 200 MW de México, los 18 planes nacionales de expansión no tienen en cuenta la energía importada sobre una base a largo plazo para el suministro de sus mercados. Otra característica común de los planes nacionales de expansión es la inclusión de las energías renovables. Las energías renovables (principalmente la hidroelectricidad) representan el 56%-87% de la capacidad adicionada planificada en Costa Rica, Guatemala, Nicaragua, y Honduras. Las excepciones son El Salvador, que no muestra un nivel sustancial en recursos hidráulicos nuevos, y Panamá, cuyo plan de desarrollo omite algunas posibilidades de expansión en energía hidroeléctrica debido a la falta de información por parte de los desarrolladores privados. Una mirada crítica de los planes de expansión individuales revela, en general, un exceso de optimismo con relación a los costos de desarrollo y a los cronogramas de implementación de los proyectos que incluyen energías renovables. El cambio a las energías renovables para la generación de electricidad puede tener ventajas de costos comparado con los combustibles fósiles. Los costos estandarizados para las centrales hidroeléctricas en la región varían entre proyectos de bajo costo (50-60 US$/MWh) y los proyectos de alto costo (90-116 US$/MWh), todos ellos muy inferiores a los proyectos de turbinas a gas de ciclo abierto o diésel de velocidad media (140-170 US$/MWh). Los costos estandarizados para las plantas eólicas de gran escala en México se han estimado en 60-90 US$/MWh (de la Torre y otros, 2010), mientras que la electricidad producida con el bagazo de la caña de azúcar compite con los combustibles fósiles en una gran variedad de condiciones. Las centrales de carbón pueden ser competitivas (100-120 US$/MWh dependiendo del escenario de los precios de los combustibles) junto con las centrales con turbinas de gas de ciclo combinado que operan con GNL (77-96 US$/MWh). Estas últimas opciones de combustibles fósiles, en caso de ser adoptadas, también contribuirían a diversificar el suministro de energía haciéndola menos dependiente del petróleo importado; no obstante, el límite más bajo de los costos del carbón y GNL probablemente lo puedan alcanzar las centrales de gran tamaño que vendan en el mercado regional. Panorama de largo plazo: nivel regional. La Secretaría Ejecutiva ha preparado un plan de expansión regional para el proyecto SIEPAC. Este plan contempla una gran participación de la generación hidroeléctrica junto con la producción basada en el GNL y complementada con las grandes centrales a carbón. En el largo plazo, la integración regional también puede recibir los beneficios del desarrollo de otras energías renovables mediante el desarrollo de proyectos de mayor escala con costos nivelados inferiores. También es posible que América Central reciba el beneficio de las dos interconexiones con México y Colombia, y que aproveche la electricidad de menor costo producida fuera de la región. El proyecto SIEPAC posibilitó el incremento del intercambio de electricidad regional. Este proyecto de 1.800 km de longitud consiste en una línea de transmisión de 230 kV que interconecta los seis países de América Central. La capacidad del sistema es de aproximadamente de 300 MW, es decir, aproximadamente el 3% de la capacidad instalada total de la región, con la posibilidad de duplicar dicha capacidad con un segundo circuito. La línea es propiedad de EPR (Empresa Propietaria de la Red), cuyos accionistas incluyen a los seis gobiernos de América Central, a la empresa de electricidad 19 española ENDESA, a la compañía de interconexión ISA de Colombia, y a la empresa de electricidad mexicana CFE. La verdadera integración o el medio por el cual se pueden captar todos los beneficios de la interconexión SIEPAC exige una amplia gama de medidas institucionales de coordinación. Muchas de estas medidas ya han sido implementadas por los distintos países tal como la creación del ente regulador (CRIE), el operador regional (EOR), y las normas y reglamentaciones para la operación de un mercado eléctrico regional (RMER). Si bien el mercado eléctrico regional fue diseñado para que fuese el “séptimo” mercado eléctrico con el desarrollo gradual de un mercado regional integrado, aún resta una brecha en lo que respecta a la integración por reglamentaciones, procedimientos y garantías inadecuadas para desarrollar las centrales eléctricas regionales. Sin normas y reglamentaciones que rijan para el mercado integrado y el suministro de electricidad adicional que pudiese provenir de una planta de generación eléctrica regional, no podrían alcanzarse todos los beneficios del proyecto SIEPAC. Entre las cuestiones que deben resolverse para crear un mercado eléctrico regional, facilitar el desarrollo de centrales generadoras regionales y promover el intercambio de electricidad a largo plazo entre los países de América Central se encuentran:  La reciprocidad entre los sectores energéticos basados en el mercado (Panamá, Nicaragua, Guatemala, y Honduras) versus aquellos que mantienen un sector integrado (Honduras y Costa Rica);  Las normas para priorizar la demanda doméstica en el caso que se produzca un déficit de generación eléctrica (Honduras y Panamá);  Los controles de precios y los subsidios generalizados (El Salvador y Nicaragua);  Los derechos de transmisión a largo plazo;  La armonización entre la normativa nacional y regional, y  La capacidad de operación del ente regulador regional (CRIE). DEPENDENCIA DEL PETRÓLEO Y VOLATILIDAD DE LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO La diversificación de la matriz energética al cambiar a nuevas fuentes de energía es una cuestión importante para la región para reducir los riesgos asociados a los altos y volátiles precios del petróleo. La proporción de los productos de petróleo en el consumo total de energía en América Central pasó de un 34% en 1990 a un 45% en 2006. El sector energético es uno de los sectores que en forma relativamente fácil puede diversificarse del petróleo dada la variedad de tecnologías y combustibles disponibles para producir electricidad. Debido al tamaño pequeño de los sistemas eléctricos de los países de América Central y a la percepción sobre el elevado nivel de inversión y los riesgos de los países, 20 los inversores privados optaron por instalar centrales térmicas –principalmente plantas diésel de velocidad media– a partir de las reformas del sector implementadas a comienzos de la década de 1990. Las centrales térmicas requieren un nivel de capital menor, pueden desarrollarse en módulos pequeños, tienen un alto grado de eficiencia, pueden utilizar combustible pesado a costos muy competitivos, pueden trasladarse fuera del país en caso de ser necesario y presentan menos desafíos sociales y ambientales comparadas con las centrales hidroeléctricas. De hecho, durante las etapas iniciales de la reforma del sector, algunos inversores, por ejemplo en Guatemala, optaron por instalar centrales generadoras montadas sobre barcazas. La inversión realizada por el sector privado aportó el tan necesario alivio a las empresas del sector público que tenían poco acceso al capital. No obstante, la tendencia a apartarse de la generación hidroeléctrica y hacia el uso de combustibles fósiles también hizo que la región dependiera cada vez más de los productos de petróleo y de la volatilidad del mercado del petróleo, lo que acarreó consecuencias en consecuencias financieras extremas en el período 2006-2008 cuando los costos de la producción energética se dispararon. Entre las medidas que América Central está siguiendo para diversificar la matriz energética del sector eléctrico y reducir la vulnerabilidad respecto de los precios del petróleo están: (i) Promover el desarrollo en gran escala del potencial de energías renovables – principalmente los proyectos hidroeléctricos de escala grande y mediana, y los proyectos de generación hidroeléctricos, geotérmicos, de biomasa y eólicos de pequeña escala; (ii) introducir instalaciones para la generación de electricidad de gran escala, y que no utilicen petróleo, con importantes economías de escala, y (iii) desarrollar un mercado eléctrico regional y expandir el mercado a los países grandes con costos de generación inferiores como puede ser desde México vía la interconexión con Guatemala y desde Colombia vía una interconexión propuesta con Panamá. Otras medidas complementarias debieran incluir la racionalización del consumo de electricidad mediante la administración de la demanda. Las medidas del lado de la demanda se concentran en reducir el volumen de electricidad consumida mediante la modificación de las tarifas, aumentando la eficiencia energética o afectando el comportamiento del consumo. Esto puede llevarse a cabo mediante medidas como el incremento de las tarifas de electricidad, el racionamiento obligatorio, la implementación de una campaña en los medios de comunicación para fomentar el racionamiento voluntario y los programas de reemplazo de artefactos electrodomésticos. Asimismo, podrían utilizarse medidas del lado de la oferta que generalmente involucran el incremento de la capacidad y disponibilidad. Esto puede lograrse aumentando la disponibilidad de la capacidad de generación existente (mejorando, por ejemplo, el mantenimiento o rehabilitación de los equipos) o reduciendo las pérdidas en el segmento transmisión o distribución (agregando baterías de condensadores o instalando sistemas avanzados de medición). 21 CUESTIONES REGULATORIAS: SUBSIDIOS Y PRECIOS DE LA ENERGÍA Los países de la región, con excepción de Costa Rica y Honduras, implementaron a fines de la década de 1990 reformas en sus sectores energéticos orientadas hacia el mercado con el propósito de mejorar la calidad, confiabilidad, eficiencia y cobertura del servicio de electricidad. Estas reformas incluyeron, entre otras, la separación de las actividades del sector entre generación, transmisión, distribución y comercialización, la separación de las funciones del Estado y de los operadores, la participación del sector privado, la competencia, la regulación independiente, tarifas que cubrieran los costos y subsidios específicos. No obstante, el nuevo modelo de mercado exigía instituciones fuertes, compromiso político y condiciones del mercado que necesitaban tiempo para desarrollarse. Como resultado de todo ello, tanto el sector eléctrico en los países que reformaron su sector como aquellos que no lo hicieron han debido enfrentar una serie de dificultades frente a los shocks externos. Ante al incremento de los precios del petróleo y los costos de generación, los gobiernos de la región han luchado por mantener los precios minoristas bajos para el sector residencial a fin de evitar las repercusiones políticas del incremento de tarifas. Con el propósito de evitar los incrementos de tarifas generalizados, los gobiernos han instituido subsidios con distintos grados de éxito. En Guatemala, El Salvador, Costa Rica, y Nicaragua, la renta económica de las centrales hidroeléctricas amortizadas por las empresas estatales se utilizó para financiar una parte importante de los subsidios. En Honduras y Panamá, los subsidios fueron financiados directamente con el presupuesto nacional. Los gobiernos también han recurrido a intervenciones de tipo regulatorio tales como el establecimiento de límites máximos a los precios del mercado y otras técnicas que no permiten que los verdaderos costos marginales de las transacciones de energía se reflejen en los precios mayoristas. En la región, los subsidios específicos no se han aplicado de manera consistente. Si bien en la mayoría de los países la ley limita los subsidios a los consumidores residenciales de bajos ingresos (cuyo consumo oscila entre 100 kWh/mes y 200 kWh/mes), los gobiernos han utilizado otros esquemas para encubrir los subsidios y controlar los precios minoristas para la población en general. Por ejemplo, Panamá, Nicaragua y El Salvador han creado fondos de estabilización para reducir los precios de la electricidad; Guatemala y El Salvador han aplicado tarifas “sociales” para mantener los precios de generación por debajo de los costos del mercado; y en Honduras, los precios mayoristas se han mantenido por debajo de los costos de generación reales lo que ha beneficiado, en muchos casos, a más del 80% de los consumidores residenciales. La mayoría de estos esquemas demostraron ser insostenibles desde el punto de vista financiero después de la fuerte subida de los precios internacionales del petróleo en 2008. A pesar de los intentos por reducir el impacto de los altos costos de generación en las tarifas residenciales, los precios residenciales promedios aumentaron en todos los países de la región a partir de 2005. En 2007, los precios residenciales promedios llegaron a 16 ¢US/kWh en El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Panamá, reflejando de este modo el impacto de los mayores costos de generación en las tarifas. Los precios residenciales permanecieron relativamente bajos en Costa Rica y Honduras, en 22 aproximadamente 8,5 ¢US/kWh, como resultado de los recursos renovables competitivos y los subsidios ocultos en Costa Rica y la aplicación de subsidios generalizados para la mayoría de los consumidores residenciales en Honduras. Los países cuentan con una variedad de medidas para disminuir la vulnerabilidad de los precios del petróleo frente a los shocks externos, algunos de los cuales son más propicios a los mercados competitivos:  Obligación de las empresas de distribución de satisfacer la mayor parte de la demanda esperada de los consumidores cautivos con contratos de largo plazo otorgados bajo procedimientos de licitación competitivos;  Diversificación del portafolio de generación para reducir los riesgos de los precios;  Desarrollo de un mercado regional y de centrales generadoras regionales; e  Implementación de los programas de eficiencia energética. Un desafío importante en cualquiera de las medidas arriba enunciadas es diseñar procedimientos y estrategias de licitación que sean efectivos para crear un portafolio de contratos a largo plazo que facilite el financiamiento de los proyectos de generación de costo mínimo y también estabilice los precios de generación, reduzca el riesgo de precios y disminuya también los incentivos para manipular los precios de la energía en el mercado spot simultáneamente. Precio del petróleo. La regulación de los productos del petróleo no ha presentado ninguna cuestión importante en América Central. En todos los países de la región, con excepción de Costa Rica, impera la competencia para la importación, distribución, transporte y venta de los productos del petróleo. Costa Rica tiene una empresa petrolera monopólica con precios regulados. En los otros países, predominan las empresas privadas con una importante presencia de las empresas multinacionales. El Salvador, Guatemala y Nicaragua han desregulado todos los precios de combustibles, con excepción del gas licuado de petróleo (GLP). Los precios que se aplican en la bomba de gasolina y los precios de paridad de importación se publican para fomentar la competencia. Panamá regula los precios mayoristas sobre la base de los criterios de paridad de importación, y recientemente estableció precios máximos para las bombas de gasolina. Costa Rica y Honduras regulan los precios mayoristas y minoristas basados en los criterios de paridad de importación. A los combustibles se les aplican impuestos utilizando procedimientos sencillos. Con excepción de Costa Rica, el combustible para la generación de electricidad está exento de impuestos en todos los países. Los precios para la gasolina en la región oscilaron entre US$2,11/gal en Panamá y US$3,0/gal en Nicaragua a febrero de 2009. El diésel tuvo variaciones dentro de un rango similar. Las diferencias en los precios representan diferencias en impuestos con un impuesto mínimo para la gasolina de US$0,60, en Panamá, hasta un impuesto máximo de US$1,50/gal, en Costa Rica. 23 MEJORAR LA EFICIENCIA Y CALIDAD DEL SERVICIO Las pérdidas de electricidad constituyen un problema persistente para numerosas empresas de servicios públicos de electricidad de la región. La privatización del sector eléctrico mejoró la situación en Panamá (donde las pérdidas disminuyeron del 25% en 1990 a aproximadamente el 12% en 2007), pero tuvo poco efecto en Nicaragua (donde las pérdidas realmente se incrementaron del 18% en 1990 al 28% en 2007). En el resto de los países los niveles de pérdidas son variables: modestas en El Salvador (alrededor del 15%), bajas en Costa Rica (por debajo del 12%), y altas en Honduras (superiores al 20%); en Guatemala las pérdidas se han mantenido más o menos estáticas (alrededor del 16%). Por lo general se reportan dos tipos de pérdidas típicas: técnicas y no técnicas. En la mayoría de los países en los que las pérdidas se han convertido en un problema financiero, ello ha ocurrido por el crecimiento de las pérdidas no técnicas o pérdidas comerciales, que incluyen electricidad no medida y robo. En muchos de estos casos, el problema reside en la incapacidad de controlar la medición y facturación a los grandes consumidores (sector industrial, comercial, y residencial) debido a fallas en la medición o alteración de los medidores antes que en el robo que tiene su origen en los barrios marginales o en las conexiones ilegales. La tecnología actual permite instalar medidores remotos a un costo relativamente bajo, permitiéndoles por lo tanto a las empresas de servicios públicos controlar de cerca a sus grandes clientes. El sistema de medición prepago del servicio es una solución para los pequeños consumidores ya que les permite controlar su consumo y el volumen de sus facturas de electricidad. Las dificultades en el cobro de las facturas de electricidad también son una cuestión de eficiencia que puede impactar negativamente en las finanzas generales de una empresa de servicios públicos. Sin embargo, este no parece ser un problema importante en la mayoría de los países de América Central; no obstante, el cobro es una parte integral de la administración del cliente que usualmente puede mejorarse mediante la tecnología moderna para los sistemas de facturación, facilitando lugares de pago y manteniendo un registro minucioso de los ingresos. Honduras está implementando un programa de sistema de cobro mediante un enfoque dirigido al cliente que apunta a racionalizar las operaciones comerciales de la empresa de servicios públicos. La calidad del servicio es un área donde las reformas de la década de 1990 han tenido un impacto positivo significativo. Antes de la implementación de las reformas y de la creación de los entes reguladores, la calidad del servicio no se controlaba y variaba ampliamente entre las distintas empresas de servicios públicos. Con la llegada de la regulación y la privatización ha habido un mayor foco puesto en asegurar que las empresas de distribución, tanto privadas y públicas, mantengan un estándar mínimo de servicio. Los entes reguladores en todos los países han promulgado estándares para el servicio urbano y rural en términos de frecuencia de desconexión y duración de las desconexiones (conocidos como SAIFI y SAIDI, respectivamente) junto con un plan para mejoras y penalidades por incumplimiento. 24 APOYO A LAS ENERGÍAS RENOVABLES Cuando los países de la región introdujeron las reformas en el sector eléctrico, reestructuraron o privatizaron sus empresas nacionales de electricidad o las convirtieron en agentes del mercado. Por lo tanto, poco era el incentivo para crear o divulgar información al público que pudiera utilizarse para promover inversiones nuevas en el sector eléctrico, en particular en lo relativo a las energías renovables tales como la hidroeléctrica, geotérmica, de la biomasa o eólica. El desarrollo de nuevos proyectos hidroeléctricos en un contexto regional exige una evaluación realista de los costos y riesgos del proyecto tal como la información que aportan los estudios de factibilidad exhaustivos. Lamentablemente, no hay suficiente información sobre los costos de los proyectos y gran parte de los datos técnicos disponibles en forma pública en la región datan de las décadas de 1980 y 1990, es decir, antes de que el sector privado fuera ampliamente responsable del desarrollo futuro del sector energético (con excepción de Costa Rica que siguió manteniendo la estructura integrada verticalmente). Los proyectos de energías renovables tienden a ser intensivos en capital, requieren estudios de factibilidad porque dependen de los recursos específicos del sitio de emplazamiento del proyecto, a menudo tienen períodos de maduración prolongados desde el diseño hasta la construcción, y algunos (como los grandes proyectos hidroeléctricos) tienen un legado de impactos sociales y ambientales elevados y visibles. Para vencer estas barreras, especialmente en los primeros años del desarrollo del proyecto, se necesita apoyo adicional del sector público para desarrollar los recursos energéticos renovables. Entre las medidas que se pueden requerir están la preparación de los mapas e inventarios de los recursos, facilitación de la evaluación temprana del riesgo y revisión de los proyectos potenciales según los criterios de orden económico, técnico, ambiental y social, finalización de los estudios de prefactibilidad, y la provisión de mejoras del crédito. Cuando las condiciones son las correctas para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos –es decir, cuando los costos de desarrollo son aceptables y existe interés del sector privado– los proyectos aún requerirán el apoyo del sector público para analizar los riesgos ambientales y sociales. Los costos bajos de desarrollo no garantizan el interés del sector privado; por ejemplo, Guatemala fracasó en atraer el interés del sector privado para uno de sus proyectos hidroeléctricos –Xalalá– a pesar de su bajo costo estimado de desarrollo. Esto sugeriría que no es el costo sino la falta de suficientes salvaguardas ambientales y sociales en Guatemala la que impidió el desarrollo de nuevos proyectos de generación. Alternativamente, tal como lo demuestra el caso de Panamá, la combinación de contratos a largo plazo y los altos precios del petróleo proveyeron los incentivos suficientes para desarrollar aproximadamente 700 MW de proyectos hidroeléctricos por parte de inversores privados. En la mayoría de los casos, se requerirán esquemas innovadores como los que se están desarrollando en Costa Rica que mantienen la información valiosa como los estudios de factibilidad dentro del sector público mientras se permite el desarrollo de proyectos seleccionados por parte del sector privado. 25 La biomasa para la producción de energía representa una fracción muy pequeña de la generación total de América Central pero podría ser considerablemente mayor. La producción se concentra en los ingenios azucareros que utilizan bagazo para proveer energía a las operaciones de sus ingenios, y en el caso que tengan exceso de suministro, pueden vender electricidad a la red. Generalmente, la producción de electricidad tiene lugar solamente durante la época de la zafra si bien el período de producción puede extenderse con el manejo apropiado del bagazo. Asimismo, las compras de energía a los ingenios azucareros pueden complementarse con el suministro fuera de estación si se los alienta a que cambien a la generación de electricidad con combustóleo que podría ser un buen complemento durante los períodos de equilibrio estrecho entre la oferta y la demanda. En este sentido, en varios países podría implementarse una regulación para fomentar la oferta de biomasa para energía. América Central cuenta con grandes recursos hidroeléctricos, geotérmicos y eólicos. No obstante, el desarrollo de importantes centrales generadoras que potencialmente se beneficiarían de importantes economías de escala se enfrenta con varios obstáculos. En el corto a mediano plazo, el énfasis está puesto en el desarrollo de proyectos hidroeléctricos de mediana escala. En el pasado se han desarrollado los recursos geotérmicos pero se requieren otros incentivos y el estudio de los mismos para continuar con su penetración en el sector eléctrico. También se han identificado recursos eólicos en la región pero requieren un mayor análisis antes de su desarrollo en gran escala. CONCLUSIÓN El presente informe provee un panorama general del sector energético en América Central poniendo el énfasis en el subsector eléctrico, y presenta los desafíos y opciones claves para alcanzar los objetivos futuros de energía y desarrollo. El estudio pone de relieve varias cuestiones fundamentales que enfrenta el sector eléctrico en América Central, incluyendo: (i) dependencia prolongada a la biomasa tradicional en algunos países y un importante sector de la población que no tiene acceso a la electricidad; (ii) dificultades para asegurar un suministro suficiente y confiable de energía eléctrica; (iii) vulnerabilidad de los costos de electricidad respecto de la volatilidad de los precios internacionales del petróleo; (iv) tensiones sociales y políticas en la determinación del precio de la electricidad y dificultades relacionadas con la salud financiera del sector energético; (v) ineficiencias en la producción y entrega de energía eléctrica, y (vi) apoyo político aunque aunado a un marco de política inadecuado para el desarrollo de las energías renovables. Uno de los principales objetivos del estudio es identificar los caminos para la acción colectiva por la cual los países en forma individual, y la región en su conjunto, podrían beneficiarse a través de un enfoque más integrado para desarrollar la infraestructura energética y conectar sus mercados energéticos. Es nuestra intención que la información presentada en este estudio provea entonces conocimientos valiosos para los formuladores de política del sector energético en América Central y para los profesionales de la energía en general. 26 CAPÍTULO uno INTRODUCCIÓN 1. El presente estudio expone un enfoque sobre las cuestiones energéticas en la región de América Central, integrada por Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá (Belice se excluyó del análisis por no estar interconectado con la región). Se ha adoptado un enfoque regional debido a numerosas razones, entre ellas: la existencia de recursos semejantes en prácticamente todos los países de la región y los problemas comunes a los que se enfrentan. Algunos de estos últimos pueden abordarse mejor a través de una acción colectiva y coordinada entre los países. 2. Organización. El estudio programático para el sector energético de la región de América Central fue concebido como un proyecto modular que presenta los diferentes aspectos y cuestiones a los cuales se enfrenta la región. Inicialmente, se propusieron cuatro módulos con la posibilidad de agregar módulos en caso de necesidad. Los módulos iniciales propuestos fueron los siguientes: a) Módulo de aspectos generales. El objetivo de este componente es facilitar un panorama general del sector energético de la región, incluyendo los subsectores electricidad, petróleo y gas, y energías renovables. Este módulo define la base para análisis más exhaustivos, mediante la identificación de los principales interrogantes inherentes al sector energético, tanto a nivel regional como a nivel de países. b) Módulo de medidas de corto plazo. En 2007 y 2008, varios países en la región experimentaron un equilibrio precario entre la oferta y la demanda en el sector eléctrico y adoptaron diferentes medidas para solucionarlo. Este módulo examina el alcance y la eficacia de las diversas medidas, tanto del lado de la oferta como del lado de la demanda, para responder a escenarios de escasez real o aparente con miras a ser aplicadas en la región y, asimismo, como una experiencia de aprendizaje para otras regiones. c) Módulo regulatorio. Para aprovechar la interconexión eléctrica en toda la región, es necesario llegar a diferentes acuerdos, a fin de optimizar las operaciones de corto y largo plazo. La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) ha elaborado reglas y procedimientos para la operación del sistema interconectado regional y para la gestión de las normas del mercado mayorista regional. Además, el BID ha financiado estudios para armonizar las reglamentaciones regionales y nacionales para el mercado mayorista. El módulo regulatorio examina los requerimientos de largo plazo orientados hacia el desarrollo de centrales eléctricas regionales minimizando los costos de largo plazo, justificación básica del proyecto SIEPAC. d) Módulo de desarrollo de energías renovables. Una de las cuestiones más prominentes que enfrenta los países de América Central es su vulnerabilidad a 27 los incrementos de los precios de petróleo, hecho que fue particularmente dramático durante 2007 y la segunda mitad de 2008. El desarrollo de alternativas que permitiesen reducir la dependencia del petróleo se convirtió en un asunto imperativo y, actualmente, es una prioridad en la agenda de la política energética en la mayoría de los países. Este módulo examina la etapa de desarrollo de distintos proyectos energéticos de gran escala basados en fuentes de generación hidráulica o geotérmica para identificar las necesidades existentes a fin de adelantar los estudios de base y los mecanismos requeridos para su financiamiento. 3. Organización del Informe: Aspectos generales y opciones. El presente informe se divide en seis secciones. La primera sección trata sobre el panorama general del sector energético, y presenta las principales características y cuestiones relativas a la oferta y la demanda de energía desde la perspectiva del balance energético. En segundo lugar, se hace una revisión del subsector petróleo y se presentan las razones por las cuales, a pesar del pequeño nivel de producción de la región, este subsector tiene un impacto importante en su economía. La tercera sección consiste en una revisión de los recursos energéticos locales y se centra en las energías renovables (es decir, energía hidráulica, geotérmica, eólica y de la biomasa), en los obstáculos que deben superarse para su desarrollo y en las cuestiones relacionadas con la energía en los hogares. Luego, hay tres secciones dedicadas al sector eléctrico que hacen hincapié en los temas de política energética, dada su influencia en el consumo de los derivados del petróleo y su potencial para el desarrollo de energías renovables. La primera de ellas trata sobre el panorama general del sector energético, presentando la información básica relativa a su organización, la oferta y la demanda, y los costos y las tarifas. Las últimas dos secciones se dedican a la cuestión del equilibrio de la oferta y la demanda: una sección de corto plazo revisa la experiencia reciente con los márgenes estrechos de reservas, extrae lecciones sobre cómo se resolvieron y provee alternativas para aplicaciones futuras; y finalmente, una sección de largo plazo analiza el panorama general desde el punto de vista de un desarrollo autárquico así como un sistema integrado que busca aprovechar en gran medida la interconexión eléctrica que entrará en servicio en 2010. 4. Contrapartes. La cooperación regional tiene una larga y productiva historia en América Central. Desde 1960 funciona un Mercado Común Centroamericano y se han negociado tratados comerciales sobre una base regional, tales como el Tratado de Libre Comercio entre Estados Unidos, Centroamérica y la República Dominicana (CAFTA). 5. Las iniciativas de integración en la región se canalizan a través del Sistema de Integración Centroamericana (SICA), creado en 1991, encargado de las distintas organizaciones. En el sector energético, existen dos organizaciones regionales que forman parte del SICA y que fueron creadas hace más de 15 años, a saber, el Comité de Electrificación de América Central (CEAC) y el Comité de Cooperación de Hidrocarburos de América Central (CCHAC). 6. Desde su creación, el CEAC ha ido adquiriendo paulatinamente un papel de perfil alto en la integración eléctrica de la región. El CEAC −compuesto por representantes de las autoridades energéticas de los distintos países− ha provisto un foro para el apoyo de 28 iniciativas, tales como el mercado energético regional, el proyecto SIEPAC y las interconexiones con México y Colombia. 7. En el marco del CEAC, el Grupo de Trabajo de la Planificación Indicativa Regional (GTPIR) integra las metodologías de planificación y comparte los resultados con las empresas nacionales que están representadas en dicho grupo de trabajo. El CEAC fue seleccionado como el cliente natural para este estudio regional y los integrantes del GTPIR, como los homólogos del grupo del Banco que analizó los temas de planificación energética. 8. El CCHAC ha cumplido una función menor comparada con la del CEAC, dado el papel relativamente pasivo de la región en los asuntos relacionados con el petróleo. Sin embargo, este organismo ha llevado a cabo numerosos estudios con el apoyo de la CEPAL, el BID, y los Gobiernos de Alemania e Italia. 9. El proyecto SIEPAC consiste en una línea de interconexión entre Panamá y Guatemala que inicialmente fue concebida en la década de 1970 y que comenzó a implementarse en 1992, con el apoyo de los seis países de la región, el Gobierno de España y el BID. El desarrollo de este proyecto ha sido lento, debido a los complejos acuerdos financieros; la construcción se inició en 2006 y la puesta en marcha está programada para 2010. El proyecto es propiedad de la Empresa Propietaria de la Red (EPR), cuyos accionistas actualmente son las seis empresas estatales de transmisión de la región, junto con la española Endesa y la ISA, la empresa de transmisión de Colombia. 10. El proyecto SIEPAC ha dado origen a otras dos organizaciones de importancia fundamental para que la interconexión funcione exitosamente:  Un ente regulador regional −la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE)−, que tiene a su cargo los protocolos requeridos para canalizar la energía de un país a otro; y  Un operador regional −Ente Operador Regional (EOR)−, que está a cargo de las funciones de despacho y liquidación de transacciones para la energía que se transfiere a través de las interconexiones internacionales en la región. 11. Coordinación y divulgación. El material analítico de este informe fue recopilado en el transcurso de diversas visitas a los distintos países de América Central en coordinación con el CEAC. Además, el equipo encargado presentó los avances del informe en varias reuniones del CEAC celebradas en San José de Costa Rica y en Bogotá, Colombia. Los resultados del informe final se presentarán en mayo de 2010 durante un foro en el que participarán autoridades regionales, y que será organizado conjuntamente con el SICA. 29 CAPÍTULO DOS PANORAMA GENERAL: EL cuadro del balance energético 12. La energía es esencial para el desarrollo económico y social. La disponibilidad de un suministro de energía suficiente y confiable es primordial para mantener la producción industrial, las actividades económicas y el bienestar de la población, mientras que la escasez de energía puede poner en peligro el desarrollo económico. El acceso a servicios energéticos modernos y de bajo costo, especialmente para la población más pobre y los grupos más vulnerables de la sociedad, es de importancia fundamental para reducir considerablemente el nivel de pobreza. Esta sección presenta datos básicos y datos del sector energético de cada país, basados en los balances energéticos y en las estadísticas generales del sector, a fin de facilitar una descripción comparativa de la región contrastándola con otros países. 13. Datos socioeconómicos básicos. Los seis países de América Central no constituyen un grupo uniforme en términos de desarrollo económico y social. Costa Rica y Panamá encabezan el grupo en lo referido al desarrollo económico y humano. Están clasificados como países con un alto índice de desarrollo humano (IDH), un indicador compuesto que mide los logros en salud, educación y nivel de vida, mientras que el resto de los países tienen un IDH medio. Costa Rica y Panamá son economías de ingresos medios altos mientras que el resto de los países son de ingresos medios bajos, según la clasificación del Banco Mundial. Costa Rica está bien ubicada en el ranking del índice de pobreza humana −HPI-1− una medida del nivel de carencia para los países en desarrollo, mientras que Guatemala ocupa el último lugar en la región, siendo ello señal de desigualdad y de un alto porcentaje de la población que vive por debajo de la línea de pobreza. Nicaragua, Honduras y Guatemala, los países más poblados en la región, con un mayor porcentaje de población rural y un menor ingreso per cápita, ocupan un lugar inferior en el IDH y el HPI-1 (véase el Cuadro 1). Cuadro 1 Costa Rica El Salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panama CA Área km2 51,100 21,040 108,890 112,090 130,370 75,520 498,640 Población mi l l ones 4.40 6.76 13.03 6.97 5.67 3.29 39.98 Densidad pob/km2 86 321 120 62 43 44 80 GDP per cápita (PPP) US$2006 10,735 7,564 4,907 4,275 2,698 11,361 Ra nki ng 50/179 101/179 121/179 117/179 120/179 58/179 Índice de desarrollo humano 2008 (alto) (medio) (medio) (medio) (medio) (alto) Población por debajo de la línea % 22% 37% 56% 51% 48% 37% 46% de pobreza Ra nki ng 5/108 35/108 54/108 41/108 46/108 15/108 Índice de probreza humana HPI-1 2008 (alto) (medio) (medio) (medio) (medio) (alto) Población Urbana % tota l 62% 60% 47% 47% 59% 71% 54% Fuente: Banco Mundial, WDI, y UNDP, indicadores de desarrollo. 30 14. Suministro de energía. Existen diferencias sustanciales en la composición del suministro de energía primaria entre los distintos países de la región. Estas diferencias están relacionadas con el desarrollo económico, la dotación de recursos y las políticas energéticas. En los países más pobres y predominantemente rurales −Nicaragua, Honduras y Guatemala− la leña tiene una gran participación en el suministro total de energía primaria (TPES), superior al 35%, mientras que en los otros países es inferior al 14%. La totalidad de los hidrocarburos son importados, con excepción de Guatemala, donde la producción de petróleo representa aproximadamente el 20% del suministro total de hidrocarburos. Las importaciones netas de energía representan aproximadamente el 50% del TPES, excepto para el país productor de petróleo, Guatemala, con una participación inferior (37%), y Panamá (73%) que tiene una participación mucho mayor en las importaciones debido a la pequeña contribución de sus recursos energéticos nacionales, tales como la leña y la energía geotérmica. En Costa Rica y El Salvador, países adelantados en el desarrollo de su potencial geotérmico, la energía geotérmica representa una parte significativa del TPES (superior al 10%). En Costa Rica y Panamá, países que continuaron desarrollando su potencial hidroeléctrico con posterioridad a la década de 1980, la generación hidráulica tiene una participación importante en el TPES (superior al 10%). Por último, la participación de las energías renovables es de aproximadamente el 50% en la mayor parte de los países, con un porcentaje menor en El Salvador y en Panamá (40% y 27%, respectivamente), países que tienen una menor participación de leña y un bajo nivel de contribución de la energía hidráulica o geotérmica (véase el Cuadro 2). Cuadro 2 América Central Suministro total de energía primaria (TPES) % of TPES Costa Rica El Salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panama Crudo y derivados 51% 60% 42% 48% 51% 73% del petróleo Carbón 0% 0% 4% 1% 0% 0% Hidroelectricidad 13% 5% 4% 5% 1% 10% Geotérmico 17% 13% 3% 0% 3% 0% Leña 10% 14% 41% 36% 37% 14% Bagazo 5% 7% 8% 9% 7% 3% Otros 4% 0% 0% 1% 1% 0% Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% Importación (neta) 51% 60% 37% 49% 51% 73% Renovables 49% 40% 55% 51% 49% 27% Año 2007 2006 2007 2006 2006 2007 Fuente: Ministerios de Energía salvo Honduras (OLADE-estadísticas energéticos 2006). 15. En los últimos 15 años, se han producido cambios sustanciales en la composición de la matriz energética de la región. Este análisis se ha basado en la exhaustiva base de datos de balances energéticos de la mayoría de los países del mundo que mantiene la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Si bien existen importantes diferencias en las estimaciones de la AIE sobre la energía suministrada por la leña en algunos países de la 31 región con respecto a otras fuentes, los datos de la AIE ofrecen un panorama general de los cambios que han tenido lugar en la matriz energética de la región y facilitan la comparación con el resto de América Latina y con los países desarrollados. 16. A nivel regional, los hidrocarburos han incrementado su participación en la oferta energética, del 35% en 1990 al 46% en 2006, principalmente debido al crecimiento del consumo de energía en el sector transporte y en el sector eléctrico, que incrementó su dependencia de la generación térmica. Durante este período, la participación de la energía de la biomasa (leña y residuos) ha disminuido del 53% al 37%, principalmente por el gran incremento de la cobertura del servicio eléctrico (del 52% al 82%). En comparación con América del Sur, la participación de los hidrocarburos en el suministro de energía primaria en América Central es prácticamente la misma (44%), pero la participación de la biomasa es mayor (37% en América Central frente a 17% en América del Sur). Esta diferencia se debe a la contribución del gas natural en América del Sur (20%). Como puede apreciarse en el Cuadro 3, en los Estados Unidos, la participación de los hidrocarburos está en el mismo rango pero la biomasa representa solamente el 3%, mientras que la energía hidráulica y la geotérmica tienen una contribución insignificante (1,5%) que se compensa por la gran contribución del carbón (24%) y la energía nuclear (9%). 17. A nivel de país, con excepción de Nicaragua, todos los países han progresado en la reducción de la participación de leña; asimismo, todos los países, con excepción de Costa Rica, han aumentado su participación de energía hidráulica y han incrementado considerablemente su participación de energía geotérmica. Durante el mismo período, el carbón ha mantenido una participación insignificante en la mayoría de los países de la región (véase el Cuadro 3). Cuadro 3 América Central Suministro total de energía primaria porcentaje Crudo y Otras Leña y Gas Carbón derivados Hidro Geotérmica Nuclear renovables residuos natural petróleo 1990 0% 49% 14% 0% 0% 37% CR 2006 1% 48% 12% 23% 1% 16% 1990 0% 32% 6% 14% 0% 48% ES 2006 0% 44% 4% 21% 0% 32% 1990 0% 29% 3% 0% 0% 68% GUA 2006 5% 40% 4% 0% 0% 52% 1990 0% 31% 8% 0% 0% 61% HON 2006 3% 51% 5% 0% 0% 42% 1990 0% 29% 2% 16% 0% 53% NIC 2006 0% 39% 1% 8% 0% 52% 1990 1% 57% 13% 0% 0% 28% PAN 2006 0% 72% 11% 0% 0% 17% 1990 0% 35% 7% 5% 0% 53% CA 2006 2% 46% 6% 8% 0% 27% SA 2005 5% 44% 12% 0% 17% 21% 1% USA 2005 24% 41% 1% 0.5% 3% 22% 9% Fuente: AIE, 2008. 32 18. Demanda de energía: composición por fuente de energía y por sector de consumo. La participación de los derivados del petróleo en el consumo final de energía en América Central aumentó a 45% en 2006, un porcentaje similar al de América del Sur o los Estados Unidos. Esto se debió a que el uso de la biomasa −principalmente la leña− disminuyó del 58% al 42% entre 1990 y 2006 al aumentar la cobertura del servicio eléctrico del 52% al 80%, y la participación de la electricidad en el consumo final subió del 8% al 12%. No obstante, la contribución de la biomasa es todavía elevada comparada con América del Sur (19%) o los Estados Unidos (3%) y la participación de la electricidad es aún baja si se la compara con América del Sur (17%) o los Estados Unidos (20%), señal de un bajo nivel de uso de la electricidad y de la cobertura del servicio eléctrico. El gas natural no se utiliza como una fuente de energía en América Central (véase el Cuadro 4) pero tiene una contribución significativa en el consumo final de energía en América del Sur (14%) y los Estados Unidos (20%). 19. La participación del sector residencial en el consumo total de energía en América Central disminuyó del 54% al 43% en el período 1990-2006, como consecuencia del incremento sustancial en la cobertura del servicio eléctrico que desplazó el uso de la biomasa, el cual todavía se mantiene elevado en comparación con América del Sur (17%) o los Estados Unidos (19%), donde el sector industrial y el sector transporte tienen una participación mucho mayor en el consumo final. No obstante, los países con los ingresos más altos de la región −Costa Rica y Panamá− tienen una estructura de consumo de energía que no difiere mucho de la de los Estados Unidos (véase el Cuadro 4). Cuadro 4 América Central Consumo final de energía porcentaje CR ES GUA HON NIC PAN CA SA USA 1990 2006 1990 2006 1990 2006 1990 2006 1990 2006 1990 2006 1990 2006 2005 2005 Por fuente de energía Electricidad 15% 20% 8% 12% 4% 8% 7% 11% 6% 7% 15% 17% 8% 12% 17% 20% Carbón 0% 1% 0% 0% 0% 2% 0% 3% 0% 0% 2% 0% 0% 1% 3% 2% Productos petróleo 45% 59% 35% 48% 26% 37% 30% 41% 28% 30% 52% 65% 34% 45% 47% 54% Gas natural 14% 20% Leña y resíduos 39% 20% 56% 40% 70% 53% 63% 45% 66% 63% 32% 18% 58% 42% 19% 3% Por sector Industria 27% 25% 13% 24% 13% 18% 25% 26% 22% 18% 21% 18% 20% 21% 39% 20% Transporte 31% 46% 16% 30% 16% 24% 16% 23% 17% 19% 33% 42% 21% 29% 34% 45% Residencial 35% 19% 68% 44% 68% 53% 55% 45% 56% 54% 36% 26% 54% 43% 17% 19% Otros 7% 10% 3% 2% 3% 5% 5% 6% 5% 10% 10% 14% 5% 7% 10% 16% Fuente: AEI, 2008. 20. Uso de la energía en América Central. Entre 1980 y 2005, el uso primario de la energía (suministro total de energía primaria per cápita) en la región aumentó paulatinamente de aproximadamente 0,57 a 0,67 tep/cápita, como resultado del desarrollo económico alcanzado, pero este todavía es bajo comparado con el promedio de la región América Latina y el Caribe que, en 2005, ascendió a 1,1 tep/cápita. Únicamente Costa Rica 33 y Panamá, los países con un nivel más alto de ingresos per cápita en la región, alcanzaron niveles de aproximadamente 0,9 tep/cápita. La relación entre el uso de la energía y el desarrollo económico se muestra en el Gráfico 1; en los Estados Unidos, el PIB per cápita es aproximadamente 7 veces superior al PIB per cápita de América Central, mientras que el uso de la energía en los Estados Unidos es 11 veces más alto que el uso de la energía en la región. Cabe señalar, además, que la población más rica de la región consume más energía. No obstante, no se trata de una relación lineal, puesto que otros factores como la participación en la economía de industrias intensivas en energía o la eficiencia energética también desempeñan un papel importante. Por otro lado, la OCDE-Europa, cuyo nivel de eficiencia energética es superior al de los Estados Unidos tenía, en 2005, el 61% del PIB per cápita de los Estados Unidos pero solamente el 44% de su consumo energético (véase el Gráfico 1). Gráfico 1 Primary energy use in Central America Uso de la energía en América Central 1.2 1.0 LAC 0.8 CR toe/capita Sal 0.6 Gua Hds 0.4 Nic Pan 0.2 CA 0.0 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 Uso de electricidad vs. GDP/capita, en 2005 14,000 USA 12,000 Uso de electricidad (kWh/capita) 10,000 8,000 CA & Sal OECD Europe 6,000 Gua 4,000 2,000 LAC Hds CR Pan 0 Nic 0 10000 20000 30000 40000 GDP/capita ((2000) US$ PPP) Fuente: AIE, 2008. 21. Intensidad energética. En 2005, la intensidad energética promedio en la región fue baja, aproximadamente 143 tep/millón de dólares del PIB (nivel de precios PPP de 2000), comparado con países desarrollados como los Estados Unidos, con valores de 213 34 tep/millón de dólares, pero comparable con la OCDE-Europa (154 tep/millón de dólares). Sin embargo, mientras los Estados Unidos han podido reducir la intensidad energética durante los últimos 25 años de 350 a 212 tep/millón de dólares, y la OCDE-Europa de 215 a 154 tep/millón de dólares, América Central o América Latina y el Caribe no muestran mejoría alguna. Ello puede obedecer a las diferencias relativas al desarrollo económico y a la participación en la economía de industrias intensivas en energía al comienzo de dicho período. Los Estados Unidos y la OCDE-Europa han podido reducir la intensidad energética invirtiendo en capital y aumentando la participación del sector servicios en la economía. 22. La relación entre intensidad energética y el uso de la energía muestra importantes diferencias en la intensidad energética entre los distintos países, con mayor nivel de intensidad energética y menor uso de la energía en los países de menores ingresos (Nicaragua, Honduras y Guatemala), hecho que se puede explicar por la elevada participación de la biomasa en la matriz energética y el uso ineficiente de esta fuente de energía (véase el Gráfico 2). Gráfico 2 Intensidad energética 1980-2005 Intensidad energética vs. consumo de energía en 2005 400 250 Intensidad energética (toe/M(2000)US$ PPP 350 USA 200 Nic 300 LAC Hds CA toe/GDP millones (2000)US$PPP Gua LAC OECD Europe 250 CR 150 CA & Sal Sal 200 Pan Gua 100 150 Hds CR Nic 100 Pan 50 USA 50 OECD (Eur) 0 0 0 2 4 6 8 10 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 Uso primario de energía (toe/capita) Fuente: AIE, 2008. 23. Resumen. El panorama general que resulta es el de una región caracterizada por un puesto modesto según los estándares de desarrollo, altamente dependiente del petróleo y, por lo tanto, vulnerable a la volatilidad de los precios de este combustible, con mucho espacio para crecer en términos del consumo per cápita (que debería ser factible a través de un mayor grado de industrialización) y un uso medio de energía en relación con el PIB. 35 CAPÍTULO TRES PANORAMA GENERAL: PETRÓLEO Y PRODUCTOS DEL PETRÓLEO 24. Si bien el centro de atención respecto de las decisiones del sector público gravita alrededor del subsector eléctrico, el petróleo desempeña directa e indirectamente un papel importante en relación con la oferta y la demanda de energía. Los productos del petróleo son, sin lugar a dudas, el principal insumo de energía moderna en las economías de los países de América Central (tal como se mostró en el Cuadro 2, dichos productos representan entre el 42% y el 73% del suministro total de energía primaria por país). Sin embargo, puesto que la producción de la región es muy limitada, las cuestiones relativas a la política de los productos del petróleo no son tan prominentes como las que se relacionan con el sector eléctrico. 25. América Central depende de las importaciones de petróleo para satisfacer su demanda doméstica de derivados del petróleo. En 2007, la región importó aproximadamente 110 millones de barriles (aproximadamente 300.000 barriles por día [bpd]) de petróleo crudo y productos del petróleo. Guatemala es el único productor de petróleo en la región, con un volumen de producción pequeño de aproximadamente 5,6 millones de barriles en 2007, suficiente para satisfacer aproximadamente el 20% de su demanda interna. En 2007, Costa Rica, El Salvador y Nicaragua mantuvieron refinerías en funcionamiento e importaron aproximadamente 18 millones de barriles de petróleo crudo (cerca de 50.000 bpd). En 1990, todos los países de la región tenían refinerías en funcionamiento, pero Honduras cerró su refinería en 1991, y Guatemala y Panamá lo hicieron a fines de 2002. Por lo tanto, el porcentaje de la demanda regional de productos del petróleo, que cubre la producción local, cayó de aproximadamente el 45% en 1995 al 17% en 2007 (véase el Cuadro 5). 26. La factura petrolera de la región –que incluye el costo de las importaciones de petróleo crudo y combustibles de petróleo– creció, aproximadamente, de US$3.000 millones en 2000 a US$11.000 millones en 2008, es decir, un 280% debido al incremento de la demanda de petróleo y a un aumento sustancial en el promedio de los precios WTI de US$30,4 a US$99,7/barril, es decir, un 228%. La factura petrolera se está convirtiendo, así, en una carga económica para los países de la región. Dicha factura aumentó también como porcentaje de las importaciones totales de mercancías, pasando del 10% en 2000 al 17% en 2007, aunque con importantes diferencias entre los distintos países. Así, en 2007, mientras que en Guatemala y Nicaragua representó aproximadamente el 30% de las importaciones, en los países más ricos como Panamá y Costa Rica, representó solamente el 10%. También se incrementó, como porcentaje del PIB, pasando del 4% al 8% durante este período y, a nivel de país, alcanzó en 2007 el nivel más alto (15%) en Nicaragua y el más bajo (6%) en Costa Rica (véase el Cuadro 6). 36 Cuadro 5 América central Balance de petróleo Miles de barriles Producción Importación Consumo/uso Producción/ consumo 1995 2000 2007 1995 2000 2007 1995 2000 2007 1995 2000 2007 Petróleo crudo América Central 3,415 7,090 5,584 29,697 35,183 18,653 Costa Rica 0 0 0 5,236 337 5,211 El Salvador 0 0 0 5,568 7,024 7,259 Guatemala 3,415 7,090 5,584 5,605 6,020 0 Honduras 0 0 0 0 0 0 Nicaragua 0 0 0 4,194 6,004 6,183 Panama 0 0 0 9,094 15,799 0 Productos del petróleo América Central 29,354 34,168 17,984 44,943 55,476 91,530 64,683 78,132 106,658 45% 44% 17% Costa Rica 5,127 0 5,460 7,611 13,618 13,107 11,508 12,950 17,656 45% 0% 31% El Salvador 5,231 6,638 6,938 6,421 8,589 10,379 11,605 14,011 16,817 45% 47% 41% Guatemala 5,605 5,851 0 10,675 15,180 27,813 16,440 21,534 27,091 34% 27% 0% Honduras 0 0 0 8,942 10,454 19,385 8,603 10,302 17,889 0% 0% 0% Nicaragua 4,204 5,979 5,586 2,231 2,690 4,862 5,965 8,299 9,928 70% 72% 56% Panama 9,187 15,700 0 9,064 4,945 15,985 10,562 11,036 17,277 87% 142% 0% Fuente: CEPAL- Istmo Centroamericano: Estadísticas de hidrocarburos, 2007. 27. La posibilidad de formar parte del Acuerdo de Cooperación Energética Petrocaribe resulta atractiva para muchos países de la región como una alternativa para reducir el impacto financiero de la factura petrolera. El Acuerdo Petrocaribe mejora los beneficios y las condiciones de acuerdos regionales celebrados con anterioridad, como el Acuerdo de San José y el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas, Venezuela. Este último país facilita a los gobiernos de los países miembros −en forma bilateral− cuotas fijas de petróleo crudo y productos refinados a los precios de mercado, y les otorga financiamiento a largo plazo en términos concesionales de hasta el 40% de la factura por un plazo de 25 años al 1% anual, cuando el precio del crudo supera los US$50/bbl. Desde 2007, Nicaragua forma parte del Acuerdo Petrocaribe con una cuota de 27.000 bpd; Honduras es parte del acuerdo desde enero de 2008, con una cuota de 20.000 bpd. Asimismo, Guatemala presentó una solicitud para ser miembro en julio de 2008 y Costa Rica, a fines de 2008. En la actualidad, Panamá y El Salvador son los únicos países que no forman parte del acuerdo. 28. La participación del consumo de combustible para la generación de electricidad creció del 7% del consumo total de combustible en 1990 al 20% en 2007, lo cual equivale a una tasa anual de crecimiento del consumo del 12,7% y obedece al incremento de la generación térmica que, en su mayoría, utiliza bunker. El uso de diésel para la generación de electricidad disminuyó considerablemente, del 52% (del consumo de combustible para la generación de electricidad) en 1995, cuando el diésel se utilizaba para las turbinas a gas y los motores diésel, al 17% en 2007. El consumo de gasolina y diésel, mayormente en el sector transporte, creció al 5,5% anual durante el mismo período, representando 37 aproximadamente el 56% del consumo total de combustible o el 70% del consumo, excluyendo los combustibles para la generación de electricidad en 2007. Por otra parte, el consumo del gas licuado del petróleo (GLP) creció a una tasa anual del 7,2% (véase el Cuadro 7). Cuadro 6 América central Factura petrolera (millones US$) 1990 1995 2000 2005 2007 2008 * Crecimiento Importación petróleo /00-/08 Central America 1,106 1,562 2,960 5,643 8,450 11,126 276% Costa Rica 191 259 455 998 1,440 2,091 360% El Salvador 153 264 520 906 1,288 1,500 188% Guatemala 278 365 739 1,546 2,422 2,819 281% Honduras 153 205 359 833 1,261 1,897 428% Nicaragua 117 131 278 524 809 954 243% Panamá 214 338 609 836 1,230 1,865 206% Porcentaje de exportaciones totales Central America 11% 8% 10% 14% 17% Costa Rica 10% 6% 6% 10% 11% El Salvador 16% 13% 14% 20% 23% Guatemala 18% 13% 16% 23% 28% Honduras 15% 12% 9% 15% 22% Nicaragua 30% 21% 25% 27% 30% Panamá 5% 4% 8% 8% 9% Porcentaje de GDP Central America 4% 3% 4% 6% 8% Costa Rica 3% 2% 3% 5% 6% El Salvador 3% 3% 4% 5% 7% Guatemala 4% 2% 4% 6% 8% Honduras 5% 5% 5% 9% 12% Nicaragua 12% 4% 7% 11% 15% Panamá 4% 4% 5% 5% 7% */ Preliminar en base a información en prensa Fuente: CEPAL, Ibstmo Centroamericano, Estadísticas hidrocarburos, 2007. GDP. WDI of World Bank 38 Cuadro 7 América Central Consumo de derivados del petróleo (miles de barriles) Consumo Generación de electricidad TOTAL Subtotal GLP Gasolina Kero/Jet Diésel Fueloil Otros Subtotal Diésel Fueloil Otros 1990 38,470 35,666 2,982 9,861 2,922 14,562 4,792 548 2,804 552 2,141 110 1995 64,794 51,015 4,662 15,809 3,745 20,156 5,823 820 13,779 7,125 6,543 111 2000 78,132 65,936 6,961 21,444 4,616 25,967 5,472 1,476 12,196 2,324 9,871 2001 83,413 68,220 7,108 22,075 4,476 27,296 6,054 1,211 15,193 2,896 12,297 2002 85,717 69,858 7,571 23,228 4,319 28,356 5,231 1,154 15,859 3,463 12,396 2003 91,953 73,056 8,033 23,173 4,291 29,763 6,017 1,779 18,896 3,923 14,973 2004 94,253 77,362 8,488 23,760 4,901 30,418 6,961 2,833 16,891 2,392 14,499 2005 94,891 77,239 8,775 23,571 5,145 31,319 5,435 2,996 17,652 1,081 14,673 1,898 2006 99,219 80,027 9,090 24,067 5,308 31,862 6,776 2,924 19,193 1,912 16,769 512 2007 108,417 86,911 9,737 26,150 6,069 34,328 7,488 3,139 21,506 3,567 17,939 1990 100% 93% 8% 28% 8% 41% 13% 2% 7% 20% 76% 4% 1995 100% 79% 9% 31% 7% 40% 11% 2% 21% 52% 47% 1% 2000 100% 84% 11% 33% 7% 39% 8% 2% 16% 19% 81% 0% 2007 100% 80% 11% 30% 7% 39% 9% 4% 20% 17% 83% 0% Fuente: CEPAL-Istmo Centroamericano-Estadísticas hidrocarburos 2007 29. El Salvador, Guatemala y Nicaragua han optado por desregular los precios de los combustibles en el mercado interno, con excepción del GLP, pero han establecido procedimientos para publicar de forma regular información sobre los precios que las empresas distribuidoras aplican a las estaciones de gasolina y sobre los precios de paridad de importación para todos los combustibles. En la actualidad, Costa Rica y Honduras aplican fórmulas basadas en los criterios de paridad de importación para regular los precios mayoristas y minoristas. Por su parte, Panamá solamente regula los precios mayoristas sobre la base de los criterios de paridad de importación, pero en septiembre de 2008 la Autoridad de Protección al Consumidor estableció precios máximos para los combustibles en las estaciones de gasolina. 30. En todos los países de la región, con excepción de Costa Rica, cualquier empresa habilitada y con licencia puede importar, distribuir, transportar y vender combustibles. En Costa Rica, la empresa estatal −Refinadora Costarricense de Petróleo (Recope)− tiene derechos monopólicos para importar, refinar y distribuir a nivel mayorista petróleo crudo y productos de petróleo a precios regulados. En los otros países de la región existen por lo menos ocho empresas que participan en estas actividades2, desempeñando las compañías petroleras multinacionales un papel importante, incluyendo la operación de las refinerías en 2 En el caso de Panamá, existen ocho terminales de almacenamiento de combustibles que operan como zonas libres que no están incluidas en las estadísticas de la CEPAL. 39 El Salvador y Nicaragua. En todos los países, con excepción de Costa Rica, las empresas generadoras de energía termoeléctrica pueden importar directamente los combustibles utilizados por las empresas generadoras de electricidad para el suministro de energía a la red pública. En los países donde se ha desregulado los precios de los productos de petróleo, persiste la inquietud respecto del alcance de la competencia en los mercados pequeños con una estructura oligopólica en las actividades mayoristas (véase el Cuadro 8). Cuadro 8 América Central Importación y refino de derivados del petróleo Participación en el mercado Total CR ES GUA HDS NIC PAN % No. % No. % No. % No. % No. % No. % Total 100% 17% 16% 26% 18% 10% 15% Multinacionales 44% 0% 3 75% 2 19% 2 37% 1 65% 3 94% Esso 18% 0% 1 40% 1 15% 1 8% 1 65% 1 1% Shell 4% 0% 1 17% 0% 7% 0% 1 12% Chevron-Texaco 22% 0% 1 17% 1 4% 1 22% 0% 1 81% Nacionales 56% 1 100% 5 25% 9 81% 6 63% 7 35% 1 6% Grandes 46% 1 100% 3 11% 6 59% 5 51% 4 29% 1 6% Compañías petroleras 38% 1 100% 1 7% 3 52% 1 24% 2 22% 0% Generadores eléctricos 8% 0% 2 4% 3 7% 4 28% 2 8% 1 0% Pequeñas 10% 0% 2 15% 3 22% 1 11% 3 5% 0% Fuente: Istmo Centroamericano, Estadísticas de hidrocarburos, 2007 31. Con excepción de El Salvador, todos los países de la región han simplificado la estructura de impuestos y aranceles que se aplican a la distribución y a la venta de los combustibles de petróleo. Actualmente, Costa Rica, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá aplican impuestos a los combustibles expresados en US$/volumen o en moneda local/volumen para cada combustible (gasolina, premium y regular, diésel, fueloil, queroseno, GLP, etc.). En el caso de El Salvador, existe una combinación de impuestos ad valorem e impuestos fijos. En todos los países, excepto Costa Rica, los combustibles que se utilizan para la generación de electricidad para el servicio público están exentos de impuestos. Panamá y El Salvador han establecido un importante subsidio al GLP que se distribuye en cilindros pequeños, mientras que Costa Rica y Guatemala aplican un impuesto al GLP y no lo subsidian (véase el Cuadro 9 y el Cuadro 10). 40 Cuadro 9 América Central Precios de combustible e impuestos (US$/galón) Semana de febrero 9-13, 2009 CR ES GUA HDS NIC PAN Gasolina - regular Precio en surtidor 2.9 2.4 2.6 2.6 3.0 2.1 Impuestos 1.5 0.7 0.8 1.0 0.7 0.6 % a/ 106% 43% 48% 61% 31% 39% Diésel Precio en surtidor 2.9 2.3 2.3 2.4 2.6 2.0 Impuestos 1.0 0.5 0.4 0.6 0.5 0.3 % a/ 52% 30% 23% 33% 26% 14% Fuente: Comisión técnica del petróleo - Honduras, revised in the case of Costa Rica (ARESEP) a/ Porcentaje del precio sin impuestos 32. En febrero de 2009, El Salvador, Guatemala y Panamá aplicaban el impuesto al combustible por volumen más bajo, de entre US$0,60 y US$0,80/galón para la gasolina regular y US$0,30 a US$0,50/galón de diésel a nivel regional, mientras que Costa Rica aplicaba el impuesto al combustible más alto, US$1,5/galón para la gasolina regular y US$1,0/galón para el diésel (véase el Cuadro 9). Cuadro 10 América Central GLP: precios y subsidios Cilindro de 25 libras Semana de octubre 24-28 de 2008 GUA ES HDS NIC CR PAN Precio paritario de importación 13.1 14.0 11.9 11.9 17.4 Subsidio 0.0 -10.7 -2.1 0.0 0.0 Impuestos 1.6 0.6 0.7 0.0 1.5 0 Precio de venta 14.6 5.1 10.6 11.9 18.9 4.37 Fuente: MEM Gua tema l a , Es ta dís ti ca s petrol era s s ema na oct 24-28, 2008 (execpto Pa na ma ) 33. Conclusiones. El subsector petróleo en América Central parece estar funcionando bien sin interrupciones significativas en el suministro, gracias a una política de precios que permite reflejar los precios internacionales en origen. La diferencia en los niveles de precios entre países vecinos tan cercanos plantea la posibilidad de que ello obedezca a una situación de contrabando, aunque esto no parece ser una cuestión importante. Al parecer, los ajustes de precios realizados con el fin de adaptarlos a los precios del mercado internacional para los derivados de petróleo han sido aceptados por los consumidores sin oposición, en agudo contraste, por ejemplo, con los precios de la electricidad, cuyos costos subyacentes se perciben como más fácilmente controlables. 41 CAPÍTULO CUATRO RECURSOS ENERGÉTICOS NACIONALES 34. En esta sección se analiza la evolución de la utilización de las energías renovables (biomasa, hidráulica, eólica y geotérmica) en América Central desde 1990 a la fecha. Se destacan las tendencias y se evalúa el contenido de las energías renovables en los actuales planes regionales de expansión energética. El análisis está fuertemente orientado hacia la incorporación de fuentes de energías renovables en el subsector eléctrico, pero también se complementa con consideraciones relacionadas con la energía de la biomasa y otros tipos de fuentes de energía nacionales. LA BIOMASA EN AMÉRICA CENTRAL 35. La biomasa es un insumo energético importante en los países menos desarrollados de la región y su uso continuado, particularmente en el subsector doméstico, plantea serios problemas de salud y tiene externalidades negativas asociadas, tales como la deforestación. De hecho, el uso de la leña es un buen indicador del nivel de desarrollo en el sector rural. Tal como se ha mostrado en el Cuadro 2, las tasas de participación de la leña de Costa Rica, Panamá y El Salvador en el suministro total de energía primaria se encuentran entre el 15% y el 21%, mientras que en Guatemala, Nicaragua y Honduras dichas tasas están entre el 44% y el 49%. 36. Existen dos aspectos diferentes relacionados con las cuestiones de la biomasa en la región. Por un lado, es una fuente de energía tradicional que todavía se utiliza extensamente en las zonas rurales y, por otro, comprende la producción de residuos en los ingenios azucareros u otras instalaciones industriales que se pueden utilizar como materia prima para la producción de electricidad. En los últimos años se ha experimentado un incremento en el uso de residuos tales como las cáscaras de arroz y café como sustitutos de los productos de petróleo, pero el insumo principal de biomasa para la producción de electricidad ha sido y continúa siendo el bagazo de la caña de azúcar. 37. En la sección II (Panorama General del Sector Energético) se ha presentado la participación de los distintos combustibles en el suministro total de energía primaria, donde el petróleo ocupa el primer lugar. Ahora bien, otro punto de vista consiste en centrarse en la producción de energía primaria; en este caso, la participación del petróleo es insignificante y la biomasa representa la mayor parte de la producción de energía autóctona, aproximadamente el 67% para la región, como puede apreciarse en el Cuadro 11. 42 Cuadro 11 Producción de Energía Primaria (2007) Fuente: modificado con base en datos de Olade, 2007. 38. Distribución del consumo de la biomasa. El Cuadro 12 muestra cómo se consume la biomasa en los distintos subsectores. En general, se consume en el subsector residencial, con excepción de Costa Rica y Panamá, donde existe un nivel significativo de consumo industrial y comercial. Cuadro 12 Consumo final de la biomasa por subsector Fuentes: Balances Energéticos Nacionales de cada país 43 39. El subsector residencial: el caso de las fuentes de energía modernas. La biomasa todavía constituye una parte considerable del consumo en el sector residencial, tal como se muestra en el Cuadro 13. Cuadro 13 Consumo residencial de energía (kbpe) Type of Energy Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panama Total Biomass 25,678.00 9,744.00 11,228.00 9,759.00 4,856.00 3,656.00 64,921.00 Modern Energy 25,500.00 14,073.00 15,680.00 11,475.00 21,187.00 15,192.00 103,107.00 Biomass % 50.17% 40.91% 41.73% 45.96% 18.65% 19.40% 38.64% Fuente: Elaboración propia en base a los Balances Energéticos Nacionales de cada país. 40. Según los datos del Cuadro 13, el uso predominante de la biomasa en el sector residencial plantea numerosas cuestiones: por lo general, se consume en fogones ineficientes; constituye un peligro para la salud por el humo producido al cocinar; y conlleva un esfuerzo de recolección costoso que habitualmente está asociado con el trabajo de las mujeres. 41. Una primera respuesta a esta cuestión ha consistido en desarrollar y difundir el uso de estufas de leña mejoradas con un nivel de eficiencia superior; no obstante, no se trata de una solución permanente ya que tiene en cuenta solo parcialmente las cuestiones asociadas a los peligros para la salud y a los costos de recolección. Una respuesta más sostenible de largo plazo a este problema consistiría en la distribución de equipos de GLP, pero los altos costos de transporte y distribución asociados a esta opción, en particular en las áreas rurales, la convierten en una alternativa prohibitiva. 42. Deberían implementarse subsidios que apoyen la penetración de las fuentes de energía modernas. Dichos subsidios pueden justificarse por sus grandes externalidades positivas asociadas, fruto de la sustitución del combustible de leña, para asegurar que los subsidios estén bien focalizados. Esto puede lograrse a través de subsidios a los costos iniciales, tales como el cilindro de GLP, limitándolo a los tamaños más pequeños −15 libras− y, luego, subsidiar la recarga de esos cilindros pequeños que tienden a ser preferidos por la población de escasos recursos. Asimismo, esos subsidios específicos pueden controlarse geográficamente al limitarlos a ciertas zonas rurales. 43. La biomasa para la generación de electricidad. La mayor parte de la generación de electricidad que utiliza biomasa está asociada con el bagazo de la caña de azúcar que es un combustible estacional y, en menor medida, con el aceite de palma. La mayor parte de la generación de electricidad con bagazo se consume dentro de los ingenios azucareros existentes, siendo limitado el volumen que se suministra a la red eléctrica, tal como se muestra en el Cuadro 14. 44 Cuadro 14 Suministro de electricidad con biomasa - América Central, 2007 (GWh) Fuente: Elaboración propia en base a datos de la CEPAL y balances energéticos nacionales, 2007. 44. Los volúmenes suministrados a la red eléctrica (generación neta) son insignificantes en términos de la electricidad total suministrada. Si bien las actuales instalaciones de generación con bagazo podrían suministrar electricidad a la red fuera de temporada −utilizando fueloil o destilado de petróleo (para situaciones de emergencia)− no se prevé que el uso de la biomasa sea significativo para la generación de electricidad en el largo plazo. Aunque las existencias son pequeñas, podrían ser considerables en los períodos de sequía o escasez, por lo que debería existir un incentivo para utilizarlas con combustóleo si la emergencia tiene lugar fuera de temporada, cuando no hay disponibilidad de bagazo. Por ello, los países de la región podrían fácilmente adoptar medidas regulatorias para incorporar este tipo de generación. ENERGÍA HIDRÁULICA, EÓLICA Y GEOTÉRMICA 45. Recursos autóctonos para la generación de electricidad. América Central cuenta con un gran potencial, que aún no ha sido explotado, para la generación de electricidad con energías renovables. El potencial hidroeléctrico de la región se estima en aproximadamente 25.000 MW, de los cuales solamente alrededor de 4.000 MW (vale decir, el 16%) se instalaron en 2007. Costa Rica, Guatemala y Honduras poseen aproximadamente el 70% del potencial hidroeléctrico de la región. El desarrollo de este potencial se tropieza con numerosas dificultades: los costos de inversión son altos (generalmente superiores a US$2.500/kW), comparado con proyectos en América del Sur (en el rango de US$1.500/kW); muchos proyectos tienen un impacto social y ambiental considerable (áreas protegidas, poblaciones desplazadas, etc.); y los inversores privados se enfrentan a importantes riesgos de desarrollo difíciles de manejar. No obstante, todos los países de la región están analizando el desarrollo de nueva capacidad hidroeléctrica como una alternativa para reducir su dependencia del petróleo importado (véase el Cuadro 15). 46. El potencial geotérmico de Costa Rica, El Salvador, Guatemala y Nicaragua es moderado (inferior a los 1.000 MW en cada uno de los países) y se ha desarrollado principalmente en El Salvador y Costa Rica. En los planes de expansión de la generación de estos países, se está considerando una capacidad de aproximadamente 500 MW, alrededor de 300 MW en Nicaragua, si bien en la mayoría de los casos la viabilidad de estos planes dependerá de los resultados de futuros estudios de evaluación de recursos. Aunque el potencial de la generación eólica y de la biomasa puede ser extenso, en la mayor parte de los casos la información sobre estos recursos es incompleta y no es confiable; sin embargo, se están considerando aproximadamente 500 MW en proyectos de generación eólica y 200 MW en generación con bagazo para el desarrollo de dichos planes de expansión (véase el Cuadro 15). 45 Cuadro 15 Costa Rica El salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panama CA Hydroeléctrico Bruto 25,500 N/A 10,900 N/A N/A N/A Capacidad 6,633 2,165 5,784 4,991 1,760 3,282 24,615 Incluye Aprox. 2,800 MW 111 proyectos, Incluye aprox. proyectos Incluye aprox. Utilizable localizados en incuyendo aprox. 1,400 MW en Aprox. 184 binacionales: El 150 MW en parques 1,000 MW en 82 pequeños proyectos según Comentarios Tigre (704) con pequeños nacionales y proyectos de proyectos los registros de Honduras, y Río proyectos (<30 reservas pequeña y hidroeléctricos COPE La Paz (138 MW) MW) indígenas mediana escala (<30MW) con Guatemala Aprox. 2,600 MW Aprox. 2,100 MW en 29 proyectos, en 15 proyectos, incluyendo Aprox. 820 MW Aprox. 400 MW Aprox. 740 MW inlcuyendo Pirris Xalalá (181), en 6 grandes en 9 proyectos, en 14 proyectos: Considerado en Aprox. 330 MW: (128), Pacuare Serchi (135), proyectos y 44 incluyendo Changhinola planes de expansión Chaparral (66) y (167), Reventazón Chulac (200) y MW en pequeños Larreynaga (17), (223), Baitún de generación El Cimarrón (264) (300), Guayabo proyectos proyectos Boboké (70) y (86), El Alto (60) y (234) y Diquis binacionales, privados Tumarín (160) otros (622) Usumacinta (800) y Río Paz (70) Instalado (2007) 1,408 483 703 520 98 847 4,059 Utilizado (%) 0 0 0 0 0 0 0 Geotérmico Bruto 856 1,000 N/A 1,500 N/A Aprox. 12 Utilizable 257 500 N/A N/A campos N/A geotérmicos Aprox. 300 MW Aprox. 90 MW en en 6 proyectos: Considerado en Aprox. 700 MW, 3 proyectos : 2 Tacuanburro San Jacinto (66), planes de expansión incluyendo Las campos - - (44) El Hoyo (60), de generación Palmas (35) existentes y Chiltepe (60) y Chinameca (50) otros Instalado (2007) 159 189 36 - 40 - 424 Eólico Bruto 600 N/A 7,800 N/A 800 3,700 Evaluación en Evaluación en Utilizable 274 N/A N/A N/A curso curso Aprox. 350 MW 100 MW en un Considerado en en 3 proyectos: 20 MW en 1 proyecto de 40 MW (Proyecto planes de expansión - - Santa Fé (81), proyecto Mesoamerican Amayo) de generación Toabré (120) and Energy Mendoza (150) Instalado (2007) 66 - - - - - 66 Biomasa Bruto 318 N/A 700 N/A N/A. Actividad N/A. Actividad relevante por relevante por Utilizable 95 N/A parte de la parte de la 200 N/A industria de la industria de la caña de azúcar caña de azúcar 124 MW, Considerado en 5 MW, 1 50 MW, proyecto incluyendo un 25MW, proyecto planes de expansión proyecto de de caña de proyecto de - - de bagazo de generación bagazo azúcar Costa Sur bioenergía de 110 MW Instalado (2007) 10 66 276 68 100 - 520 ICE, Plan de expansión de la OLADE: potencial Fuentes generación hidroeléctrico, INDE y MEM ENEE MEM COPE y ETESA eléctrica 2008- MINE: geotérmico 2021, Sep/07 Fuente: ICE, Plan de expansión eléctrica 2008-2021, Septiembre 2007. 46 47. Hasta la década de 1990, los países de América Central utilizaron sus importantes recursos hídricos para generar la mayor parte de su electricidad. Las energías renovables alcanzaron el 91% de la generación de electricidad en 1990, si bien con alguna variación entre los distintos países. En Costa Rica y Honduras, las energías renovables aportaron el 99% y el 100% del suministro eléctrico, respectivamente, mientras que Nicaragua utilizó el 61%, el más bajo en la región. El rápido crecimiento de la demanda de electricidad llevó a un incremento superior al 100% (más del doble) en el volumen de electricidad generado, que pasó de aproximadamente 14.500 GWh en 1990 a 38.000 GWh en 2007. La capacidad de generación creció proporcionalmente de 4.009 MW a 9.486 MW en el mismo período. 48. En los últimos veinte años, la capacidad de generación nueva construida que utilizaba combustibles fósiles duplicó la capacidad derivada de las energías renovables. La generación hidroeléctrica es la única tecnología que podría dar lugar a grandes incrementos de capacidad de forma costo-eficiente en respuesta a la demanda. Sin embargo, tal como se ilustra en el Gráfico 4 (sección V), el crecimiento de la generación hidráulica (en color azul) −la única tecnología que podría haber provisto grandes incrementos de capacidad en respuesta a la demanda− no mantuvo el ritmo con el crecimiento de la capacidad basada en el diésel (en color gris). Esto llevó a un brusco descenso de la participación en la matriz eléctrica de la energía generada con fuentes renovables. Si bien hubo variaciones, en todos los países se pudo observar la tendencia al crecimiento con base en hidrocarburos para la generación de electricidad. 49. Si bien muchas de las oportunidades para desarrollar energía con fuentes renovables radican en el desarrollo de centrales generadoras de pequeña escala, el punto de mira del presente análisis se ha puesto en las centrales de un tamaño superior a los 150 MW, con el objetivo de identificar oportunidades para un cambio rápido en la matriz de generación y de contribuir a la integración regional del sector energético en América Central. Esto explica la concentración en la generación hidroeléctrica y la recomendación de que se realice un exhaustivo estudio de factibilidad y una evaluación del riesgo de las centrales hidroeléctricas de mayor escala incluidas en los Planes Regionales de Expansión compilados por el Comité de Electrificación de América Central (CEAC). 50. La sección también formula algunas recomendaciones sobre una metodología para identificar proyectos de energías renovables. Este proceso de exploración podría facilitar la determinación, por parte de los organismos regionales, de un plan regional de prioridad de inversión. Dicho plan estaría basado en una lista corta de proyectos de energías renovables que serían bancarizables, social y ambientalmente sólidos, y de los cuales se derivarían importantes beneficios sociales, ambientales y económicos. Esta exploración es importante para detectar las oportunidades más prometedoras con miras a desarrollar grandes fuentes de energías renovables y conseguir un impacto estructural en la matriz de generación de la región. 51. El presente estudio no descarta ni minimiza los beneficios que podrían derivarse del desarrollo de centrales generadoras de escala más pequeña que utilizan fuentes de energías renovables (por ejemplo, la energía geotérmica o eólica). No obstante, dicho enfoque está fuera del alcance de este trabajo. El estudio, sin embargo, recomienda realizar un análisis más exhaustivo de las oportunidades para el desarrollo de los recursos geotérmicos por parte de los distintos países de América Central. Aunque se reconoce el carácter 47 prometedor de las tecnologías de energía solar, ha de aceptarse que su contribución sustancial al cambio en la composición de la matriz de generación dependerá de la mejora en su comercialización así como de las mejoras continuas que se alcancen en la propia tecnología, de modo que sus precios puedan reducirse y sean más competitivos. EL ESTADO ACTUAL DE LOS RECURSOS DE ENERGÍAS RENOVABLES 52. En 2007, se necesitaban combustibles fósiles para operar el 31% de la capacidad de generación de América Central. Algunos países tuvieron un mayor éxito en mantener una participación mayor de las energías renovables en su matriz de generación. Costa Rica mantuvo la participación de las energías renovables por encima del 87% durante todo el período, gracias a proyectos de generación hidráulica atractivos, una empresa de electricidad estatal verticalmente integrada y una política clara para el desarrollo de las energías renovables. En contraste, la participación de las energías renovables en la matriz de Honduras disminuyó del 100% al 37%, debido a la necesidad del país de movilizar la inversión privada para financiar los proyectos de generación. Frente a la posibilidad de elegir tecnologías en respuesta a los llamados a licitación, los inversores privados favorecieron la instalación de centrales de generación con combustibles fósiles (por tener estas un menor costo) así como los cortos plazos de recuperación de la inversión de capital y los menores riesgos de construcción. La mayoría de los países de la región, con mercados de electricidad desagregados (unbundled), vieron caer significativamente la proporción de energías renovables en su matriz de generación. Durante este período, la participación de energía proveniente de fuentes renovables se redujo del 90% al 55%. La participación de la generación con diésel aumentó considerablemente en todos los países, con excepción de Costa Rica y Panamá que, en la primera década de 2000, han desarrollado centrales hidroeléctricas y a gas o centrales térmicas de vapor. 53. Paralelamente a los incrementos en la capacidad de generación basados en tecnologías que utilizan combustibles fósiles y que ha permitido a los gobiernos responder con celeridad a la demanda creciente en los últimos años, los cambios en la matriz de generación han vuelto más vulnerables a los países de América Central a las escaladas de los precios del petróleo. Como resultado de ello, en 2007 y 2008, cuando los precios del petróleo eran extremadamente volátiles, algunos países sufrieron incrementos en sus costos de generación de hasta un 3% del PIB. Los países tomaron mayor conciencia de que la exposición a la volatilidad de los precios del petróleo representaba importantes riesgos macroeconómicos y de seguridad en el suministro de energía y que podían amenazar la estabilidad social y la capacidad de los gobiernos de prestar los servicios básicos de salud y educación, y la sostenibilidad de la actividad económica. 54. Asimismo, cada vez es mayor la aceptación de los países por lo que respecta a los argumentos que ponen de relieve los beneficios económicos y otros derivados de las tecnologías verdes, así como los beneficios económicos y de seguridad energética resultantes de reducir la exposición de los países al aumento de los precios del petróleo. Muchos países han comenzado a implementar programas de eficiencia energética, cuyo objetivo es evitar los costos asociados al desarrollo de una nueva capacidad de generación y aumentar las importaciones de petróleo. El aumento desmesurado de los precios del petróleo, ocurrido en 2008, puso de manifiesto un grado adicional de urgencia en la 48 búsqueda de alternativas, a fin de reducir la dependencia del petróleo y el renovado interés del mundo en desarrollar y utilizar fuentes renovables para el suministro de energía. Si bien los precios del petróleo han bajado desde esa fecha, su tendencia a largo plazo todavía es ascendente y muchos analistas creen que es probable que esta tendencia se mantenga ante la ausencia de nuevos descubrimientos de reservas de petróleo en gran escala. Estos cambios han llevado a un nuevo impulso para la cooperación regional por lo que respecta al desarrollo de energías renovables, tal como se analizará más adelante. POLÍTICAS DE PROMOCIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES 55. Muchos países de la región han adoptado normas legales para incentivar el desarrollo de fuentes renovables. Algunos países han establecido, incluso, políticas específicas para la promoción de biocombustibles y energía geotérmica. El alcance de las políticas de promoción de renovables es dispar, con países como Costa Rica que pretende convertirse en el primer país “neutro en carbono” para 2021 y que cuenta con políticas que cubren todos los tipos de renovables; y países como Panamá, que carece de políticas específicas de desarrollo de energías renovables. La elaboración de políticas de energías renovables es, por lo general, responsabilidad de diferentes ministerios y no está asignada a una única agencia del gobierno como resultado de las reformas en el sector eléctrico que se llevan a cabo en los diferentes países. Dichas reformas han resultado, en algunos casos, en una pérdida de la capacidad de planificación. 56. A nivel regional, durante la Cumbre Mundial sobre el Desarrollo Sostenible en Johannesburgo en 2002, se presentó la Energy and Environment Partnership (EPP) con América Central. Esta asociación cuenta, en la actualidad, con 31 miembros europeos y 38 miembros de América Central, los cuales incluyen tanto a compañías como a actores institucionales. A través del SICA y de la Comisión Centroamericana de Ambiente y Desarrollo (CCAD), el Ministerio de Asuntos Exteriores de Finlandia aportó una inversión inicial de 8 millones de euros para esta iniciativa. El programa fue originalmente diseñado para una duración de seis años, de 2003 a 2009, bajo la gestión conjunta de los Ministerios de Medio Ambiente y Energía de los países de América Central y el Gobierno de Finlandia. El Gobierno de Austria también contribuyó con 1,9 millones de euros para la incorporación de la Corporación Austríaca para el Desarrollo en 2007. Esta organización ha recibido apoyo adicional para la tercera fase de su trabajo, que se prolongará al período 2010-2012, aunque en la actualidad se cuenta con información limitada sobre las prioridades y las actividades que se incluirán en la fase siguiente. Este grupo ha celebrado 12 foros regionales y ha identificado 160 proyectos piloto potenciales de energías renovables3. 57. El SICA ha diseñado la Estrategia Energética Sustentable de Centroamérica, con el apoyo de los Ministerios de Energía y Medio Ambiente de la región. Dicha estrategia incluye una matriz con medidas y su principal objetivo es asegurar la cantidad y la 3 Con base en la limitada información disponible, muchos de estos proyectos son de pequeño tamaño y no todos se orientan a la generación de electricidad. Se incluyen, por ejemplo, cuatro proyectos geotérmicos, dos de los cuales se basan en la recolección de calor de pozos geológicos para usos productivos. En Guatemala, el sector privado ha desarrollado un proyecto que ya está en marcha. En Panamá, otro proyecto se encuentra todavía en la fase conceptual. 49 diversidad necesarias para garantizar que el suministro energético en América Central provea la base necesaria para el desarrollo sostenible, teniendo en cuenta factores de equidad social, crecimiento económico, buen gobierno y compatibilidad con el medio ambiente, de acuerdo con lo establecido en los comités ambientales internacionales. Las metas específicas para 2020 son:  Reducir la demanda de derivados del petróleo;  Reducir la dependencia de la importación de recursos energéticos;  Mejorar la eficiencia y promocionar el uso racional de la energía, tanto del lado de la oferta como del lado de la demanda;  Incorporar nuevas tecnologías y fuentes de energía menos contaminantes;  Incrementar el acceso a servicios energéticos para las poblaciones aisladas y de bajos recursos;  Mitigar los efectos en el medio ambiente del uso y la producción de energía, y  Desarrollar proyectos eléctricos compatibles con el medio ambiente y los asentamientos humanos. A. Políticas regionales 58. Desde el punto de vista regional, el CEAC ha definido algunos principios de política energética en su plan de expansión energética, desarrollado en abril de 2007. Las principales conclusiones del estudio son las siguientes:  Es de interés estratégico para la región estimular el desarrollo de fuentes renovables de energía, incluyendo la energía hidráulica y la geotérmica, dado que, en conjunto, los resultados se alcanzan de forma menos costosa y se reduce la emisión de gases de efecto invernadero.  Las centrales hidroeléctricas requieren más capital para hacer frente a los altos costos de inversión, pero llevan asociados ahorros operativos que reducen el costo total.  Las energías renovables reducen la exposición de los países a la volatilidad de los precios de los derivados del petróleo.  La región requerirá la incorporación del mayor volumen posible de energías renovables y la introducción de combustibles alternativos al petróleo, tales como el carbón o el gas natural, para operar las grandes centrales regionales.  La introducción de grandes centrales regionales de generación de carbón debe ir precedida por el desarrollo de estrictas reglamentaciones ambientales que deberán ser adoptadas por todos los países. 59. El 13 de noviembre de 2007, los distintos ministros de los seis países de América Central firmaron una declaración que contenía los principios mencionados y que definía 50 una meta común basada en la necesidad de fortalecer la integración del mercado eléctrico a través del SIEPAC. 60. En febrero de 2005, los ministros de Energía y Medio Ambiente de América Central firmaron la Declaración de San Pedro Sula, en la que acordaban definir una visión integrada de los principios comunes de la Alianza para el Desarrollo Sostenible (ALIDES), aportando apoyo político a la promoción de las energías renovables en América Central. La Declaración dio lugar a la creación de la Secretaría Ejecutiva de la CCAD, la cual –junto con la CEPAL y el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE)– apoyan la promoción de energías renovables en la región. En febrero de 2006, los ministros de Medio Ambiente y Energía firmaron la Declaración de San Salvador con el objetivo de promover los esfuerzos para el desarrollo de energía sostenible en América Central. 61. A nivel regional, tal como se ha descrito anteriormente, se han acordado algunos principios para promover el uso de las energías renovables. No obstante, dichas políticas no incluyen, por ejemplo, procedimientos claros y/o responsabilidades para la definición de metas específicas en términos de capacidad y energía que puedan desplazar a la generación basada en el uso de combustibles fósiles en el cercano y largo plazo, ni una metodología para evaluar las externalidades relacionadas con el uso de los combustibles fósiles, ni las reglamentaciones para eliminar las barreras de entrada, como tampoco los instrumentos para desarrollar y ampliar la generación de electricidad con base en energías renovables (eólica, solar, geotérmica e hidráulica). B. POLÍTICAS DE LOS PAÍSES 62. Una situación similar tiene lugar en cada uno de los países donde las autoridades locales han incluido en sus planes de expansión energética algunos principios que se utilizan como base para desarrollar las energías renovables, ello sin mencionar los planes de acción específicos para introducir la generación renovable en sus respectivas redes eléctricas nacionales. En el Recuadro 1 se presenta un resumen de los principios adoptados por cada uno de los países. 63. Aun cuando no existe una política energética específica en cada uno de los países, todos ellos comparten la misma meta de asegurar el suministro de energía. Las soluciones futuras incluirán la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas, así como el uso de otras fuentes renovables de energía. IDENTIFICACIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS PROYECTOS DE ENERGÍAS RENOVABLES4 64. El propósito de esta sección consiste en identificar y evaluar, de entre los proyectos de energías renovables identificados, aquellos que puedan: i) contribuir al cambio sustancial de la matriz energética de la región hacia las energías renovables, y ii) promover la integración regional. 4 El análisis contenido en esta sección se realizó sobre la base de la información disponible en los planes de expansión a fecha de enero de 2009. 51 65. A pesar de la escasez de políticas enfocadas hacia la promoción de renovables, muchos países de América Central esperan que una parte importante de su matriz futura proceda de este tipo de energías. De acuerdo con los últimos planes de expansión de generación energética de cada uno de los países (preparados en el período 2007-2008), Costa Rica, Nicaragua y Guatemala están considerando mantener una participación alta de las energías renovables en su matriz energética (87%, 76% y 63%, respectivamente). En Panamá, la participación de las energías renovables sería aproximadamente del 41% (en parte debido al hecho de que su plan de expansión del sistema de generación no incluye unos 260 MW en proyectos hidroeléctricos nuevos en el Río Changuinola). En el caso de El Salvador, la participación de las energías renovables sería muy baja (15%). En la mayoría de los casos, se seleccionaron centrales de generación de carbón de pequeña escala (unidades de 200 MW a 250 MW) porque el tamaño reducido de los mercados nacionales no haría viable el desarrollo de grandes proyectos de generación que utilicen gas natural licuado (GNL). Recuadro 1 Principios de energías renovables de los países 1. En Panamá, la empresa estatal Empresa de Transmisión Eléctrica (Etesa) es la encargada de definir el plan de expansión de energía y transmisión, siguiendo los lineamientos de la política energética aprobada por la Comisión de Política Energética (COPE). De acuerdo con la Ley No. 6 de 1997, la COPE ha determinado que “los proyectos propuestos deben ser viables desde el punto de vista técnico, ambiental, financiero y económico, y que la demanda de electricidad debe ser cubierta teniendo en cuenta el uso eficiente de los recursos energéticos”. Por otra parte, la COPE emitió dos resoluciones (N0. 4001 y No. 4002) en 2004 para promover la construcción de centrales de generación hidroeléctrica y eólica. 2. En Costa Rica, la empresa estatal Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) es la encargada de desarrollar el plan de expansión energética de acuerdo con los lineamientos de la política energética incluida en el plan nacional de desarrollo aprobado por el Gobierno. Como resultado de ello, cuando cada cuatro años cambia el gobierno, cambia el plan nacional de desarrollo y, por lo tanto, también la política energética del país. El plan de expansión energética actual (desarrollado a fines de 2007) incluye la siguiente política energética: “La energía se utilizará para fortalecer la economía nacional y promover el mayor bienestar de la población; el desarrollo de la generación de electricidad estará basado en los recursos renovables; los proyectos energéticos enfocarán adecuadamente los aspectos ambientales y sociales para asegurar un desarrollo sustentable”. 3. En el caso de Nicaragua, el Ministerio de Energía y Minas (MEM), creado en enero de 2007, es el encargado de definir las estrategias de desarrollo para el sector eléctrico nacional. El MEM reemplazó a la Comisión Nacional de Energía (CNE) y está ahora a cargo del desarrollo del plan de expansión del sistema de generación eléctrica. El MEM ha venido elaborando los Planes Indicativos de Expansión de Generación, y los ha actualizado periódicamente. Uno de los principales objetivos de la política energética de Nicaragua es la transformación de la actual matriz energética, reduciendo drásticamente la actual generación a base de combustibles fósiles, hasta alcanzar una matriz en la cual la generación de energía eléctrica se sustente fundamentalmente en fuentes renovables, con lo que se prevé alcanzar entre un 95,2% y un 98,1% de la demanda de energía proyectada para 2017 con fuentes renovables. 4. En Honduras, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) tiene, por ley, mandato para dar prelación a la generación basada en energías renovables en el momento de determinar el plan de expansión óptimo. El actual plan de expansión del sistema de generación eléctrica incorpora varios proyectos hidroeléctricos, centrales de escala pequeña que utilizan energía de la biomasa, y una central de generación eólica. No obstante, no se ha definido una política energética clara de largo plazo. 5. En El Salvador, se creó el Consejo Nacional de Energía (CNE) en 2006. El CNE analiza la situación 52 energética del país y desarrolla el plan de expansión del sistema de generación, conjuntamente con la Empresa Transmisora de El Salvador (Etesal). El CNE apunta a cambiar las nuevas incorporaciones al parque de generación hacia las energías renovables y a modificar el consumo hacia un uso más eficiente de la energía. El plan de expansión actual del sistema de generación identifica un potencial geotérmico de 183 MW y un potencial hidroeléctrico de 351 MW. 6. En Guatemala, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) –a través de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE)– es el encargado de formular la política energética y de desarrollar el plan indicativo de expansión del sistema de generación. Los principales objetivos del MEM son: i) diversificar la matriz energética, incluyendo la generación de electricidad con fuentes renovables de energía y el uso óptimo de los recursos naturales; ii) promover inversiones eficientes en el sector energético; iii) reducir los costos de generación, y iv) reducir las emisiones de CO2. A pesar de estos objetivos, el MEM no tiene una política energética explícita que identifique metas específicas. A. Proyectos propuestos en la región 66. Los planes actuales de expansión del sistema de generación eléctrica incluyen un total de 144 proyectos con una capacidad total de 13.719 MW, los cuales deben elaborarse entre 2008 y 2022. Se espera que 55 de estos proyectos, equivalentes a 6.173 MW, estén basados en el uso de combustibles fósiles. El 56% de la capacidad adicional prevista (7,545 MW) debe provenir de fuentes de energías renovables. El Mapa 1 ilustra los distintos proyectos energéticos propuestos en el marco del plan de expansión de cada uno de los países y del CEAC, que constituyen los puntos de partida para identificar las inversiones potenciales en el sector energético. Mapa 1. Proyectos de energía en los planes de expansión Guatemala: 42 Projects 13Thermal: 32MW Zapaza -to- 600MW Unknown 28 Hydro: Honduras: 24 Projects 10MW Izabal -to- 800MW Usumacinta 8 Thermal: 100MW Coal -to- 300MW Diesel (Unknown) 1 Geothermal: 44 MW Geo-I 6 Hydro: 19MW Tablon -to- 270MW Patuca 2 1 Wind: 60 MW Unknown 9: 2MW to 160 MW without identifying technology Nicaragua: 10 Projects 2 Geothermal: 30MW (El Hoyo 1 & 2) 8 Hydro: 24MW Pantasma -to- 350MW Copalar Total: 144 Panama: 25 Projects 14 Thermal: proposed projects 34MW PanaTower -to- 250MW Gas Unknown 11 Hydro: 10MW Sindigo - to - 223 MW Changuinola El Salvador: 9 Projects Costa Rica: 34 Projects 5 Geothermal: 11 Thermal: 24MW Pujol - to – 200MW Garabito 10MW Berlin-to- 54MW Chinameca 12 Hydro: 8MW Encanto - to - 622 MW Diquis 4 Hydro: 5 Biomass: 5MW Taboga – to – 8 MW Catsa 24MW 15 de Septiembre -to- 261MW 4 Wind: 50 MW each one Unknown Cimarron 32 3 Geothermal: 35MW Pailas – to – 70 MW Unknown 53 B. Asegurar la integración regional 67. En el marco de los 89 proyectos de energías renovables restantes, se analizaron únicamente aquellos de escala media y grande que desarrollarán las empresas estatales (sin concesiones o acuerdos binacionales). Ello por dos razones principales: i) los proyectos de energías renovables de gran escala ofrecen el mayor potencial para la integración a través de las fronteras, de acuerdo con la meta general de integración regional, y ii) existe la necesidad apremiante de aumentar, en forma progresiva, el uso de las energías renovables para compensar la disminución de la participación de ese tipo de fuentes de energía durante los últimos 20 años en América Latina. 68. De esta manera, a fin de evaluar la lista restante de proyectos y teniendo en cuenta las posibilidades de integración regional, los proyectos propuestos se agruparon según las siguientes tecnologías: energía geotérmica, eólica e hidráulica. C. Energía geotérmica. 69. Los países de América Central forman parte del “Anillo de Fuego” del Pacífico, a través del cual se genera actividad volcánica por medio de la subducción de la placa de la corteza terrestre, lo cual da lugar a la fuente de calor para los sistemas geotérmicos (véase el Mapa 2). En el caso de América Central, la fuente es la subducción de la Placa de Cocos bajo la Placa del Caribe. 70. Dada la relativa facilidad de alcanzar los yacimientos geotérmicos, América Central tiene una capacidad instalada de aproximadamente 500 MW en centrales de generación geotérmica, equivalente al 5% de la capacidad energética total de la región (2008). La mayor parte de dicha capacidad está concentrada en El Salvador (204 MW) y Costa Rica (166MW), seguidos por Nicaragua (105MW) y Guatemala (44MW). Existen aproximadamente 50 lugares adicionales con potencial de generación geotérmica que se encuentran distribuidos de la siguiente forma: Costa Rica (10), El Salvador (13), Guatemala (8), Honduras (6), Nicaragua (10) y Panamá (5). 71. La generación geotérmica ascendió a 3.131 GWh en 2008, lo cual se corresponde con un factor de planta de aproximadamente 71% pero, en Costa Rica y El Salvador, llegó a un 79%, mientras que en Nicaragua el factor de planta fue solamente del 38% por la falta de pozos nuevos para mantener la producción en los yacimientos existentes. En 2008, las centrales geotérmicas produjeron el 8% de la energía de la región. 54 Mapa 2 72. Las centrales geotérmicas son propiedad de empresas con un componente mayoritario de inversión privada, con excepción de Costa Rica, donde el ICE opera la central más grande de este tipo. El Cuadro 16A presenta un resumen de información relativa al desarrollo de este recurso en la región, de acuerdo con el estado de desarrollo de los campos individuales. Cuadro 16A Desarrollo geotérmico en América Central Guatemala Honduras El Salvador Nicaragua Costa Rica Panamá Zunil 29MW Ahuachapán San Jacinto Miravalles Amatitlán 20MW 95MW Tizate 10MW 163MW Producción Berlín 109MW Momotombo 77MW Tecuamburro Platanares 35MW San Vicente 10- El Hoyo-Monte Borinquen Fase de Moyuta 20MW Galán Las Pailas perforación Chinameca 25- Managua-Chiltepe Tenorio 50MW Totonicapán Isla El Tigre Santa Rosa de 10 áreas Las Pailas Valle de Antón San Marcos Azacualpa Lima explotadas en el (década de1960) Barú Colorado El Olivar Chilanguera período 1960- Provincia (perforación Exploración Pavana Conchagua 1970 Guanacaste exploratoria) Sambo Creek (década de 1970) Est. 100MW Potencial total Potencial Comentarios estimado: estimado de 1200MW aprox. 900MW Fuente: estimaciones del consultor. 73. Entre los planes de expansión, hay varios proyectos geotérmicos que podrían aumentar de forma progresiva la generación con energías renovables. El Cuadro 16B muestra las distintas posibilidades de proyectos. No obstante, con base en la información disponible, varios de estos proyectos se encuentran ya en la etapa del proyecto Geo-1 en Guatemala. 55 Cuadro 16B Potencial de los proyectos geotérmicos En operación Capacidad País Proyecto Comentarios comercial (MW) Costa Rica Pallas 2011 35 En construcción por parte de ICE ENEL (Italia) tiene la concesión - fase de GeoHoyo 1 na 30 exploración Nicaragua Geo Hoyo 2 ENEL (Italia) tiene la concesión - fase de na 30 (Cristóbal) exploración La Casita na 100 Estudio de prefactibilidad no completado San Vicente 2013 54 Desarrollado por LaGeo El Salvador Chinameca 2014 54 Desarrollado por LaGeo Guatemala Geo- I 2022 75 Información no disponible Fuente: estimaciones del consultor. 74. Energía eólica. Al igual que con los proyectos geotérmicos, los proyectos eólicos potenciales –identificados en los planes de expansión– no incluyen ningún proyecto de gran escala, dado que cada proyecto se encontraba ya en la etapa de construcción, o había alcanzado el cierre financiero, o tenía únicamente un nombre genérico sin identificación. El Cuadro 17 detalla los proyectos eólicos que se han tomado en consideración para el análisis. Cuadro 17 Proyectos eólicos potenciales En operación País Proyecto Capacidad Comentarios comercial Desarrollado por Zond (compañía Honduras Eolico 2010 60 privada y PPA) Costa Rica Guanacate 2009 50 En construcción por ICE Eolico 1 2013 50 Nombre genérico (sin identificar) Eolico 2 2014 50 Nombre genérico (sin identificar) Eolico 3 2021 50 Nombre genérico (sin identificar) Fuente: estimaciones del consultor. 75. Energía hidráulica. De acuerdo con la definición del CEAC que figura en la subsección “Proyectos Regionales” en el capítulo 4 del Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación para el período 2009-2023, las centrales hidroeléctricas con una capacidad superior a los 150 MW pueden considerarse centrales regionales, dado que más del 50% de la energía total, que se puede generar a través de fuentes hidroeléctricas en la región, sería producida por centrales de este tamaño. Esta definición se ilustra en el Gráfico 3 donde el eje x ordena los proyectos hidráulicos por tamaño, mostrando que la suma acumulada de la capacidad (MW) de todos los proyectos superiores a los 150 MW es igual a más del 60% de la suma total de la capacidad de todos los proyectos. 56 Gráfico 3 Capacidad acumulada de las centrales hidroeléctricas Fuente: CEAC. Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación 2009-2023. Mayo de 2009. 76. El eje y a la izquierda del gráfico está expresado en MW y el eje y a la derecha expresa el porcentaje de la energía acumulada o energía producida real. La conversión entre las dos mediciones se realiza utilizando supuestos sobre el factor de planta, que es una medida técnica de la producción promedio de un proyecto de energía por unidad de tiempo para cada uno de los proyectos. 77. A continuación, el Cuadro 18 muestra el desglose en cifras de los proyectos hidroeléctricos que se encuentran en cada categoría de tamaño. Cuadro 18 Clasificación de los proyectos hidroeléctricos Capacidad Capacidad No. total % (MW) proyectos (MW) > 150 14 4170 66% 100 - 149 6 889 14% 50 - 99 13 907 14% 0 - 49 13 382 6% Total 46 6348 Fuente: estimación del consultor con base en los planes de expansion 2007-2008 de cada país y CEAC Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación 2007-2020. Abril 2009. 57 78. De estas centrales hidroeléctricas, 14 tienen una capacidad proyectada superior a los 150 MW. El Cuadro 19 muestra los detalles básicos de estos proyectos. "Possible" Regional Hydroelectric Power Plants Cuadro 19 Proyectos hidroeléctricos incluidos en la lista corta Average Estimated Capacity Energy Plant Reservoir Cost Unit Cost Name Country (MW) (GWh/year) Factor (hm3) (USDMillion) (USD/kW) El Tigre ES 704 1815 29% 1404 1517 2155 Diquis CR 622 3000 55% 1646 1347 2166 Chulac GU 446 1765 45% 816 666 1493 Copalar NI 350 1276 42% 2517 808 2309 Reventazon CR 300 1412 54% 109 670 2233 Patuca 2 HO 270 1337 57% 924 685 2537 Cimarron ES 261 690 30% 500 674 2582 Savegre CR 200 734 42% 180 503 2515 Usumacinta GU 200x4 na na 0 na na Xalala GU 181 866 55% 121 312 1724 Jicatuyo HO 173 667 44% 0 529 3058 Tumarin NI 160 770 55% 85 321 2006 Chan75 PA 153 813 61% 0 387 2529 Baru PA 150 657 50% 0 685 4567 Source:CEAC. Plan Indicativo Regional de la Expansion de Generacion 2007-2020. Abril 2007 CNEE (Guatemala). Plan Indicativo del Sistema de Generacion 2008-2022, for Usumacinta plants. 79. De esta lista de 14 proyectos, cabe señalar que 2 tienen escasas posibilidades de desarrollo debido a los potenciales impactos negativos en el medio ambiente y a costos elevados:  El Tigre (El Salvador). La preparación de este proyecto se ha interrumpido debido a una fuerte resistencia social y a impactos ambientales inaceptables.  Baru (Panamá). El costo unitario (US$4567/kW) es muy elevado y, cuando se convierte a costo por MWh, queda fuera del rango utilizado como patrón guía de US$60 a US$85 por MWh. Por otro lado, otros dos proyectos han realizado el cierre financiero con empresas privadas:  Jicatuyo y Los Llanitos (Honduras). Este proyecto realizó recientemente el cierre financiero con Odebrecht, empresa privada brasilera.  Chan 75 (Panamá). Este proyecto realizó recientemente el cierre de la operación financiera con AES Corporation, empresa privada estadounidense5. Por lo tanto, existen diez proyectos hidroeléctricos de escala mediana a grande que deberán ser sometidos a un ulterior análisis, con el propósito de determinar su potencial desarrollo. El Cuadro 20 muestra los diez proyectos restantes6. 5 No obstante, desde el 22 de junio de 2009, se ha interrumpido este proyecto debido a las protestas de los indígenas de la etnia Ngöbe. http://www.ens-newswire.com/ens/jun2009/2009-06-22-01.asp 6 Según la publicación Latin American Power Watch (8 de julio de 2009), Tumarín realizó el cierre de la operación financiera con una empresa brasilera. 58 Cuadro 20 Lista corta final de los proyectos hidroeléctricos ESTIMATED AVERAGE CAPACITY COST (US$ UNIT COST ENERGY PLANT COUNTRY PROJECT [MW] Million) (US$/kW) (GWh/year) FACTOR Copalar (*) 350 808 2309 1276 42% Nicaragua Tumarin 160 321 2006 770 55% Honduras Patuca II 270 685 2537 1337 57% Diquis (**) 631 1347 2135 3000 55% Reventazon (***) 298 670 2248 1412 54% Costa Rica Savegre 200 503 2515 734 42% Guatemala Chulac 446 666 1493 1765 45% Usumacinta 200 x 4 na na na na Xalala 181 312 1724 866 55% El Salvador Cimarron 261 674 2582 690 30% D. Desarrollo de un análisis de riesgo 80. Quizás uno de los puntos más cruciales en la tarea de identificar y evaluar los potenciales proyectos de energías renovables sea el desarrollo del análisis de riesgo en varias dimensiones: i) el análisis económico; ii) el análisis técnico; iii) el análisis ambiental, y iv) el análisis social. Para ello, es imprescindible contar con información completa y detallada sobre cada proyecto a fin de realizar un análisis de riesgo exhaustivo. 81. El análisis preliminar de los proyectos enumerados más arriba podría aportar información relevante sobre su factibilidad y sobre la probabilidad de que sean completados en un período de tiempo específico. Los elementos claves de un análisis de riesgo se describen más adelante. 82. Un análisis económico completo debería adoptar un enfoque sistemático para determinar los costos de oportunidad, a fin de ejecutar los proyectos propuestos. En términos de las energías renovables, el análisis debería centrarse principalmente en los costos relacionados con el impacto ambiental, incluidos los costos de mitigación. Es fundamental, asimismo, realizar un análisis de los compromisos involucrados. Por ejemplo, la energía hidroeléctrica reducirá las emisiones globales de carbono, propiciando beneficios económicos como resultado del menor grado de contaminación. Sin embargo, también existe la posibilidad de que los proyectos hidroeléctricos alteren los ecosistemas y den origen a elevados costos sociales. El análisis debería entonces reorientarse para medir el impacto del proyecto en el crecimiento económico y en el sector energético (estructura del mercado, tarifas a los usuarios finales del servicio, despacho de energía, requerimientos de transmisión, etc.). 83. El análisis técnico de cada proyecto es necesario para evaluar su capacidad de financiamiento. Los estudios de identificación, de prefactibilidad y de factibilidad aportan análisis técnicos detallados. Ante la ausencia de este tipo de información, con frecuencia existe información básica disponible que es útil para desarrollar un análisis técnico. En 59 concreto, los parámetros claves incluyen el tipo de represa, su altura (m), la base hidrológica (años) y el tamaño de las estructuras subterráneas (m). 84. El desarrollo del análisis ambiental para proyectos de energías renovables de mediana y gran escala es otro punto crucial en un análisis de riesgo. Los proyectos hidroeléctricos, en particular, presentan riesgos notorios para el medio ambiente que deben tenerse en cuenta. Existen metodologías bien desarrolladas para evaluar el impacto ambiental de dichos proyectos con un alto grado de certeza. El presente estudio utilizó sobre todo la metodología propuesta en la publicación del Banco Mundial Good Dams Bad Dams (2003) y los lineamientos para el sector de la Asociación Internacional de Energía Hidroeléctrica (International Hydropower Association). Los factores principales que deben analizarse son: i) el área de la superficie del reservorio (ha); ii) el área de la cuenca (km 2); iii) el período de retención del agua (en días), iv) y la inundación anticipada de la zona (ha). La inundación es uno de los principales impactos ambientales negativos de algunos proyectos hidroeléctricos, al igual que la alteración del ecosistema del río. 85. En el pasado, el cuarto y último aspecto de un análisis de riesgo –desarrollar un análisis social exhaustivo– ha sido a menudo incompleto e incluso ignorado. Sin embargo, las evaluaciones realizadas recientemente han incluido parámetros claves para comprender el impacto de la gran infraestructura en el tejido social de las comunidades que se ven afectadas por el proyecto y en la vida de las personas afectadas. Los parámetros claves necesarios para desarrollar dicho análisis incluyen: i) la cantidad estimada de personas que se verán afectadas por el proyecto; ii) la cantidad de personas que deberán ser reubicadas; iii) el impacto en el suministro local de agua; iv) los cambios anticipados en el uso del suelo; v) los cambios anticipados en la prestación de servicios sociales, vi) y la propiedad cultural afectada (cantidad y tipo). CONCLUSIONES 86. El estudio conceptual preliminar desarrollado en el contexto del presente informe ha puesto de manifiesto que, más allá de las recomendaciones más amplias de tipo regulatorio y de política para la promoción de las energías renovables, aún queda mucho por hacer para promover el financiamiento de los proyectos de energías renovables en América Central, a saber:  Invertir en estudios de factibilidad más profundos para los proyectos de mayor escala;  Disponer de mejor información sobre los proyectos y su factibilidad para los potenciales agentes financieros, tanto públicos como privados, preferentemente de una manera centralizada;  Elaborar planes de acción explícitos para la promoción y el desarrollo de los recursos renovables nacionales y regionales, con cronogramas y requerimientos de financiamiento;  Realizar el escrutinio sobre las evaluaciones de riesgo de las centrales hidroeléctricas de mayor escala con suficiente antelación a las decisiones de inversión. Dichos planes deberían orientarse adecuadamente hacia los impactos 60 que tienen las centrales en la gente y su medio ambiente, así como incluir mecanismos de consulta abiertos, y  Evaluar el potencial de los recursos geotérmicos y eólicos de la región e identificar las barreras que impiden desarrollar dicho potencial. 87. A nivel regional, la coordinación de los esfuerzos para adoptar estas medidas podría redundar en beneficios significativos. Aquí se proponen algunas recomendaciones específicas relacionadas con las medidas expresadas anteriormente. 88. Con respecto al desarrollo hidroeléctrico, se recomienda que los países continúen desarrollando y analizando los proyectos potenciales para su implementación, pero que también cooperen con los organismos regionales para lograr la integración.  A nivel país, los gobiernos deberían trabajar con el objetivo de reunir y compilar datos completos relacionados con los aspectos económicos, financieros, técnicos, sociales y ambientales de los proyectos. Esta disponibilidad de información completa es un prerrequisito importante para desarrollar una evaluación exhaustiva. Ciertamente, una forma de reunir información detallada sobre el potencial de un proyecto es invertir en estudios de factibilidad y de prefactibilidad.  A nivel regional, se recomienda que un organismo regional (por ejemplo, el CEAC) conduzca un estudio de preidentificación independiente que siga un lineamiento similar al que se presenta en este trabajo, identificando y evaluando los proyectos de energías renovables en América Central que podrían contribuir a una iniciativa regional de integración. El organismo regional debería alentar a los gobiernos, en forma individual, a colaborar con información y con recursos propios para asistir en dicho esfuerzo. 89. Con respecto al desarrollo geotérmico, debe realizarse un nuevo análisis que ponga énfasis en allanar el camino para una nueva participación del sector privado en la exploración y el desarrollo de esta fuente de energía. En particular, las reglamentaciones exitosas de Costa Rica y El Salvador deberían ser estudiadas para que se reproduzcan en otros países de la región, en especial en Honduras y Panamá. 90. Los impactos sociales y ambientales deben analizarse desde el inicio de la preparación del proyecto. Por lo que respecta, principalmente, a las iniciativas de energías renovables de gran escala tales como los proyectos hidroeléctricos, deben tomarse en consideración los aspectos sociales y ambientales. La mitigación de los impactos negativos sociales y ambientales puede llevarse a cabo más eficazmente antes de que se implemente el proyecto, y no hacerse a posteriori o paralelamente a su implementación. 61 CAPÍTULO Cinco PANORAMA GENERAL DEL SECTOR ELÉCTRICO 91. El sector eléctrico reviste un interés particular en el marco de las decisiones de los gobiernos por varias razones, entre ellas, la presencia de empresas estatales en muchos países en cualquiera de las fases del proceso de producción; los grandes desembolsos requeridos por las inversiones para satisfacer la demanda en el sector; la ausencia de un mercado internacional para la electricidad que se pueda utilizar para enfrentar los déficits; los efectos macroeconómicos resultantes de los desequilibrios entre la oferta y la demanda, y el desfase entre el momento en que se toma la decisión de construir las centrales generadoras y el momento en que estas comienzan a operar. En la presente sección se describe el subsector eléctrico en varias dimensiones: i) la organización institucional; ii) la oferta y la demanda; iii) el acceso; iv) la eficiencia vista desde el ángulo de las pérdidas, y v) los costos y los precios. 92. Reformas. El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Panamá, como muchos otros países en la región de América Latina y el Caribe, implementaron a fines de la década de 1990 una reforma de mercado en el sector eléctrico con el propósito de mejorar la calidad, la confiabilidad y la eficiencia del servicio eléctrico, así como mejorar la posición fiscal de los gobiernos e incrementar el acceso al servicio a precios razonables para la población de escasos recursos. Para alcanzar estos objetivos, las reformas promovieron: i) la separación de las funciones de la formulación de políticas, la regulación y la prestación del servicio, limitando el papel del Estado a la formulación de políticas y regulación, y apoyándose en el sector privado como inversor y proveedor principal del servicio de electricidad; ii) la desagregación de los servicios (unbundling) de los anteriores monopolios verticalmente integrados en varias empresas de generación y distribución, y una empresa independiente de transmisión, y iii) la introducción de competencia dondequiera que fuese posible y la regulación económica en las actividades que constituyen monopolios naturales, como principales instrumentos para mejorar la eficiencia económica. 93. Honduras trató también de introducir a mediados de la década de 1990 una reforma del sector eléctrico siguiendo los mismos lineamientos pero sin separar las actividades entre generación, transmisión, distribución y comercialización (unbundling) del monopolio de la empresa estatal. Actualmente, el sector opera como un modelo de facto de un solo comprador, en el cual el monopolio verticalmente integrado compra la energía necesaria para satisfacer el crecimiento de la demanda bajo contratos de compra a largo plazo (PPA) con empresas de generación privadas. Costa Rica ha mantenido el modelo de empresa estatal verticalmente integrada con la participación de algunas cooperativas pequeñas en las zonas rurales y la promoción de la inversión privada en proyectos de generación con energías renovables de pequeña escala. El Cuadro 21 resume la organización existente del sector eléctrico en los distintos países. 62 94. Organización del sector eléctrico. Tal como se ha indicado en la Introducción, las reformas del sector eléctrico tuvieron lugar en la década de 1990, con numerosas diferencias entre los distintos países de la región (véase el Anexo 1 para una descripción de los mercados nacionales eléctricos mayoristas). En 2007, el grado de progreso alcanzado gracias a la introducción de la desagregación de las actividades (unbundling), la competencia y la participación del sector privado en El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Panamá era variado:  La mayor parte de los países implementaron la desagregación (unbundling) vertical con una sola empresa estatal de transmisión, responsable de la expansión y de la operación de la red nacional de transmisión. En el caso de Guatemala, existen tres empresas en el segmento de transmisión, pero la Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica (ETCEE), subsidiaria de la empresa estatal de generación INDE, controla más del 95% de la red de transmisión.  El Salvador, Guatemala y Nicaragua conservaron una empresa estatal de generación que controla aproximadamente el 35% de la capacidad de generación, principalmente compuesta por centrales hidroeléctricas.  En todos los casos, hay más de nueve empresas privadas generadoras, que participan en el mercado eléctrico mayorista, que poseen más del 60% de la capacidad de generación. En el caso de El Salvador, el nivel de la propiedad privada alcanza el 48%, pero el 13% está bajo el control de una empresa mixta (La Geo). No obstante, el poder de mercado constituye aún un problema en los mercados de menor tamaño (El Salvador y Nicaragua).  En la mayoría de los casos, la separación horizontal del segmento distribución está limitado por el tamaño pequeño de los mercados y los resultados del proceso de privatización. En El Salvador, el grupo AES controla cuatro empresas distribuidoras, abarcando aproximadamente el 75% del mercado. En Nicaragua, el grupo Unión Fenosa controla dos empresas distribuidoras con el 93% del mercado. En Panamá, dos grupos comparten el mercado. En Guatemala, tres empresas cubren el mercado de distribución, dos de las cuales son de propiedad del grupo Unión Fenosa. En estos países, la distribución está en manos de particulares.  Todos los países han establecido condiciones para facilitar la competencia del mercado minorista. En Panamá y Guatemala, cualquier consumidor con una demanda pico superior a los 100 kW puede elegir su proveedor de electricidad y negociar las condiciones y los precios de suministro. En El Salvador, cualquier consumidor, independientemente de su tamaño, tiene también ese derecho, mientras que en Nicaragua son los consumidores con una demanda pico superior a los 2 MW los que tienen ese derecho. Sin embargo, el desarrollo de la competencia minorista ha sido modesta en todos los países, con la excepción de Guatemala, donde representa aproximadamente el 36% de la demanda gracias a los 37 grandes consumidores que participan directamente en el mercado 63 mayorista y cientos de pequeños consumidores que reciben el servicio de los comercializadores de energía. 95. Aun cuando los monopolios estatales controlan el mercado eléctrico en Costa Rica y Honduras, la participación del sector privado en el segmento de generación es importante, tratándose principalmente de productores independientes que operan bajo contratos PPA, celebrados con el monopolio estatal. Existen alrededor de 36 empresas de generación en Costa Rica que satisfacen aproximadamente el 16% de la demanda y 30 en Honduras que atienden el 68% de la demanda. 96. En el diseño de los mercados mayoristas, se han tomado en consideración las limitaciones impuestas a la competencia por el tamaño pequeño de los mercados nacionales y la concentración del mercado en unos pocos actores, con el objetivo de controlar el ejercicio del poder de mercado. En todos los casos, el despacho económico está centralizado y basado en costos variables auditados7. Asimismo, en todos los casos, las empresas de distribución deben contratar el suministro de una parte sustancial de la demanda proyectada, utilizando procedimientos de licitación competitivos. Todos los países han acordado en desarrollar un mercado eléctrico regional y están apoyando la construcción del proyecto de interconexión regional SIEPAC que se espera entre en servicio en la segunda mitad de 2010. El desarrollo del mercado regional, con la posibilidad de transferencias de energía firme de hasta 300 MW entre los distintos países, incrementará el tamaño de los mercados eléctricos y facilitará la competencia y la entrada de nuevos actores en el mercado. 97. Suministro de electricidad. En América Central, el suministro de electricidad aumentó a una tasa anual de crecimiento alta (superior al 6%) entre 1985 y 2000, y disminuyó en cerca del 5% anual en la década de 2000. A raíz de ello, la generación total de electricidad aumentó en la región de 10,6 TWh en 1985 a aproximadamente 38 TWh en 2007, aproximadamente el 70% del suministro anual de electricidad de un país de tamaño medio de América del Sur como Chile o Colombia. Guatemala y Honduras tuvieron una tasa anual de crecimiento más alta de aproximadamente el 9,5% a fines de la década de 1980, y entre el 6% y el 6,5% en la década de 2000, señal de su nivel de progreso en la cobertura del servicio eléctrico, mientras que Nicaragua y Panamá han crecido a una tasa menor de aproximadamente el 3% y 4% en los mismos períodos (véase el Cuadro 22). 98. La capacidad instalada de la región ascendió a aproximadamente 9.700 MW, nuevamente alrededor del 70% de países tales como Colombia o Chile en América del Sur (véase el Cuadro 23). En términos de la composición de las centrales generadoras, existen diferencias significativas, por ejemplo, entre Costa Rica (80% de energías renovables) y Nicaragua (20% de energías renovables). 99. Dadas las diferencias existentes en la tasa de crecimiento del suministro de electricidad entre los distintos países de la región, la participación combinada de Panamá y Nicaragua en el mercado regional ha disminuido del 34% al 24%, mientras que Honduras y Guatemala han incrementado su participación combinada del 26% al 38%. El Salvador y 7 El Salvador, único país que permitió licitaciones de precios, está migrando hacia un despacho basado en el costo. 64 Costa Rica han mantenido su participación en aproximadamente el 15% y el 25%, respectivamente. En 2007, Nicaragua fue el mercado más pequeño de la región, con una participación del 8%, seguida de El Salvador, Panamá y Honduras con aproximadamente el 16%, Guatemala con el 21% y Costa Rica con el 24% (véase el Gráfico 4). Cuadro 21 PAÍS Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panama Primer año de 1998 1997 1994 2000 1995 1998 reformas Elementos del mercado Entidad MEM DGE GE & SERNA MEM MINAET CPE Normativa Regulador CNEE SIGET CNE INE ARESEP ERSP Operador del AMM UT ENEE CNDC de ENATREL ICE CND de ETESA Sistema Administrador AMM UT ENEE CNDC de ENATREL ICE CND del mercado Compañía de ET CEE ETESAL ENEE ENATREL ICE ETESA transmisión Integración Sí, cuentas No Sí No Sí No vertical separadas Integración Sí Sí Sí Sí, menos de 25% Sí G 25%, D 50% horizontal Estructura de la industria Modelo de Competición Competición Competición Competición Integrado Integrado mercado mayorista minorista mayorista mayorista Generadores 42 16 31 12 37 13 Transmisores 3 1 1 1 1 1 Distribuidores 17 5 1 5 1 3 Comerciantes 14 11 0 0 0 0 Grandes 37 2 1 9 0 4 consumidores Mercado mayorista Despacho Basado en costos Oferta de precios Basado en costos Basado en costos Basado en costos Basado en costos económico Media de precios basado en ofertas Mercado de SRMC sin SRMC sin SRMC sin de generadores N/A N/A oportunidad restricciones de T restricciones de T restricciones de T despachados con limitaciones de T Esquema de Sí No N/A Sí, menos de 25% N/A Sí capacidad Pago por Basado en em Regulado N/A N/A Regulado N/A capacidad mercado Contratos de Oferta por 80% de Oferta por 80% de Licitación competitiva Negociado N/A N/A largo plazo demanda demanda Contratos Financieros Físicos N/A Financieros N/A Financieros Límite para grandes 100 kW 0 kW 1.000 kW 1.000 kW N/A 1.000 kW consumidores Cargos de transmisión Ganancias anuales Ganancias anuales Ganancias anuales establecidas para la establecidas para la establecidas para la Remuneración read nacional y para N/A N/A read nacional y para N/A read nacional y para global costes de O&M cada costes de O&M costes de O&M dos años cada cinco s años cada dos años Cargos uninodales Cargos uninodales para los usuarios para los usuarios Costos de Conexión y uso (generación y (generación y congestión en T regional de los demanda): Peajes demanda): conexicón, pagados por los N/A N/A cargos de sistema conexicón, demanda máxima y agentes por MW (G y D) por demanda máxima y uso por nivel de involucrados nivel de tensión uso por nivel de tensión tensión Pérdidas de Pérdidas de Pérdidas de Pérdidas en transmisión transmisión Pérdidas transmisión pagadas tramisión pagadas N/A N/A pagadas por la pagadas por la por la demanda por los generadores demanda demanda Mercado de distribución Obligación de Sí No N/A No N/A Sí contratos Repercusión de Contratos y spot Spot N/A Spot N/A Contratos y spot costos Cargos de VADs VAD N/A VAD N/A VAD distribución Repercusión de Repercusión de Repercusión de Repercusión de Precio al por Plan de tarifas y Metodología cost- costos eficientes de G- costos eficientes de costos eficientes de costos eficientes de menor ajustes plus T-D G-T-D G-T-D G-T-D 65 Cuadro 21 (continuación) COSTARI HONDUR NICARAGUA El SALVADOR GUATEMALA PANAMÁ CA AS Nombre del Mercado de Mercado Mayorista de Mercado Mayorista Mercado Mayorista de mercado No existe No existe Energía Energía (MME) (MM) Electricidad (MME) Mayorista (MEMN) Operador del Centro Nacional Unidad de Administrador del Centro Nacional de sistema y ICE ENEE de Despacho Transacciones (UT), Mercado Mayorista Despacho (CND), una administrador (CNDC), una privado (AMM), privado sección de Etesa unidad de del mercado Enatrel Productos N.A. N.A. Potencia (MW) Potencia (MW) y Potencia (MW) y Potencia (MW) y intercambiado y energía Energía (MWh) Energía (MWh) Energía (MWh) s (MWh) N.A. N.A. Agentes Participantes en el Participantes Participantes Agentes productores y mercado (Gen., Distr., generadores y generadores y consumidores Traders) consumidores consumidores Demanda N.A. N.A. Energía horaria Energía horaria (MWh) Energía horaria (MWh) Energía horaria (MWh) eléctrica (MWh) y y Potencia pico anual y Potencia pico y Potencia pico Potencia pico (MW) mensual (MW) mensual (MW) diaria (MW) Confiabilidad N.A. N.A. “Potencia “Capacidad firme” “Oferta Firme Eficiente” Potencia máxima del suministro maxima (ajustada a demanda (ajustada a demanda definida para cada de energía garantizable” pico) determinada por pico) definida para planta determinada cada planta de cada planta (límite de por cada planta generación plantas para de generación contratos de electricidad) Mercado de N.A. N.A. -“Mercado de “Mercado Regulador -“Mercado de Ocasión” -“Mercado de Ocasión” oportunidad ocasión” del Sistema (MRS)” -Despacho económico -Despacho económico (spot) -Despacho -Despacho económico en base a costos en base a costos económico con basado en precios9 y variables10- variables11- base en costos capacidades de -Costo marginal del -Costo marginal del variables8- transmisión precio horario de la precio horario de la -Costo marginal -Precios horarios de energía energía del precio energía: precio -Precio mensual de la -Precio de la energía: horario de la marginal electricidad: mercado contratado (período energía -Precio annual de anual o más corto) -Precio diario energía: cargo por de la capacidad regulado electricidad: mercado Mercado de N.A. N.A. Transacciones Transacciones Transacciones Transacciones contratos horarias bilaterales de eyección, bilaterales de potencial bilaterales de potencia bilaterales de inyección y con o sin energía y/o energía energía y transferencia de asociada. diarias de energía potencia Importaciones Considerad Considerad Considerado Considerado como Considerado como Considerado como o como o como como agente planta de generación planta de generación planta de generación planta de planta de productor generación generación Exportaciones Considerad Considerad Considerado Considerado como gran Considerado como gran Considerado o como o como como agente consumidor consumidor como gran consumidor demanda demanda consumidor adicional adicional 8 Con controles de precios en el período 2005-2008. 9 Con controles de precios en el período 2006-2008. 10 Con controles de precios en el período 2005-2008. 11 Con controles de precios en el período 2005-2008. 66 Cuadro 22 América Central Suministro de energía (GWh) CR Sal Gua Hon Nic Pan CA 1985 2,702 1,651 1,493 1,224 1,119 2,407 10,596 1990 3,697 2,166 2,317 1,939 1,319 2,799 14,237 1995 4,851 3,236 3,448 2,779 1,604 3,606 19,524 2000 6,389 4,086 5,230 4,014 2,210 4,723 26,652 2001 6,656 4,065 5,456 4,267 2,303 4,870 27,618 2002 7,035 4,617 5,806 4,577 2,410 5,055 29,500 2003 7,433 4,813 6,173 4,943 2,552 5,223 31,138 2004 7,739 5,062 6,576 5,300 2,649 5,442 32,767 2005 8,158 5,178 6,908 5,551 2,753 5,552 34,100 2006 8,642 5,470 7,355 6,016 2,882 5,716 36,081 2007 9,147 5,614 7,817 6,322 2,927 5,997 37,822 Tasa de crecimiento annual /85-/90 6.5% 5.6% 9.2% 9.6% 3.3% 3.1% 6.1% /90-/00 5.6% 6.6% 8.5% 7.5% 5.3% 5.4% 6.5% /00-/07 5.3% 4.6% 5.9% 6.7% 4.1% 3.5% 5.1% Fuente: CEPAL-Istmo Centroamericano-Estadísticas Subsector Eléctrico 2007 Cuadro 23 América Central Capacidad Instalada, 2007 (MW) Total Hidrául. Geoter. Térmica Diésel Gas Carbón Cogen. Eólica AC 9719 4242 502 636 2682 814 139 634 70 Costa Rica 2182 1500 166 0 78 348 0 20 70 El Salvador 1436 484 204 0 619 16 0 113 0 Guatemala 2154 776 44 1.5 671 216 139 306 0 Honduras 1572 520 0 0 913 73 0 68 0 Nicaragua 822 104 87 234 190 79 0 127 0 Panamá 1551 858 0 400 210 83 0 0 0 Fuente: CEPAL-Istmo Centroamericano-Estadísticas Subsector Eléctrico 2007 67 Gráfico 4 Regional market share (% total del suministro eléctrico) Participación en el mercado regional (% electricity supply) 100% 18% 18% 18% 17% 17% 17% 16% 16% 16% 90% 23% 20% 80% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 8% 9% 70% 11% 14% 15% 15% 16% 16% 16% 16% 17% 17% 14% 60% 12% 50% 16% 18% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 20% 21% 14% 40% 16% 15% 17% 30% 15% 15% 16% 15% 15% 15% 15% 15% 20% 26% 26% 25% 24% 24% 24% 24% 24% 24% 24% 24% 10% 0% 1985 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 CR Sal Gua Hds Nic Pan Fuente: CEPAL- Estadísticas subsector eléctrico, 2007. 100. La matriz de generación en América Central se ha modificado sustancialmente desde fines de la década de 1980 cuando se desarrollaron grandes proyectos hidroeléctricos en la región hasta fines del año 2000, cuando se implementaron las importantes reformas en el sector eléctrico de la región. Como resultado de la nueva organización del sector eléctrico, la participación de la generación hidroeléctrica disminuyó de aproximadamente el 85% a cerca del 50%, mientras que la participación de la generación diésel, que utilizaba fueloil, incrementó de casi cero a aproximadamente el 30%, la mayor parte desarrollada por inversores privados que prefirieron bajos costos de inversión, períodos cortos de construcción y centrales de generación térmica altamente eficientes para reducir los riesgos del proyecto y del mercado. Esto también fue posible porque, a fines de la década de 1990, cuando los motores diésel conformaban, aproximadamente, el 50% del agregado de capacidad nueva, el precio del petróleo era bajo y las centrales diésel en la mayoría de los países eran una opción de costo mínimo. En general, la participación de la generación decreció del 90% (principalmente hidráulica y geotérmica) en 1990 a aproximadamente el 60% en la década de 2000 (hidráulica, geotérmica y bagazo). 101. Los cambios en la matriz de generación en los distintos países no fueron uniformes. Costa Rica, con atractivos proyectos de generación hidráulica, con una empresa de electricidad estatal verticalmente integrada y una política clara para el desarrollo de energías renovables, mantuvo la participación de las energías renovables por encima del 90% entre 1990 y 2007. En contraste, Honduras, con una empresa de electricidad estatal verticalmente integrada similar pero con la necesidad de movilizar la inversión privada en proyectos de generación bajo acuerdos de compra de energía (PPA) celebrados con el monopolio estatal, redujo la participación de las energías renovables del 100% al 37% durante el mismo período. La mayor parte de los otros países de la región, que implementaron reformas con base en la participación del sector privado y los mercados eléctricos mayoristas competitivos, disminuyeron la participación de las energías renovables del 90% al 55%. La participación de la generación diésel aumentó considerablemente en todos los países, excepto en Costa Rica y Panamá, que desarrollaron 68 centrales de generación hidráulica y con turbinas a gas o centrales térmicas de generación en la década de 2000 (véase el Cuadro 24). Gráfico 5 Central generación Generation mix Matriz de America - de América Central 100% 14% 90% 12% 24% 80% 11% 28% 29% 32% 31% 31% 30% 30% 70% 10% 8% 60% 8% 8% 8% 50% 8% 8% 86% 40% 76% 30% 59% 57% 49% 49% 46% 49% 49% 49% 46% 20% 10% 0% 1985 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Hydro Geotherm Wind Cogener Steam Diesel GT Coal América Central: capacidad neta añadida (MW), 1985- 6000 5000 4000 1,497 1,659 3000 1,296 1,215 1,143 939 2000 730 727 2,254 2,347 2,494 2,432 1000 1,761 1,900 1,495 1,493 0 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 -1000 Wind Steam-bunker Coal GT Cogen Geothermal Fuente: CEPAL- Estadísticas subsector eléctrico, 2007. 69 Cuadro 24 América Central Participación de la generación renovables (% del total de generación) CR Sal Gua Hds Nic Pan CA 1985 100% 94% 45% 97% 58% 81% 83% 1990 99% 94% 92% 100% 61% 84% 91% 1995 85% 57% 58% 60% 43% 70% 66% 2000 99% 58% 59% 61% 17% 70% 68% 2001 99% 53% 53% 48% 18% 49% 60% 2002 98% 51% 45% 39% 24% 65% 60% 2003 98% 56% 45% 38% 26% 50% 58% 2004 99% 53% 49% 29% 25% 65% 60% 2005 97% 57% 53% 33% 33% 64% 61% 2006 94% 59% 56% 36% 29% 60% 61% 2007 92% 57% 53% 37% 28% 58% 59% Fuente: CEPAL-Is tmo Centroa meri ca no-Es tadís tica s Subs ector El éctri co 2007 América Central Participación de la generación con motores diésel (% de la generación total) CR Sal Gua Hds Nic Pan CA 1985 0% 0% 1% 2% 0% 3% 1% 1990 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 1995 2% 6% 22% 32% 0% 6% 11% 2000 0% 41% 27% 39% 48% 19% 24% 2001 0% 46% 31% 48% 50% 20% 28% 2002 0% 49% 37% 57% 44% 14% 29% 2003 0% 44% 40% 57% 47% 26% 32% 2004 0% 46% 35% 69% 46% 18% 31% 2005 0% 42% 32% 67% 44% 19% 31% 2006 1% 40% 30% 64% 44% 19% 30% 2007 2% 42% 34% 63% 40% 17% 30% Fuente: CEPAL-Is tmo Centroa meri ca no-Es tadís tica s Subs ector El éctri co 2007 102. La participación privada en el segmento generación aumentó significativamente en la región entre 1990 y 2007. Sin embargo, en 1995 la generación a cargo de las empresas privadas fue significativa (>30%) solamente en Guatemala y Honduras, que se apoyaron en la generación térmica de emergencia desarrollada por los inversores privados bajo los PPA –celebrados con las empresas estatales– para satisfacer el crecimiento de la demanda. Después del año 2000, cuando la mayor parte de los países completaron los programas de reformas de mercado, la participación privada en generación fue superior al 70%, en todos los países, con excepción de Costa Rica. A comienzos de la década de 2000, incluso Costa Rica incrementó la participación privada en el segmento generación, aproximadamente en un 15%, como respuesta a las nuevas leyes que promovían el desarrollo de los proyectos de energías renovables de pequeña escala (véase el Cuadro 25). 70 Cuadro 25 América Central Generación privada % suministro total CR Sal Gua Hds Nic Pan CA 1985 0% 0% 0% 0% 0% 1% 0% 1990 0% 0% 0% 0% 0% 3% 1% 1995 2% 6% 32% 32% 1% 4% 12% 2000 16% 44% 59% 39% 55% 100% 50% 2002 15% 52% 70% 61% 79% 92% 57% 2003 15% 67% 72% 62% 81% 89% 60% 2004 15% 71% 72% 72% 79% 88% 61% 2005 13% 66% 71% 71% 78% 89% 60% 2006 17% 65% 69% 68% 81% 85% 59% 2007 17% 70% 74% 68% 75% 87% 61% Fuente: CEPAL-Istmo Centroamericano-Estadísticas Subsector Eléctrico 2007 103. Demanda de electricidad. El uso de la electricidad (ventas anuales per cápita) en la región muestra un patrón similar al uso de la energía. El uso de la electricidad ha tenido un crecimiento superior al 100% durante los últimos 20 años, debido al crecimiento económico y al incremento de la cobertura del servicio eléctrico. Los países con ingresos más altos con una mayor cobertura del servicio eléctrico –Costa Rica y Panamá– tienen un uso de la electricidad per cápita más elevado, en el rango de los 1.600 a 1.800 kWh/año, similar al promedio de América Latina y el Caribe, pero mucho menor que el uso de electricidad en los Estados Unidos (13.500 kWh/cápita anual). En este caso, también hay una correlación entre el uso de la electricidad y el nivel de ingreso (véase el Gráfico 6). Gráfico 6 América Central Venta anuales de electricidad per capita Uso de electricidad vs. GDP/capita, en 2005 kWh/capita 14,000 USA 12,000 CR Sal Gua Hds Nic Pan CA Uso de electricidad (kWh/capita) 1985 916 302 157 255 276 893 362 10,000 1990 1074 358 224 306 275 877 417 1995 1250 500 297 361 252 1073 507 8,000 2000 1464 579 414 512 306 1287 634 CA & Sal OECD Europe 2001 1506 564 406 520 317 1304 638 6,000 2002 1550 605 420 539 322 1333 660 Gua 2003 1608 630 426 560 338 1367 682 4,000 2004 1648 640 452 582 360 1442 709 2,000 LAC 2005 1702 654 448 591 378 1450 721 Hds CR 2006 1778 684 473 614 393 1501 752 Nic Pan 0 2007 1832 691 494 666 397 1586 782 0 10000 20000 30000 40000 GDP/capita ((2000) US$ PPP) Fuente: CEPAL-Istmo Centroamericano-Estadísticas Subsector Eléctrico 2007 104. En 2007, las ventas de electricidad en la región ascendieron aproximadamente a 32 TWh, de los cuales el 37% correspondió al sector residencial. En dicho sector, las ventas mensuales promedio por familia fueron bajas, alrededor de 145 kWh, si bien en los países de ingresos más altos –Costa Rica y Panamá– fueron superiores a 200 kWh. En promedio, el 9% de las ventas totales de electricidad estuvieron destinadas a los grandes consumidores 71 que tienen el derecho de seleccionar y negociar las condiciones del suministro de electricidad, con importantes diferencias entre los distintos países, desde aproximadamente el 32% en Guatemala, donde los comercializadores de energía y las empresas de distribución compiten para proveer electricidad a los consumidores con demanda pico superior a los 100 kW, hasta 0% en Costa Rica donde los precios minoristas están regulados (véase el Cuadro 26). 105. Acceso. A nivel regional, la cobertura del servicio eléctrico prácticamente se ha duplicado en los últimos 20 años, pasando del 43% en 1985 al 82% en 2007. En 2007, Costa Rica contaba prácticamente con acceso universal (98,6%), El Salvador, Guatemala y Panamá estaban en el rango del 83% al 87%, y Honduras y Nicaragua estaban atrasados, en el rango del 61% al 71%. Se estima que, en 2007, aproximadamente 8 millones de personas en la región no tenían acceso al servicio de electricidad, de las cuales cerca del 80% está ubicada en Nicaragua, Honduras y Guatemala. La mayor parte de la población que no tenía acceso a la electricidad era gente de escasos recursos que habita las zonas rurales o las zonas escasamente pobladas. Por ejemplo, se ha estimado que, a fines de 2006, la cobertura del servicio eléctrico en las zonas rurales en Honduras era aproximadamente del 45%, mientras que en las áreas urbanas alcanzaba alrededor del 95% (véase el Cuadro 27 y el Cuadro 28). Cuadro 26 América Central Ventas de electricidad Año 2007 CR SAL GUA HDS NIC PAN CA Ventas (GWh) Residencial 3,284 1,624 2,745 2,063 659 1,629 12,003 Otros 4,891 2,790 1,807 2,841 1,312 3,618 17,258 Grandes consumidores * 0 474 2,130 75 126 53 2,858 Total 8,174 4,889 6,681 4,979 2,096 5,299 32,119 Ventas (%) Residencial 40% 33% 41% 41% 31% 31% 37% Otros 60% 57% 27% 57% 63% 68% 54% Grandes consumidores 0% 10% 32% 2% 6% 1% 9% Clientes residenciales (000) 1,153 1,268 2,252 954 597 660 6,883 Consumo residencial mensual 237 107 102 180 92 206 145 (kWh) Fuente: CEPAL */ Cons umi dores que pa rti ci pa n en competenci a mi nori s ta 72 Cuadro 27 América Central Cobertura eléctrica Cobertura (%) Población sin electricidad (miles) CR Sal Gua Hds Nic Pan CA CR Sal Gua Hds Nic Pan CA 1985 81% 41% 30% 30% 47% 54% 43% 490 2,799 5,570 2,939 1,809 1,005 14,613 1990 93% 52% 36% 38% 45% 73% 52% 215 2,448 5,719 3,020 2,115 656 14,173 1995 93% 66% 46% 45% 45% 77% 59% 246 1,956 5,422 3,093 2,543 619 13,880 1996 93% 68% 47% 47% 46% 78% 60% 242 1,881 5,435 3,112 2,571 613 13,854 1997 94% 70% 54% 49% 47% 78% 63% 238 1,802 4,775 3,080 2,562 606 13,063 1998 94% 72% 59% 51% 47% 79% 65% 229 1,707 4,392 3,019 2,604 598 12,549 1999 94% 74% 63% 52% 47% 80% 67% 230 1,600 4,100 3,013 2,684 590 12,217 2000 95% 76% 69% 54% 46% 80% 70% 200 1,481 3,480 2,984 2,743 581 11,468 2001 96% 78% 77% 58% 47% 81% 73% 168 1,420 2,634 2,822 2,727 571 10,342 2002 97% 78% 78% 58% 48% 82% 74% 135 1,414 2,641 2,847 2,727 563 10,328 2003 97% 80% 79% 60% 50% 84% 76% 113 1,301 2,562 2,800 2,651 499 9,926 2004 98% 81% 82% 61% 55% 85% 77% 102 1,257 2,292 2,791 2,448 476 9,366 2005 98% 82% 82% 64% 57% 86% 78% 91 1,231 2,350 2,652 2,333 462 9,118 2006 98% 83% 83% 67% 59% 87% 80% 75 1,167 2,200 2,511 2,292 424 8,669 2007 99% 84% 84% 71% 61% 88% 82% 36 1,108 2,175 2,199 2,171 407 8,097 Fuente: CEPAL-Is tmo Centroa meri ca no-Es tadís tica s Subs ector El éctri co 2007 106. Pérdidas de energía. El promedio anual de las pérdidas de electricidad a nivel país señala la posición relativa de los países en la región. Costa Rica, El Salvador y Panamá mantienen niveles de eficiencia relativamente razonables, con un 11%, 13% y 12% de pérdidas, respectivamente, mientras que las pérdidas en Nicaragua y Honduras son altas, superiores al 20%, en su mayor parte relacionadas con el robo y el fraude de electricidad12, señal de la falta de prácticas comerciales adecuadas y del apoyo político para controlar dichas pérdidas. En ambos países, las elevadas pérdidas de electricidad, que no obedecen a razones técnicas, no son sostenibles y han contribuido a la reciente crisis financiera en el sector eléctrico (véase el Cuadro 29). Cuadro 28 América Central Tasas de acceso, 2008 Población sin Tasa de electrificación (%) acceso a electricidad Total Urbano Rural País (millones) Costa Rica 99.1 99.8 98 0 El Salvador 86.4 97.1 70 0.9 Guatemala 80.5 93.7 68 2.7 Honduras 70.3 97.9 45 2.1 Nicaragua 72.1 95 42 1.6 Panama 88.1 94 72 0.4 Average / Total 82.8 96.3 65.8 7.7 Fuente: IEA, El ectri ci ty Acces s Databas e 12 Un estudio sobre pérdidas de electricidad en Nicaragua, desarrollado recientemente, demostró que aproximadamente el 50% de las pérdidas totales corresponden al robo y al fraude de electricidad. 73 Cuadro 29 América Central Pérdidas totales (% del suministro) CR Sal Gua Hds Nic Pan CA 1985 9% 13% 17% 13% 13% 19% 14% 1990 11% 16% 14% 23% 18% 25% 17% 1995 11% 13% 14% 27% 30% 21% 17% 2000 10% 11% 12% 18% 32% 20% 15% 2002 10% 15% 15% 21% 33% 19% 17% 2003 10% 13% 17% 22% 33% 18% 17% 2004 9% 15% 16% 23% 30% 16% 16% 2005 10% 13% 18% 23% 29% 16% 17% 2006 10% 13% 17% 25% 29% 14% 16% 2007 11% 13% 16% 21% 28% 12% 15% Fuente: CEPAL-Istmo Centroamericano-Estadísticas Subsector Eléctrico 2007 107. Precios minoristas. Con algunas excepciones, los precios minoristas de la electricidad están regulados en todos los países de la región por un ente regulador sobre la base de la transferencia (pass-through) de los costos eficientes de generación, transmisión y distribución. En El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Panamá –países que han implementado una reforma en el sector eléctrico–, los costos de generación están determinados por la suma de los costos de energía y la capacidad de los contratos de suministro de energía a largo plazo (licitaciones competitivas) y el costo de las compras en el mercado spot (despacho económico basado en el costo), con algún mecanismo de nivelación para mitigar la volatilidad de los costos de generación. En Costa Rica, los precios minoristas están regulados según el método cost-plus (costos de operación y mantenimiento más una tasa de retorno sobre los activos); y los costos de generación están diferenciados por la capacidad y la energía, el tiempo de uso y la temporada para reflejar la estructura del costo de generación. En Honduras, la ley establece que los costos de generación están calculados como el promedio de los costos marginales de generación de corto plazo proyectados a medio plazo (algunos años), pero en la práctica se aplica una fórmula de aumento de precios (impacto de los precios de los combustibles, inflación y devaluación) a un cuadro tarifario establecido en 2000. 108. Precios mayoristas. Los precios spot en los mercados mayoristas competitivos de la región se incrementaron significativamente con posterioridad a 2004, debido al fuerte aumento de los precios del bunker, el combustible utilizado en el mercado caribeño en la mayor parte de los casos por las centrales marginales bajo despacho económico. En el caso de Honduras y Costa Rica, los costos de generación utilizados para regular las tarifas minoristas fueron inferiores y más estables. En el caso de Panamá, Nicaragua y El Salvador, que enfrentaron un equilibrio estrecho entre la oferta y la demanda en 2006 y 2007, el incremento de los precios spot fue más pronunciado a medida que se despachaban 74 centrales de generación menos eficientes y costosas, lo que hizo que los precios spot promedio anuales aumentaran aproximadamente en US$140/MWh (véase el Gráfico 7). Gráfico 7 América central Precios spot y de generación de energía Mercado mayorista 160 66 Precios spot (US$/MWh) 140 58 CR a/ ES b/ GUA HDSc/ NIC PAN 1999 63.6 44.3 44.1 120 50 2000 57.4 83.0 57.3 52.5 US$/MWh 100 42 US$/bbl 2001 54.8 66.6 43.1 44.2 51.7 2002 53.7 66.1 49.6 62.0 43.9 45.6 80 34 2003 54.6 72.5 56.5 62.6 51.8 55.6 2004 55.7 68.9 48.8 61.0 62.8 56.1 60 26 2005 59.4 78.6 62.2 57.9 82.6 90.0 2006 58.1 129.5 76.9 159.6 125.6 40 18 2007 56.9 136.6 89.6 71.9 123.4 155.5 20 10 a/ Precio regulado para consumidores conectados a alto voltaje 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 b/ Incluye precio spot, servicios auxiliares y cargos de transmisión c/ Cortos marginales de corto plazo proyectados USGC FO 1% CR a/ HDSc/ ES b/ GUA NIC PAN Fuente: elaboración propia según las estadísticas de los administradores del mercado mayorista. 109. Contratos. Los precios de generación que se transfirieron a las tarifas fueron menos volátiles que los precios spot, debido al efecto mitigador de los precios de los contratos de suministro, los cuales fueron más estables. En general, las empresas de distribución cubrieron la mayor parte de la demanda con compras de energía bajo contratos (en el caso de El Salvador, con el 54% en 2007, y en Gutemala, Nicaragua y Panamá, entre el 80% y el 90%). Si bien el precio de la energía en los contratos con centrales termoeléctricas se indexó a los precios de los combustibles, el precio promedio de la energía de los contratos se estabilizó por los cargos aplicados por capacidad y por los precios de la energía de los contratos con generación de energías renovables que no se indexaron a los precios de los combustibles. 110. La mayoría de los entes reguladores en la región no publican los precios de los contratos; ahora bien, el caso de una importante empresa de distribución de Panamá ilustra el efecto mitigador de los contratos. Entre 1999 y 2005, los precios spot promedio se mantuvieron estables, en el rango de US$40 - US$60/MWh, con los precios de los contratos también estables pero más elevados. Con posterioridad al año 2004, los precios spot se incrementaron abruptamente a aproximadamente US$155/MWh, pero los precios promedio mayoristas de la energía solamente aumentaron a cerca de US$105/MWh porque Elektra (empresa distribuidora) compró alrededor del 90% de su demanda en el mercado de contratos, donde los precios eran más estables (véase el Gráfico 8). 75 Gráfico 8 América Central Panama- Elektra - Precios mercado mayorista Mercado mayorista 180 Participación del mercado de contratos /a 160 140 Wholesale price ES GUA NIC PAN US$/MWh or US$/bbl 120 2001 86.6% 97.0% 98.1% 86.8% 100 2002 78.3% 99.5% 96.8% 83.1% Contract price 80 2003 50.9% 96.0% 95.3% 87.2% 60 2004 67.8% 84.9% 94.7% 86.1% Spot price 2005 58.8% 85.6% 91.9% 62.3% 40 2006 54.6% 81.0% 84.3% 71.9% 20 USGC FO6 price 2007 54.0% 81.0% 82.4% 74.9% 0 a/ ventas bajo contrato/(ventas bajo contrato+ventas spot) 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Fuente: CEPAL-Istmo Centroamericano-Estadísticas Subsector Eléctrico 2007 111. No obstante el efecto mitigador de los contratos, todos los países en la región han enfrentado dificultades en el lapso de los últimos tres años para transferir los costos de generación a las tarifas de electricidad en una situación de dependencia de la generación termoeléctrica basada en el petróleo y en los precios internacionales altos y volátiles de los combustibles. Los enfoques utilizados por los países en forma individual variaron pero la meta fue la misma: evitar los problemas políticos relacionados con los fuertes incrementos en los precios de la electricidad para la mayoría de la población. Casos de estudio sobre precios y subsidios en los países de América Central 112. Costa Rica. Durante los últimos cinco años, la participación de la generación termoeléctrica de ciclo convencional en Costa Rica aumentó debido a la demora en la implementación de algunos proyectos nuevos, un equilibrio estrecho entre la oferta y la demanda, y la necesidad de instalar cierto volumen de generación termoeléctrica de ciclo convencional para respaldar la generación hidroeléctrica. La participación de las energías renovables disminuyó al 92% en 2007 y la factura petrolífera por la generación eléctrica aumentó de aproximadamente US$19 millones en 2003 a US$130 millones en 2007, convirtiéndose en una carga financiera para el ICE. Existe una amarga disputa entre el ICE y el ente regulador porque la empresa de electricidad sostiene que este último no le ha permitido transferir a las tarifas los costos reales de generación (aplicación de una tasa baja de retorno sobre los activos, por debajo del costo de capital promedio ponderado, y las demoras en permitirle transferir el incremento del costo del combustible). En marzo de 2008, el problema alcanzó el nivel de crisis cuando el ente regulador reconoció la situación y solicitó al ICE que financiara una gran parte del incremento del 30% en los costos de generación como medida para demorar su impacto sobre las tarifas de electricidad. 113. El Salvador. Para hacer frente a los elevados precios spot derivados del incremento en los precios de los combustibles y a un equilibrio estrecho entre la oferta y la demanda, el Gobierno de El Salvador decidió modificar las reglas para la remuneración de los 76 generadores en el mercado spot a comienzos de 2005. Los pagos de las transacciones en el mercado spot según los costos marginales de generación fueron reemplazados por un esquema de “pago según oferta” (pay-as-bid). El precio spot se determinaba entonces como el promedio ponderado de las ofertas de precios de las centrales de generación despachadas para satisfacer la demanda. Las ofertas de precios por parte de la empresa estatal, determinadas sobre la base de consideraciones financieras, desempeñaron una función en la estabilización de los precios spot. Sin embargo, en 2006, el nuevo esquema de precios no fue eficaz en controlar los incrementos del precio spot y el Gobierno decidió subsidiar todo incremento en los costos de generación superior a US$91,1/MWh. Para ello, llegó a un acuerdo con las empresas de distribución según el cual la CEL pagaría, en seis cuotas durante el semestre siguiente, la diferencia entre los costos reales de generación y el precio de referencia acumulado durante el semestre anterior. La combinación del esquema “pago según oferta” (pay-as-bid) y el subsidio a las tarifas fue eficaz en mitigar el impacto de los precios de los combustibles en la tarifa minorista promedio, pero el subsidio no era sostenible en una situación de precios de combustibles altos y crecientes. En septiembre de 2008, cuando los precios internacionales del petróleo se dispararon, el monto que debía utilizarse para compensar el alza ascendía a US$96 millones. A mediados de 2008, el Gobierno comprendió que el subsidio generalizado no era sostenible y decidió reducir el subsidio a los consumidores comerciales e industriales en un 40%. 114. Guatemala. En Guatemala, la tarifa social establecida en 2000 mantuvo los precios de la electricidad estables en el rango de US¢10 a US¢12/kWh para aproximadamente el 90% de los consumidores residenciales. Dicha tarifa se financió con la renta económica de las centrales hidroeléctricas del INDE por la venta de energía a las empresas privadas de distribución a precios de mercado inferiores. A comienzos de 2006, cuando era evidente que el INDE no podía continuar pagando el subsidio, la cobertura de este se redujo a aproximadamente el 70% de los consumidores, mientras que la tarifa social promedio para las zonas urbanas se incrementó a aproximadamente US¢16 /kWh (véase el Gráfico 9). Gráfico 9 Ciudad de Guatemala - precios residenciales 25 20 USCents/kWh 15 10 5 0 "Residential-no social" "Residential-social" Fuente: CNEE - ente regulador. 77 115. Honduras. En Honduras, las tarifas minoristas promedio estaban retrasadas respecto del aumento de los costos de generación y, a principios de 2008, se estimó que la tarifa residencial promedio solamente cubría el 80% de los costos del suministro del servicio de electricidad. La ENEE, el monopolio estatal, no podía cubrir los altos costos de las compras de energía a los generadores termoeléctricos privados con los ingresos de las ventas de electricidad, en una situación en que imperaban los altos precios de los combustibles y las pérdidas que no eran de orden técnico, y en que el déficit tenía que ser financiado por el Gobierno. 116. Nicaragua. En 2005, el Congreso de Nicaragua sancionó la Ley No. 554/05 que declaraba el estado de crisis energética en el caso en que los precios del WTI aumentaran por encima de los US$50/bbl, y adoptó medidas temporales para reducir el impacto de los altos precios de los combustibles en las tarifas de electricidad, incluyendo el congelamiento de las tarifas de electricidad para los consumidores residenciales cuyo consumo mensual fuese inferior a los 150 kWh. Los precios spot no se calcularon con base en los costos marginales, sino sobre un promedio ponderado de los costos variables de las unidades térmicas más un 10%. La empresa estatal, propietaria de las centrales hidroeléctricas de generación, debía suscribir contratos con las empresas de distribución a un precio que estuviese en el rango de US$55 a US$65/MWh, por debajo de los precios del mercado. Asimismo, los costos promedio de generación transferidos a la tarifa arrastraron a los costos reales de generación (spot más mercado de contratos) y el déficit financiero tuvo que ser financiado por las empresas de distribución privadas, que ya se encontraban en una difícil situación financiera debido al elevado nivel de pérdidas. Finalmente, en 2008, el Gobierno y el inversionista privado firmaron un memorándum de entendimiento que incluía, entre otras cosas, compromisos para resolver lo adeudado, la aprobación de una ley que penalizara el fraude de electricidad, la transferencia del 16% de las acciones de las empresas de distribución al Gobierno, y la aplicación de tarifas que reflejaran los costos. 117. Panamá. El Gobierno de Panamá, preocupado por el impacto en las tarifas de los crecientes precios de los combustibles, estableció en 2004 un Fondo de Estabilización Tarifaria que, en la práctica, ha funcionado como un subsidio a las tarifas. Cada semestre, el Gobierno revisa el incremento de tarifa necesario para cubrir los costos y determina el monto del subsidio y las categorías de tarifa que reciben el subsidio. El Gobierno otorga el subsidio a la empresa de transmisión para que lo transfiera a cada una de las empresas de distribución, que se detalla en la factura de electricidad. El monto del subsidio alcanzó los US$73 millones en 2008 y benefició a los consumidores residenciales con un consumo mensual por debajo de los 500 kWh, quienes recibieron un descuento en su factura de hasta 41% (véase el Cuadro 30). 78 Cuadro 30 Panama-Elektra (compañía de distribución) Tarifas eléctricas Julio - Diciembre 2008 (USCents/kWh) Tarifa residencial Base Subsidio Pago 100 kWh/month 21.6 40.0% 13.0 200 kWh/month 21.9 40.6% 13.0 300 kWh/month 21.9 30.5% 15.3 500 kWh/month 22.0 30.6% 15.3 Fuente: ASEP - ente regulador. 118. A pesar del intento por reducir el impacto de los altos costos de generación en las tarifas residenciales, a partir de 2005 se incrementaron los precios residenciales promedio (en US$ corrientes) en todos los países. En 2007, los precios residenciales promedio fueron altos en El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Panamá, en el rango de US¢15 a US¢16/kWh (los precios que se muestran para Guatemala corresponden a la tarifa no social que ha aumentado desde 2001). En Costa Rica y Honduras, las tarifas residenciales promedio fueron bajas, aproximadamente US¢8,5/kWh, señal de costos menores de generación y de subsidios ocultos en Costa Rica y de la aplicación de subsidios para la mayoría de los consumidores residenciales en Honduras (véase el Cuadro 31). Cuadro 31 Precios electricidad Sector residencial USCent/kWh CR ES GUA */ HDS NIC PAN 1999 5.0 9.7 6.5 11.9 10.7 2000 5.3 12.9 6.9 11.0 11.9 2001 6.4 13.4 16.0 6.8 10.7 11.6 2002 6.4 13.3 16.5 7.0 11.2 11.3 2003 6.0 13.5 17.0 7.4 11.8 12.0 2004 6.5 13.1 17.7 7.9 11.9 12.0 2005 6.9 13.8 19.6 8.0 12.1 13.8 2006 7.5 15.1 18.9 8.6 14.7 14.9 2007 8.3 16.0 18.4 8.6 15.3 15.8 */ Se corresponde a la tarifa no social, ciudad de Guatemala Fuente: estadísticas de entidades regulatorias y ministerios, excepto Panamá (CEPAL) 119. Lecciones aprendidas. Los gobiernos de la mayoría de los países de la región hicieron esfuerzos por modificar las reglas, a fin de controlar la transferencia de los costos de generación (y, por ende, de los incrementos de los precios de los combustibles) a los clientes de bajo consumo. A la larga, estos esfuerzos han resultado inútiles, y han acarreado un costo enorme para los gobiernos (como en el caso de Honduras y El Salvador) o para las empresas estatales (como en el caso de Costa Rica y Guatemala). Durante los procesos de reforma llevados a cabo en el sector eléctrico, el objetivo definido consistía en alcanzar una situación en la que la electricidad pudiese responder a las señales normales de la oferta y la demanda (como en el caso de los productos de petróleo), en lugar de a criterios que 79 distorsionan el precio mayorista o instituyen subsidios insostenibles. Lamentablemente, las autoridades reguladoras no han sido lo suficientemente flexibles para resistir la influencia política, lo cual no es sorprendente, dada la creación relativamente reciente de estas autoridades, así como su reciente incorporación en las estructuras gubernamentales. 120. Para evitar los errores del pasado es necesario brindar mayor apoyo a los entes reguladores. Se pueden identificar medidas de acción específicas: i) en Panamá, el ente regulador, recientemente reestructurado, ha demostrado ser un organismo sólido y responsable, proceso que aún se encuentra en ejecución y que puede tener consecuencias imprevistas; ii) en Costa Rica, es necesario redefinir las funciones del ente regulador a fin de garantizar un funcionamiento institucional más fluido ya que dicho ente ha estado en desacuerdo con el ICE –la principal empresa de electricidad– con consecuencias desafortunadas como, por ejemplo, apagones, cuando era necesario; iii) en Nicaragua, el ente regulador tiene recursos débiles que deben fortalecerse para poder resolver numerosas cuestiones, entre otras, la mejora de los niveles de acceso; iv) El Salvador tiene un ente regulador eficaz y bien organizado que, no obstante, está sujeto a la influencia política que lo ha llevado a poner en marcha subsidios costosos e insostenibles, con lo cual su estructura y misión han de ser revisadas; v) Honduras tiene un ente regulador débil e ineficiente, con poca influencia en la ENEE, la empresa estatal, con lo que debe llevarse a cabo una profunda revisión de sus funciones, y vi) el ente regulador de Guatemala ha sido eficaz en supervisar el mercado, pero ha demostrado ser ineficaz a la hora de atraer inversiones para el desarrollo de los recursos energéticos nacionales. 80 CAPÍTULO seis PANORAMA GENERAL DEL SECTOR Eléctrico: EL CORTO PLAZO 121. Esta sección desarrolla la evaluación del riesgo del déficit en el suministro de electricidad a corto plazo en los países de América Central y se describen las medidas de emergencia adoptadas por los distintos gobiernos. El corto plazo se refiere al período 2008- 2012, cuando cualquier déficit en el suministro de energía solamente se puede enfrentar con medidas de emergencia. La sección está dividida en dos partes: consideraciones de tipo general que deben tenerse en cuenta para resolver los desequilibrios entre la oferta y la demanda; y el análisis por países. A. Medidas generales 122. Existen tres tipos principales de crisis eléctricas. Cada tipo de crisis presenta un conjunto diferente de obstáculos, si bien estos tres no siempre pueden disociarse. El primer tipo de crisis eléctrica –limitaciones a la capacidad– es un problema relativo a la oferta (generación y/o transmisión), en el cual la capacidad instalada es insuficiente para satisfacer la demanda pico de electricidad porque simplemente no está disponible (por ejemplo, por interrupciones del servicio no planificadas o planificadas). El segundo tipo de crisis eléctrica involucra a la demanda. La capacidad existe y está disponible pero no puede generar la suficiente energía a tiempo (por ejemplo, cuando a una central hidroeléctrica operativa le falta agua o cuando a las centrales de generación a gas les falta gas, como sucedió en Chile en el período 2007-2008). Por último, el tercer tipo de crisis eléctrica ocurre cuando no se cumple con el margen de reserva suficiente, en que la capacidad simplemente está retrasada respecto de toda la demanda (por ejemplo, cuando la falta de financiamiento obliga a un retraso en la expansión planificada de la capacidad de generación). El margen de reserva es un indicador común del equilibrio entre la oferta y la demanda de electricidad. En América Central, sin embargo, puesto que los sistemas a menudo dependen en gran medida de la hidroelectricidad, un margen de reserva grande es insuficiente para caracterizar una situación donde la oferta supera a la demanda. 123. En el corto plazo, el peso del ajuste se concentra normalmente en la demanda. Por lo general, el corto plazo ofrece posibilidades limitadas para incrementar la capacidad de la oferta del sistema eléctrico. Existen varios mecanismos a través de los cuales la demanda se puede ajustar en el corto plazo. Una forma es a través de restricciones a la calidad o al racionamiento. Otra forma es a través de las señales directas o indirectas de los precios. Aumentar el precio de la electricidad crearía incentivos para que los usuarios consuman menos electricidad. Los incentivos o subsidios otorgados también pueden permitir que las medidas de eficiencia energética tengan el mismo efecto. 124. No obstante, el „corto plazo‟ se puede definir de distintas formas, cada una de ellas con un conjunto diferente de posibles respuestas asociadas. Según la definición de corto plazo propuesta, existe una amplia gama de respuestas posibles del lado de la oferta o de la 81 demanda. La duración prevista para el período de escasez de electricidad también influye sobre la elección del instrumento, por ejemplo:  Muy corto plazo (unas pocas semanas). Las respuestas ante la demanda se limitan a los cambios de comportamiento en el marco de la tecnología de consumo existente a través del racionamiento o de interrupciones forzadas del servicio. No es posible operar ninguna respuesta que afecte significativamente al suministro.  Corto plazo (unos pocos meses). Existe un rango más amplio de respuestas a la demanda, entre otras, algunos cambios técnicos menores que involucran gastos de capital para reemplazar los aparatos domésticos existentes. Puede utilizarse un mayor rango de incentivos de precios y de cantidad. En este caso, tampoco es posible que una respuesta modifique el suministro.  Corto a medio plazo (hasta 18 meses). Las respuestas del lado de la demanda incluyen cambios „fáciles‟ en la tecnología. Se dispone de un conjunto de incentivos para los precios y la cantidad. También pueden aplicarse algunas medidas del lado de la oferta. 125. La política desempeña un papel importante en la resolución de las crisis eléctricas. El objetivo general de la política energética es encontrar una combinación óptima de la medida de la demanda y la oferta que represente el costo mínimo para la economía. Tanto la demanda pico como el consumo total se pueden ver afectados por las medidas de política que tienen impactos en el precio, pero no necesariamente de la misma manera. De este modo, la combinación óptima de políticas dependerá del tipo de crisis eléctrica a la que se enfrente el país. En algunos países, ya se han implementado políticas orientadas a mantener costos económicos apropiados en función de los distintos subconjuntos de usuarios. Así, por ejemplo, en la mayor parte de los países se aplican tarifas a los grandes usuarios basadas en una demanda pico prestablecida, de modo que si superan el límite establecido, dichos grandes usuarios deben pagar una penalización. 126. La estructura institucional del sector eléctrico también influye, en gran medida, en la respuesta a las crisis eléctricas. En concreto, el grado de participación del sector privado en el sector eléctrico, el grado de integración vertical y la competencia en el segmento generación, así como la fortaleza y la sofisticación del mecanismo regulador implementado, son los tres elementos claves que afectan al tipo de respuesta. 127. En un sistema basado en el mercado, se requiere una combinación de medidas de precios y de cantidad para asegurar la sostenibilidad a largo plazo. Existe siempre el peligro de que una brecha profunda entre la oferta y la demanda resulte en una escasez de energía que produzca subidas de precios. Si el déficit dura más que unos pocos días, a veces se hace necesario recurrir a un incremento de los precios. A su vez, esto podría generar problemas de capacidad de pago, especialmente para los usuarios de bajos ingresos que tienen poca elasticidad con respecto al precio. Por otra parte, mitigar una crisis de precios mediante subsidios directos o indirectos podría exacerbar la crisis energética, dado que no genera incentivo alguno para que los consumidores reduzcan su consumo de electricidad, lo que puede crear una crisis fiscal. A fin de asegurar la sostenibilidad a largo plazo, la 82 respuesta de un país a una crisis eléctrica de corto plazo debe involucrar la combinación de medidas de precios y de cantidad. 128. Las respuestas a las señales de los precios dependen del nivel de participación del sector privado. En una situación en la que la participación del sector privado es alta y, por ende, el mercado para la generación es competitivo, las señales de los precios serán más eficaces. No obstante, en los casos donde la participación del sector privado es baja, las señales de precio serán menos eficaces porque, en teoría, el mercado será menos competitivo. En esta situación, el racionamiento quizás sea más eficaz como objetivo de una campaña de ahorro de energía. 129. Los mecanismos reguladores pueden influir en el rango de respuestas disponibles y en la magnitud del impacto en las distintas partes interesadas. A menudo existen restricciones legales o administrativas que impiden el uso de ciertos instrumentos. Por ejemplo, los cambios de tarifas quizás deban ser aprobados mediante procesos administrativos predefinidos que comprenden audiencias públicas. Ello significa que, como medida temporal, el incremento de tarifas no será una solución efectiva a corto plazo. En otras situaciones, existe un límite máximo de precios o del costo del servicio que está diseñado para alentar la minimización del costo, la sostenibilidad y la equidad en términos asequibles y de acceso. No obstante, los límites máximos de los precios pueden fracasar en las crisis de corto plazo. Por ejemplo, una reducción en la demanda puede afectar negativamente la situación financiera de las empresas de distribución que operan bajo un límite máximo de precios aun cuando la crisis se haya originado en el segmento generación. Es importante tener en cuenta los efectos negativos posibles que afectan en forma desproporcionada a algunas partes interesadas. 130. Medidas relativas a la oferta: las respuestas del lado de la oferta a las crisis eléctricas de corto plazo involucran la capacidad de generación. Además de los proyectos planificados para incrementar la capacidad de generación dentro del plan de expansión energética de un país, esta sección –sobre el corto plazo– busca identificar las oportunidades para mejorar el estado de los equipos ya existentes mediante la mejora de la disponibilidad, incrementando la capacidad o reduciendo las pérdidas como la forma más expeditiva para alcanzar la meta de incrementar la capacidad de generación. Cabe recordar que las respuestas del lado de la oferta no son posibles en el muy corto plazo (un par de meses o un plazo menor). Ello se debe a que el incremento de la capacidad de generación supone construir infraestructura nueva, lo cual requiere tiempo. Sin embargo, si la crisis de corto plazo se extiende más allá de unos pocos meses, las medidas del lado de la oferta se convierten en soluciones posibles. 131. El combustible diésel es la forma más rápida de incrementar la capacidad de generación. La mayoría de los países han implementado planes de emergencia para la generación que incluyen el uso de motores de pistón que utilizan combustible diésel (para los motores de alta velocidad) o combustible pesado, HFO, (para los motores de velocidad media). No obstante, el costo de los combustibles diésel es alto y está expuesto a la volatilidad de los precios. Asimismo, el tiempo puede ser una limitación. Los motores de velocidad media pueden requerir entre 24 y 30 meses para ser diseñados, comprados y construidos. Por estas razones, a continuación se consideran y clasifican soluciones más sostenibles. 83 132. Existen diez soluciones posibles que se clasifican sobre la base del costo anticipado, el cronograma, el impacto en la capacidad de generación y la habilidad para controlar los procesos. La eficacia de cada una de las acciones se puede determinar únicamente después de reunir y analizar información adicional para una aplicación específica. Las soluciones 1 a 7 pueden iniciarse simultáneamente para determinar el impacto de estas medidas en la capacidad incrementada. El resto del incremento de capacidad requerido se puede instalar considerando las soluciones 8 a 10: 1) Incrementar la disponibilidad de las centrales operativas existentes que se hayan identificado con bajo nivel de disponibilidad es un esfuerzo de bajo costo que está completamente dentro del control de la empresa de servicio público que opera la central y que se puede implementar en un plazo muy corto. Además de cronogramas más rápidos para las interrupciones de servicio por mantenimiento, un plan coordinado para las interrupciones de servicio de las plantas en la región puede mejorar la disponibilidad general una vez que el sistema de transmisión haya mejorado el intercambio de energía entre los distintos países. 2) Rehabilitar las unidades que se han retirado del sistema o cuya capacidad ha sido reducida. Los votos asociados a esta alternativa dependerán del equipo que deba reemplazarse o de las labores de construcción que se requieran para llevar a cabo el mantenimiento correctivo. 3) Acelerar la finalización de las centrales y líneas de transmisión que se encuentren bajo planificación o en construcción constituyen medidas de protección para preservar o mejorar los cronogramas y realizar la operación comercial. Esta medida se puede implementar inmediatamente, pero el impacto será de más largo plazo, dependiendo de los cronogramas de construcción de cada uno de los proyectos. 4) La integración de la generación de respaldo en el pool de despacho para el período pico, mediante la incorporación de acuerdos de compra de energía (PPA), depende de la cooperación de quienes están fuera de la empresa de servicio público y supone además el costo de sincronizar el equipo y el relé de protección para cada generador que se conecte. También habrá un costo adicional del combustible, muy probablemente de diésel. No obstante, el equipo de generación está implementado y el cronograma estará determinado por el tiempo necesario para instalar el equipo de interconexión requerido y el tiempo que llevaría negociar los acuerdos. 5) Incrementar la disponibilidad de las centrales que utilizan bagazo para su operación después de la cosecha de la caña de azúcar depende de la cooperación de agentes que no pertenecen a la empresa de servicio público. El costo dependerá de las modificaciones identificadas para las calderas existentes y del costo del combustible alternativo. El cronograma dependerá del tiempo que lleve realizar las modificaciones necesarias y negociar los acuerdos. 6) Mejorar el sistema de transmisión mediante el agregado de baterías de condensadores para reducir las pérdidas del sistema de transmisión e incrementar la capacidad operativa en megavatios de los generadores existentes está en el 84 ámbito de control de la empresa de servicio público. El cronograma y el costo dependerán del tamaño y la cantidad de baterías de condensadores que se instalen. El potencial incremento de la capacidad se puede determinar a partir de los estudios de transmisión para identificar la ubicación y el tamaño de las baterías de condensadores que se instalarán. 7) La instalación de sistemas avanzados de medición (AMS) para reducir las pérdidas que no son de orden técnico puede presentar un programa en ejecución con costos incrementales pequeños. La implementación de esta alternativa depende de la cooperación de los clientes de la empresa de servicio público. 8) La instalación de motores de pistón de alta velocidad que operen con combustible diésel en forma temporal es una solución de implementación rápida pero de alto costo operativo. Los motores de pistón de alta velocidad son más eficientes que las turbinas de combustión, pueden ser provistos en unidades relativamente pequeñas, y pueden instalarse en ubicaciones distribuidas alrededor del sistema. 9) La instalación de barcazas alquiladas para la generación de energía equipadas con motores de pistón o turbinas de combustión tienen un cronograma más extenso para la entrega y la instalación, y utilizan combustible diésel de alto costo. Las turbinas de combustión tienen habitualmente unidades de capacidad más grandes que los motores de pistón. La instalación de barcazas de generación de energía se limita a las ubicaciones en el agua que se hayan preparado para la conexión de la barcaza. 10) Se estima que la instalación de centrales fijas con turbinas de combustión (TG) de ciclo simple (CS) en un emplazamiento preparado tiene un cronograma similar a las barcazas de generación de energía y aproximadamente los mismos costos de operación. 133. Decidir qué tecnología o solución debe implementarse dependerá de las circunstancias particulares de cada país. Los compromisos resultantes de introducir capacidad nueva deben analizarse por caso desde el punto de vista del costo, respecto de medidas más lentas para incrementar la capacidad de generación que quizás sean de menor costo. Asimismo, cada solución tendrá un costo de implementación que puede consistir en el pago de incentivos, la aceleración de los costos, el costo de los repuestos o el costo de capital del proyecto. 134. Medidas del lado de la demanda. Las medidas del lado de la demanda se concentran en producir cambios en la cantidad de electricidad consumida, modificando el precio (tarifas), las medidas de eficiencia energética, o el comportamiento de los consumidores. La demanda de electricidad es una demanda derivada de la iluminación, la refrigeración, la calefacción, y otros usos de la electricidad. Por lo tanto, los cambios en la demanda serán la respuesta a los cambios que tengan lugar en la demanda de cada uno de esos segmentos o a los cambios en la eficiencia de los equipos que utilizan electricidad. La experiencia internacional indica que la mayor parte de los países utilizan una combinación de múltiples instrumentos del lado de la demanda para reducir el consumo de electricidad. A menudo, la combinación de instrumentos utilizados depende del momento en que se produce la crisis y de su naturaleza. 85 135. Reducir el consumo de electricidad del sector público es un primer paso importante. Si bien el consumo de electricidad del sector público a menudo no es muy alto respecto del consumo total de un país, es necesario implementar actividades para ahorrar energía en el sector público con el propósito de incrementar la credibilidad de los gobiernos y demostrar sus efectos. Por otra parte, la implementación en el sector público de dichas actividades tiene la ventaja adicional de estar centralizada y de permitir así medidas de implementación rápidas y altamente visibles. 136. Las tarifas son uno de los elementos claves en la determinación de incentivos para el uso racional de la energía. No obstante, existen dos aspectos importantes que deben tenerse presentes cuando se analiza la eficacia de las tarifas. En primer lugar, para muchos usuarios pequeños existe un intervalo de tiempo entre el momento en que se produce el consumo y el momento en el que pagan la electricidad. De este modo, esta demora en la transacción podría demorar la respuesta a una crisis de corto plazo. En segundo lugar, la eficacia de las tarifas dependerá de la naturaleza de la crisis. Por ejemplo, las limitaciones de capacidad exigen reducir la demanda pico. La mayoría de las estructuras tarifarias no están basadas en el tiempo de uso sino más bien en el monto general de consumo. Existen varios tipos diferentes de tarifas y políticas tarifarias que se resumen a continuación. 137. Las tarifas residenciales pueden verse como una forma de incrementar la tarifa en bloque en que el tamaño del bloque está determinado por el consumo realizado. En otras palabras, el consumo de electricidad es más costoso a medida que aumenta la cantidad. Este mecanismo tarifario plantea algunos problemas. Por un lado, plantea problemas de objetivo. Los datos muestran que numerosos usuarios variarán su consumo de un año a otro por razones exógenas. En las comunidades de escasos recursos se comparte con frecuencia un solo medidor de electricidad entre muchas familias, nuevamente distorsionando el esquema del objetivo. Por otro lado, los costos administrativos de implementación pueden ser elevados. Por lo general, los sistemas de facturación de las empresas de servicios públicos no están preparados para las estructuras tarifarias residenciales, y hay costos y tiempo involucrados en la adaptación de esos sistemas. 138. Tarifas de los grandes usuarios. El elemento clave para inducir el consumo eficiente por parte de los grandes usuarios es un mecanismo de determinación de precios que refleja los costos reales de tiempo de producción, lo que se conoce como precio dinámico. El precio dinámico incluye el precio del tiempo de uso (TOU, por sus siglas en inglés), la determinación de precios pico críticos (CPP, por sus siglas en inglés) y la fijación de precios en tiempo real (RTP, por sus siglas en inglés). Nuevamente, al igual que con las tarifas residenciales, existen potenciales consecuencias negativas en las tarifas de los grandes usuarios que deben tenerse en cuenta. 139. Régimen tarifario. Un régimen tarifario es un conjunto de reglas mediante el cual las tarifas se actualizan y modifican con el paso del tiempo. Esta es la clave para los incentivos que la empresa enfrenta para la eficiencia productiva. Existen tres tipos principales de regímenes tarifarios reguladores: el costo del servicio o tasa de retorno, los límites de precios o de ingresos, y los híbridos. Los regímenes tarifarios no solo constituyen el foco de la creación de los incentivos para la eficiencia productiva sino que también tienen un gran impacto en los incentivos que tienen las empresas de distribución de electricidad para promover o apoyar las medidas de eficiencia energética entre sus clientes. 86 140. Los programas de reemplazo de aparatos electrodomésticos constituyen una forma eficaz de reducir el consumo de energía. Con respecto a los refrigeradores, las ganancias en eficiencia energética oscilan entre un mínimo del 30% para los refrigeradores de 8 pies cúbicos hasta un máximo del 61% para los refrigeradores de 16 pies cúbicos. Sin embargo, existe una gama de variables que deben considerarse para determinar el efecto del reemplazo de los aparatos electrodomésticos sobre el consumo de energía, entre otros, el inventario existente de aparatos electrodomésticos, los ahorros de energía estimados, el coeficiente de penetración y la cantidad total de hogares. Si bien los programas de reemplazo de aparatos electrodomésticos a menudo son considerados de menor importancia para mejorar la eficiencia energética, el éxito del programa dependerá de la destrucción de los aparatos obsoletos reemplazados. 141. Los programas de reemplazo de lámparas fluorescentes compactas (LFC) son otra medida clave del lado de la demanda que puede efectivamente reducir el consumo de electricidad. Los supuestos para los cálculos de ahorro de energía deben definirse sobre los vatios de potencia de las lámparas incandescentes reemplazadas, la potencia en vatios de las nuevas LFC, el costo por reemplazo, el consumo promedio por hogar, y los costos de distribución y comercialización, así como la penetración estimada en las viviendas residenciales. Los programas de reemplazo de LFC han sido eficaces en numerosos países, incluyendo otros países de América Latina. 142. Conclusiones y recomendaciones para el corto plazo a) A fin de asegurar una respuesta adecuada y eficaz a una crisis eléctrica de corto plazo, un gobierno o empresa de servicio público debe actuar rápidamente. Existen tres tipos principales de información que deben reunirse para asegurar una respuesta adecuada: i. Identificar la clase de déficit de electricidad. Cada crisis es única y el déficit puede producirse en la capacidad pico (oferta) o en la energía (demanda). ii. Estimar la duración probable del déficit. Como se ha analizado anteriormente, las respuestas adecuadas así como la disponibilidad de respuestas dependerá de la duración estimada del déficit. iii. Establecer un desglose del consumo de energía por uso final durante el período de déficit. El método más confiable es realizar encuestas detalladas a los clientes, incluyendo el control sobre el uso final, la carga de las encuestas, las encuestas sobre saturación de artefactos electrodomésticos y otros instrumentos de recolección de datos. b) La señal de precios es el medio más eficiente para informar a los consumidores de una escasez de electricidad. Lamentablemente, para muchos grupos de clientes, existen barreras para aumentar rápidamente el precio que pagan por la electricidad. Por esa razón, las señales a través de los precios no siempre son rápidas y eficaces, y dependen del grado de competitividad de la estructura de mercado, el nivel de participación del sector privado, y también del tipo de respuesta política. Por esta razón, deben considerarse otras medidas más 87 allá de las señales de precios para responder eficazmente a las crisis de corto plazo. c) Considerar las circunstancias específicas cuando se clasifica y selecciona una medida de respuesta adecuada. Los factores que deben tomarse en consideración cuando se clasifican las medidas incluyen el volumen de conservación requerido, la duración esperada del déficit, el lapso de advertencia adelantado, el tipo de sectores que la respuesta espera abarcar (residencial, industrial, comercial o agrícola), la combinación apropiada o los cambios técnicos y de comportamiento, y los recursos disponibles para la implementación del programa. La clasificación de las respuestas comprende elementos de juicio subjetivos, específicamente con respecto a la estimación del impacto en el comportamiento del consumidor. Por ende, también es importante tener en cuenta la opinión pública sobre la escasez de electricidad, su disposición en participar, y la credibilidad del grupo que promueve las medidas. B. Análisis por país 143. Costa Rica. Este país sufrió una breve escasez de electricidad a fines de abril y principios de mayo de 2007, producida por una combinación de eventos adversos: demoras en la implementación del plan de expansión del sistema de generación, una estación seca, un alto crecimiento de la demanda, baja disponibilidad de centrales termoeléctricas y la interrupción de las importaciones de electricidad procedentes de Panamá. Si bien el racionamiento de la energía durante este período fue inferior al 2% de la demanda, la situación fue motivo de preocupación en Costa Rica, país acostumbrado a contar con un servicio de electricidad bueno y confiable, y de frustración para el ICE porque se estimaba un estrecho equilibrio entre la oferta y la demanda; además, algunas medidas precautorias que se adoptaron no fueron suficientes para evitar la escasez de electricidad. 144. A principios de la década de 2000, el ICE planificó el desarrollo de una central diésel de velocidad media de 200 MW, proyecto Garabito, para complementar un sistema de generación basado en centrales hidroeléctricas (80% de generación hidroeléctrica y 98% de energías renovables en 2002) durante la estación seca. No obstante, en 2005 el desarrollo de este proyecto sufrió grandes demoras porque el Gobierno central objetó el acuerdo de financiamiento y ello dio lugar a una prolongada discusión. El ICE implementó planes de contingencia que incluyeron el mejoramiento de la disponibilidad de las centrales termoeléctricas, la importación de energía desde Panamá y la reducción de cuellos de botella en el sistema de transmisión. No obstante, estas acciones no fueron suficientes para evitar el racionamiento de energía en 2007. 145. Se adoptó un nuevo plan de contingencia13 que incluye lo siguiente:  Implementación de la central termoeléctrica Garabito bajo un esquema de mecanismos de autofinanciamiento especial para el proyecto, a fin de asegurar su puesta en marcha en 2011. 13 El Plan de Contingencia para abastecer a los veranos de 2008 al 2010. CENPE. Junio de 2007. Este plan se actualizó en septiembre de 2008: Revisión del plan de contingencia para los años 2008 al 2011. CENPE. ICE. 88  Instalación de generación de emergencia: alquiler de motores diésel y turbinas a gas modulares que utilizan diésel por un plazo de aproximadamente cuatro años (2008-mediados 2011): Barranca (90 MW) y San Antonio (110 MW).  Compra de aproximadamente 35 MW provistos por centrales termoeléctricas que utilizan bagazo durante la época de la zafra de la caña de azúcar y aproximadamente la misma capacidad fuera de temporada, utilizando combustibles convencionales.  Puesta en marcha temprana en 2009 de la primera etapa (25 MW) de la granja eólica Guanacaste.  Mejoras en el mantenimiento de las centrales termoeléctricas existentes para incrementar su disponibilidad promedio anual al 80%.  Divulgación en los medios de comunicación de las recomendaciones para ahorrar electricidad. 146. La compra de energía firme en el mercado regional no ha sido una opción porque la mayor parte de los países de América Central están experimentando un equilibrio estrecho entre la oferta y la demanda, y porque se ha retrasado la construcción de las líneas de transmisión del proyecto SIEPAC en Costa Rica. 147. La implementación del plan de contingencia asegurará un grado de confiabilidad adecuado en el suministro de electricidad hasta 2011, cuando entren en operación, aproximadamente, 400 MW de capacidad nueva de generación, suficiente para satisfacer el crecimiento de la demanda y sustituir los costosos alquileres de energía. El sistema de generación mantiene un margen de reserva de, aproximadamente, el 40%, pero –y esto es más importante para el sistema de generación de Costa Rica, que depende de la generación termoeléctrica–, el déficit energético en cualquier mes no supera el 2% de la demanda (véase el Cuadro 32). 148. El ICE está implementando una estrategia de eficiencia energética focalizada en definir estándares de eficiencia y de calidad para la fabricación y la importación de aparatos electrodomésticos, el etiquetado de electrodomésticos, las auditorías de eficiencia en la industria y la aplicación de tarifas por tiempo de uso. El ICE no está involucrado en la distribución de LFC. 89 Cuadro 32 Costa Rica Plan de expansión de corto plazo Capacidad Demanda Capacidad Planta Tipo instalada Pico (MW) (MW) (MW) 2008 2,067 Plan de emergencia Barranca rental DM 90 San Antonio rental DM> 110 El Viejo bagazo 14 Taboga Ampliación2 bagazo 8 2,289 Plan normal Canalete hidro 17.5 Pocosol hidro 26 2,333 1,606 2009 Plan de emergencia Catsa & El Palmar bagazo 13 Off season generation bagazo 37.7 2,383 Plan normal El Encanto hidro 8.3 Guanacaste I eólico 25 2,417 1,686 2010 Plan normal Guanacaste II wind 25 Colima2 térmica 10 2,452 1,772 2011 Plan de emergencia Barranca rental DM -90 San Antonio rental DM> -110 2,252 Plan normal Garabito DM 200 Pirrís hidro 128 Moín4 DM 10 Pailas geotérmica 35 Toro3 hidro 50 2,675 1,861 Fuente: ICE. 149. El Salvador. Tras el proceso de reforma y privatización del sector energético a fines de la década de 1990, las inversiones privadas en el segmento generación en El Salvador básicamente se han limitado al reemplazo de las centrales de generación que utilizan combustible diésel de costo elevado por combustóleo pesado y a la inversión por parte de los autoproductores y cogeneradores de electricidad. Entre 2001 y 2005, la capacidad instalada no se incrementó y el margen de reserva disminuyó gradualmente. Durante dicho período, El Salvador fue un importador neto de electricidad procedente de Guatemala, aprovechando la diferencia en los costos marginales, lo cual le permitió satisfacer su demanda interna. La escasez de energía durante este período fue muy pequeña y, en su mayor parte, estuvo relacionada con interrupciones forzadas del servicio (véase el Gráfico 10). 150. No obstante, en el segundo semestre de 2005, no se encontraba disponible una gran central hidroeléctrica (90 MW) debido a las demoras ocurridas en el programa de reparación general, al margen de reserva insuficiente, a los precios de los combustibles que aumentaban, y a los costos marginales que incrementaron significativamente al despacharse las centrales 90 termoeléctricas ineficientes y de costo elevado. A fin de reducir el impacto de un equilibrio estrecho entre la oferta y la demanda en los precios spot, el Gobierno decidió modificar el marco para la remuneración de las ventas spot de energía de un esquema de costo marginal a un esquema de “pago según oferta” (pay-as-bid). 151. Asimismo, la CEL, empresa estatal cuya estructura fuera desagregada durante la reforma y que mantuvo la generación hidroeléctrica, decidió desarrollar una central diésel de media velocidad de 50 MW (proyecto Talnique) que comenzó a operar a mediados de 2006. La decisión no fue justificada como una medida de emergencia para mejorar el margen de reserva y compensar la falta de inversión del sector privado, lo que transmitió un mensaje erróneo a los inversores privados que consideraron que la empresa estatal no estaba complementando sino reemplazando a la inversión privada. Gráfico 10 El Salvador- Capacity balance 2000-2008 1,600 El Salvador – Balance de capacidad 2000-2008 El Salvador Balance eléctrico 2000-2007 1,400 (GWh) Installed capacity 1,200 Generación Importación Escasez de energía 1,000 Oferta nacional neta GWh % 2000 3,377 696 4,073 7 0.2% MW 800 peak monthly demand 2001 3,647 309 3,956 12 0.3% 600 2002 3,866 384 4,294 10 0.2% 400 2003 4,077 325 4,403 7 0.2% 2004 4,156 382 4,538 7 0.2% 200 2005 4,481 284 4,765 9 0.2% 0 2006 5,194 2 5,197 11 0.2% 2007 5,321 32 5,353 6 0.1% Jan-00 Jan-01 Jan-02 Jan-03 Jan-04 Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jul-00 Jul-01 Jul-02 Jul-03 Jul-04 Jul-05 Jul-06 Jul-07 Jul-08 Fuente: SIGET Fuente: SIGET y UT. 152. La expansión del segmento generación para los próximos cuatro años está definida por los proyectos de generación actualmente en construcción o próximos a comenzar su construcción. Se sumarán aproximadamente 80 MW, 38% con base en energías renovables (en concreto 30 MW que deben importarse del proyecto hidroeléctrico Xacbal de Guatemala), y 62% con base en centrales diésel de velocidad media (en concreto, un agregado de 50 MW al proyecto Talnique). De acuerdo con las simulaciones de la operación del sistema de generación preparado por el Gobierno, la nueva capacidad de generación añadida será suficiente para satisfacer la demanda proyectada de electricidad (según una tasa anual de crecimiento del 4%) y para cumplir con los estándares de confiabilidad (véase el Cuadro 33). 91 Cuadro 33 El Salvador Plan de expansión de corto plazo 2009 2010 2011 2012 GWh % GWh % GWh % GWh % Renovables 3,339 56% 3,182 51% 3,176 49% 3,417 51% Hidro 1,969 33% 1,809 29% 1,804 28% 2,055 31% Geotérmica 1,291 22% 1,291 21% 1,291 20% 1,291 19% Biomasa 79 1% 81 1% 81 1% 71 1% Térmica 2,587 44% 2,999 49% 3,248 51% 3,054 46% Turbina vapor-Bunker 32 1% 37 1% 58 1% 48 1% Turbina gas 104 2% 144 2% 223 3% 176 3% MSD 2,461 41% 2,818 46% 2,967 46% 2,831 43% Importaciones (Xacbal) - 0% - 0% - 0% 2 3% Proyectos en construcción MW Talnique MSD 50 Xacbal (importación) 30 Fuente: Skoknic. Asesoría plan expansión generación. Quinto informe. Feb 2009. Nota: MSD - diésel de velocidad media 153. En El Salvador, la eficiencia energética se encuentra en las etapas iniciales de desarrollo. En el pasado, la función del Gobierno en la planificación energética y en la definición de políticas ha sido débil y no fue sino hasta a mediados de 2007 que el Congreso decidió fortalecer esta función y crear el Consejo Nacional de Energía a cargo de la preparación de la estrategia energética, los planes de expansión indicativos del segmento generación, y de establecer y controlar las políticas y los planes energéticos. En cuanto a la eficiencia energética, el Gobierno ha definido algunas normas técnicas para los equipos de iluminación, ha desarrollado un proyecto piloto de LFC y ha preparado una evaluación preliminar del potencial de ahorros de energía en iluminación, aire acondicionado y motores industriales. 154. Recientemente, el BID aprobó una cooperación técnica para financiar un Programa de Eficiencia Energética de US$800.00014 que comprende el análisis básico de la curva de carga y los usos finales de la electricidad, auditorías energéticas en edificios industriales y comerciales, un programa piloto en gran escala para instalar lámparas eficientes en hogares, escuelas y alumbrado público, el diseño de un programa para etiquetado de electrodomésticos y el establecimiento de las normas técnicas para los aparatos electrodomésticos, así como el diseño de mecanismos para financiar equipos y sistemas incluidos en los programas de eficiencia energética. 155. Guatemala. En la década de 2000, Guatemala ha sido un exportador neto de electricidad y ha mantenido un suministro confiable de electricidad con un considerable nivel de reserva de capacidad. En 2007, el país tenía una capacidad instalada de aproximadamente 14 El Salvador - Programa de Eficiencia Energética ES-T1119, Plan de Operaciones BID, 2008. 92 2.100 MW para satisfacer una demanda pico de aproximadamente 1.400 MW (véase el Cuadro 34). Cuadro 34 Guatemala Exportaciones y balance de capacidad Demanda Capacidad Reserva Exportación pico instalada (%) neta (GWh) (MW) (MW) 2000 1,017 1,668 64% 718 2001 1,075 1,672 56% 316 2002 1,119 1,703 52% 385 2003 1,185 1,843 56% 402 2004 1,256 1,997 59% 423 2005 1,290 2,088 62% 312 2006 1,383 2,039 47% 80 2007 1,443 2,154 49% 124 Fuente: Ministerio de Energía y Minas. 156. El Plan Indicativo de Expansión del Sistema Generación en Guatemala en el corto plazo (2008-2012) incluye algunos proyectos de escala media y grande que se encuentran en fase de desarrollo: la interconexión eléctrica entre México y Guatemala, que iba a entrar en operación en 2009 con una capacidad para importar 200 MW de México; la central hidroeléctrica Xacbal de 94 MW, actualmente en construcción; y la central térmica de carbón Jaguar de 275 MW, que ha ganado recientemente una licitación para un contrato de suministro de energía de largo plazo. El plan contempla una expansión de la capacidad de generación de aproximadamente 1.100 MW en el período 2008-2012, de los cuales aproximadamente el 50% corresponde a energías renovables (en su mayor parte, hidroeléctrica) y el 50% a termoeléctrica de ciclo convencional (en su mayor parte, carbón) (véase el Cuadro 35). 157. La capacidad de corto plazo y los balances energéticos muestran que el margen de reserva se incrementa en el período y que la participación de la generación termoeléctrica con combustóleo disminuye al final del mismo. El margen de reserva aumenta del 34% en 2008 a 58% en 2012, bajo el supuesto de que México pueda exportar hasta 200 MW y que el precio de la electricidad sea competitivo en el mercado mayorista guatemalteco. La capacidad de energía termoeléctrica existente de 144 MW, que opera con diésel, operaría básicamente como reserva fría y los 646 MW existentes, que operan con combustóleo pesado, disminuirían su factor de planta anual del 42% al 3% durante dicho período (véase el Cuadro 36). Por lo tanto, las inversiones nuevas en generación termoeléctrica y de carbón no solo servirían para satisfacer los incrementos de la demanda de electricidad, sino que también sustituirían parte de la generación existente que opera con combustóleo. Habida cuenta de que las inversiones en nueva generación serían realizadas por empresas privadas, parece que la factibilidad de este plan de expansión dependerá de la viabilidad económica de las 93 centrales nuevas así como de las estrategias de inversión y las políticas de riesgo que asuman los nuevos inversores. Cuadro 35 GUATEMALA Plan de expansión de corto plazo Adiciones de capacidad (MW) Capacidad (MW) Proyecto Tecnología Fuel 2008 2009 2010 2011 2012 Total LA LIBERTAD Vapor carbón 22 22 ARIZONA-VAP Vapor FO6 4.5 4.5 MAGDANEW Vapor bagazo 50 50 AMATEXII MSDM FO6 25 25 SN.CRISTOBAL Hidro 19 19 GECSAII MSDM FO6 35 35 INT_GUA_MEX Interconección 200 200 DUKECOAL Vapor carbón 80 80 TECUAMBURRO Geotermia 44 44 ESI Vapor carbón 75 75 RIO HONDO Hidro 32 32 RENACE II Hidro 163 163 XACBAL Hidro 94 94 ANIMAS Hidro 10 10 LOS ARCOS Hidro 198 198 JAGUAR Vapor carbón 275 275 Renovables 560 Térmica convencional 567 Fuente: CNEE, ente regulador. Cuadro 36 GUATEMALA GUATEMALA Balance de capacidad de corto plazo Balance de energía de corto plazo (MW) (GWh) 2008 2009 2010 2011 2012 2008 2009 2010 2011 2012 Existente 1,939 1,939 1,939 1,939 1,939 Existente 7,845 6,607 6,493 6,289 5,505 Hidro 703 703 703 703 703 Hidro 3,188 3,035 3,063 3,174 3,024 Geotérmico 38 38 38 38 38 Geotérmico 331 331 331 332 331 Biomasa 276 276 276 276 276 Biomasa 938 938 935 939 936 Fueloil 646 646 646 646 646 Fueloil 2,343 1,263 1,122 809 195 Diésel 144 144 144 144 144 Diésel 9 1 0 0 0 Carbón 132 132 132 132 132 Carbón 1,036 1,040 1,043 1,035 1,019 Nuevo 80 356 531 805 1,265 Nuevo 510 2,290 3,381 4,143 6,324 Hidro 0 18 18 301 501 Hidro 0 47 49 674 1,822 Geotérmico 0 0 43 42 43 Geotérmico 0 0 374 373 376 Biomasa 49 50 48 48 49 Biomasa 239 239 237 239 239 Fueloil 10 68 68 68 68 Carbón 21 22 154 153 410 Fueloil 85 167 167 161 132 Importaciones 0 198 200 192 194 Carbón 186 186 983 1,306 3,146 Capacidad total 2,019 2,295 2,470 2,744 3,204 Importaciones 0 1,651 1,571 1,390 608 Demanda pico 1,505 1,591 1,732 1,898 2,031 Generación total 8,355 8,897 9,874 10,431 11,829 Reserva 514 704 738 846 1,173 Demanda eléctrica 8,355 8,897 9,874 10,431 11,829 % 34% 44% 43% 45% 58% Déficit 0 0 0 0 0 Fuente: CNEE, Plan de Expansión Indicativo del Sistema de Generación 2008-2022. 94 158. El Plan Indicativo de Expansión de Generación permitiría disminuir los costos marginales de generación futuros y mantendría un suministro confiable. Los resultados de la simulación del plan de expansión señalan que los costos marginales de generación disminuirían de US$120/MWh en 2008 a US$80/MWh en 2012, lo que supone una caída menor en los precios de los combustibles de 2008 (9% para el combustóleo pesado y 1% para el carbón). El valor esperado del déficit energético en el período 2008-2012 es insignificante (considerando las interrupciones del servicio planificadas y forzadas de las unidades de generación y las variaciones estocásticas de los flujos de agua para las centrales hidroeléctricas), alrededor del 1% durante un mes de 2008 (véase el Gráfico 11). Gráfico 11 GUATEMALA- costes marginales y confiabilidad Fuente: CNEE, Plan de Expansión Indicativo del Sistema de Generación, 2008-2022. 159. Honduras. Honduras experimenta un estrecho equilibrio entre la oferta y la demanda desde el año 2000. Ello se debe, principalmente, a las dificultades y demoras imperantes en la adquisición de nuevo suministro de energía a generadores privados bajo PPA y al ajuste preventivo del proyecto hidroeléctrico de 300 MW El Cajón, cuando los niveles en el reservorio eran bajos. A principios de 2004, la situación del suministro fue crítica debido a los retrasos ocurridos en la contratación del suministro de 410 MW proveniente de centrales diésel de media velocidad. El margen de reserva de generación mejoró a fines de 2004 y 2005 cuando entraron en operación las nuevas plantas diésel, pero se redujo en el período 2006-2008 cuando se agregó un bajo nivel de capacidad de generación y la demanda pico creció al 7% anual. 160. A pesar del muy bajo margen de reserva (capacidad disponible frente a la demanda pico) que se muestra en el Gráfico 12, las estadísticas anuales de la ENEE no han reportado racionamiento de energía durante los últimos cinco años, lo que puede explicarse por la limitación forzada de la demanda pico en algunos períodos que no se registran en las estadísticas, debido a que la capacidad disponible que se muestra en dicho gráfico es 95 conservadora15. A pesar de estas advertencias, el margen de reserva es muy bajo para la provisión de un suministro confiable de electricidad. Gráfico 32 Honduras - Balance de capacidad de generación 2,500 Projected 2,000 1,500 1,000 MW 500 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Instalado (2) Instalado Disponible (2) Disponible Demanda pico (2) PPAs existentes en vigencia Fuente: preparado por el equipo del estudio, con base en la información provista por la ENEE. 161. El Gobierno de Honduras es consciente del riesgo que presenta el déficit energético en el corto plazo (2009-2011) y ha adoptado medidas para hacer frente a una posible crisis energética: i) una rehabilitación de aproximadamente 60 MW en antiguas centrales diésel (Puerto Cortés I y II); ii) una contratación del suministro de aproximadamente 250 MW en centrales de carbón nuevas que podrían comenzar a operar en 2012 pero que proveerán 100 MW en generación de emergencia diésel en 2010; iii) la reducción de las pérdidas de electricidad del 25,2% en 2006 al 21,2% en 2007 (principalmente pérdidas que no son de orden técnico) para mejorar los ingresos y reducir la demanda, y iv) la implementación de un programa de eficiencia energética. 162. En 2007, la ENEE completó, en el marco del proyecto GAUREE, un proyecto financiado por la Unión Europea, un estudio sobre el uso racional de la energía y la gestión de la carga16 que contempla el análisis de las características de la demanda de electricidad en Honduras y propone un plan de acción para instalar lámparas fluorescentes compactas (LFC), 15 En las estadísticas de la ENEE, la capacidad “firme” o “disponible” de los generadores privados con PPA se refiere a la capacidad firme contractual, si bien la capacidad “firme” de algunas centrales generadoras puede ser mayor que la “capacidad firme contractual”. En el caso de las pequeñas centrales hidroeléctricas de pasada, las estadísticas consideran que estas plantas no proveen capacidad “firme”. 16 Propuesta de acción para la ENEE en uso racional de energía y manejo de la demanda, GAUREE, agosto de 2007. Proyecto GAUREE: generación autónoma y uso racional de la energía eléctrica. 96 adoptar normas y estándares para los aparatos electrodomésticos e implementar tarifas por tiempo de uso. La ENEE ha implementado recientemente dos programas para la distribución de 6 millones de LFC en el sector residencial, parcialmente financiados mediante el acuerdo de cooperación energética Alba Petrocaribe de Venezuela. La ENEE se propone reducir la demanda pico en aproximadamente 100 MW con la implementación de estos dos programas, pero esto no se refleja en las proyecciones de la demanda. 163. El plan para contratar el suministro de 250 MW en dos centrales generadoras de carbón para 2012 ha sufrido una demora puesto que no ha sido posible finalizar un PPA con una central generadora de 110 MW. El plan de expansión de corto plazo actual destinado al sistema de generación contempla sumar aproximadamente 110 MW en 2009 (51 MW en proyectos nuevos de generación) y 60 MW en la rehabilitación de centrales diésel obsoletas, 92 MW en 2010 (50 MW en una central diésel de emergencia que será instalada por el generador que proveerá 150 MW en una central generadora de carbón, y 42 MW en centrales generadoras de pequeña escala con energías renovables), 100 MW en 2011 en un proyecto de generación eólica, y 150 MW en 2012 (central generadora de carbón). El plan también contempla que cinco PPA, por una capacidad de aproximadamente 177 MW, vencerán en 2010 y 2011, y que se retirará de la operación a la central generadora diésel de emergencia de 50 MW. El plan propuesto no está asegurado, puesto que los contratos para las centrales de carbón se hallan en entredicho con el Gobierno que asumió el poder en 2010. 164. El balance proyectado de capacidad eléctrica para el período 2009-2012 (véase el Gráfico 12) muestra un déficit de capacidad de aproximadamente 160 MW para el período 2011-2012 (diferencia entre la demanda pico y la capacidad disponible) que refleja la falta de 100 MW correspondientes al PPA que no se concretó. La compra de suministro nuevo de energía eléctrica llevará cierto tiempo y, muy probablemente, la capacidad nueva no estará disponible antes de 2012 (véase el Cuadro 37). Por lo tanto, la ENEE tiene la opción de ganar tiempo extendiendo el vencimiento de los PPA o alquilando generación de emergencia. Como ha sucedido en el pasado, la ENEE tendrá que hacer uso de soluciones de emergencia costosas para satisfacer la demanda. Cuadro 37 Honduras Plan de expansión de generación de corto plazo Adiciones de capacidad (MW) Proyecto 2009 2010 2011 2012 MSD 30 50 Planta carbón 150 Proyectos pequeños 21 41.7 Proyecto eólico 100 Rehabilitación MSD 60 Expiracion PPA -56.6 -120 Retiro MSD -50 MSD: Diésel de velocidad media Fuente: Plan de Expansión de Generación 2009-2023, ENEE. 97 165. Nicaragua. La reforma y la privatización del sector energético, que tuvo lugar a fines de la década de 1990, no satisfizo las expectativas. Las inversiones nuevas en el sistema de generación fueron escasas, los nuevos operadores privados no pudieron controlar las elevadas pérdidas de electricidad y, en algunas ocasiones, no fue posible aplicar tarifas que reflejasen los costos17. A este respecto cabe señalar que, en el período 2000-2005 durante el cual los precios del fueloil se mantuvieron bastante estables, no se requerían ajustes tarifarios frecuentes. Para el período 2005-2007, las tarifas mostraron un rezago razonable, debido a los rápidos incrementos de los precios del petróleo. A partir del año 2007, los ajustes tarifarios han seguido la tendencia del costo mayorista de generación bajo el esquema de pass-through18. 166. Entre mediados de 2006 y fines de 2007 se produjeron apagones generalizados provocados por el bajo margen de reserva en el sistema de generación, la baja disponibilidad de algunas unidades de generación y la sequía. Se estima que aproximadamente 200 GWh de la demanda no se pudieron satisfacer en dicho período, racionándose en algunos meses hasta el 15% de la demanda. Entre 2000 y 2006, la capacidad efectiva de generación mostró un incremento neto de solamente 50 MW, siendo inferior al 75% de la capacidad instalada en algunos años. Esta disminución de la capacidad es alta e inusual para centrales termoeléctricas bien mantenidas (véase el Cuadro 38). Cuadro 38 Nicaragua Sistema Interconectado Nacional Capacidad de generacion instalada y efectiva MW 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Hidro Instalada 108 108 104 104 104 104 104 105 Efectiva 96 94 98 98 98 98 100 99 Geotérmica Instalada 70 70 78 78 78 88 88 88 Efectiva 21 26 34 31 30 38 40 39 Bagazo Instalada 18 18 41 77 122 127 127 127 Efectiva 14 14 32 61 96 108 100 102 Térmica convencional Instalada 531 520 549 566 439 439 433 499 Efectiva 410 402 410 406 384 384 355 416 Capacidad total Instalada 726 724 772 826 742 757 751 819 Efectiva 541 536 574 596 608 627 595 657 % 74% 74% 74% 72% 82% 83% 79% 80% Racionamiento de energía (GWh) 69 136 % ventas anuales 3% 7% Fuente: Ministerio de Energía y Minas 17 Nicaragua: Nota de Política del Sector Energético. Banco Mundial, 2007. 18 Entre enero de 2008 y octubre de 2009 se realizaron 15 ajustes tarifarios, 11 ajustes al alza y 4 a la baja, originados por variaciones en los costos mayoristas de generación. 98 167. El Gobierno que asumió en enero de 2007 implementó un plan de emergencia para superar la crisis energética. Obtuvo el apoyo del Gobierno de Venezuela para la instalación de 60 MW con motores diésel de alta velocidad a fines de 2007 y 60 MW en centrales generadoras diésel de velocidad media para mediados de 2008. El Gobierno también aseguró el suministro de combustible para la generación termoeléctrica bajo el Acuerdo Petrocaribe. La Asamblea Nacional aprobó una Ley de Emergencia por la cual autorizaba al Gobierno a contratar el suministro de 120 MW en generación termoeléctrica de emergencia, y a la empresa de transmisión a comprar energía en el mercado eléctrico regional. El Gobierno compró y distribuyó aproximadamente 1,8 millones de lámparas fluorescentes compactas (LFC) en el sector residencial y preparó programas de eficiencia energética y de ahorro de energía para el corto plazo19. A mediados de 2008 se completó un estudio para reducir las pérdidas de electricidad con la asistencia de consultores20. 168. El Plan de Expansión de Generación de corto plazo para el período 2008-201221 incluye, para los primeros años, proyectos nuevos que ya se han encargado o que se encuentran en la etapa de construcción o en estado avanzado de preparación (véase el Cuadro 39): a) La central diésel de alta velocidad de 60 MW Hugo Chávez, 48 MW efectivos, entró en operación entre febrero y abril de 2007. b) Durante el año 2008, y con apoyo de la cooperación del ALBA, se instalaron 60 MW de capacidad efectiva ubicados en Masaya, Managua y Tipitapa. En el año 2009 se instalaron 120 MW adicionales en Masaya, Nagore y León, y en el segundo semestre del año 2010 serán instalados 40 MW adicionales en Puerto Sandino, para completar un total de 220 MW de capacidad instalada, de plantas con motores de media velocidad que consumen fueloil para la generación de energía eléctrica. c) La central generadora eólica Amayo de 40 MW, desarrollada por inversores privados, entró en operación en febrero de 2009. d) En febrero de 2010 entraron en operación 23 MW adicionales de generación eólica, de la planta Amayo II, también de desarrollo privado. e) El proyecto hidroeléctrico Tumarín de 220 MW, desarrollado por Centrales Hidroeléctricas de Nicaragua, iniciará su construcción en mayo de 2010. f) Se prevé que el proyecto hidroeléctrico Larreynaga de 17 MW, que está siendo desarrollado por la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), la empresa 19 Decreto 2-2008, Ordenamiento del uso de la energía eléctrica. Programa de desarrollo de la eficiencia energética en Nicaragua, ATN/JF-9884-NI. Estrategia para la eficiencia energética en los sectores productivos 2008-2010, de agosto de 2008. 20 Estudio de pérdidas de energía en sistemas de distribución. Informe Final 889-008-Rev02. ConCol. Julio de 2008. 21 Plan Indicativo de Generación 2008-2014 (escenarios referenciales), MEM. Octubre de 2008. Actualizado en abril de 2010 con base en la información proporcionada por el MEM. 99 estatal de generación, con financiamiento del BCIE y el Fondo de Ayuda al Desarrollo de España, inicie operaciones en el año 2012. g) En el segundo semestre de 2012 debería iniciarse la construcción del proyecto hidroeléctrico Hidropantasma de 12 MW. h) La central geotérmica San Jacinto-Tizate, desarrollada por Polaris, inició en el primer semestre de 2010 la primera fase para sumarse al sistema de 36 MW en el año 2011. Una segunda fase con 36 MW adicionales debería entrar en operación a finales de 2012. 169. La mayor parte de los otros proyectos incluidos en el plan se encuentran en la etapa de preparación y su factibilidad depende de los resultados de estudios futuros, de la obtención de financiamiento así como de otros factores. Cuadro 39 NICARAGUA-Plan de expansión de generación 2007-2012 Adiciones de capacidad (MW) 2007 2008 2009 2010 Proyectos nuevos Tecnología Fuel I II I II I II I II Plan emergencia Hugo Chavez (Albanisa) HSDM diesel 48 ALBANISA (Bunker) MSDM FO6 60 40 80 Proyectos nuevos Amayo Eólico 40 Motor Fuel Oil MSDM FO6 45 San Jacinto 1 Geotérmica 22 44 Boboke Hidro Casitas Geotérmica 10 Hidro Pantasma Hidro Larreynaga Hidro La Sirena Hidro PNI conversión de carbón Vapor Coal Pajaritos Hidro Valentin Hidro Salto Y-Y Hidro El Hoyo I Geotérmica Total 48 0 60 80 80 67 54 0 HSDM: diésel de alta velocidad, MSDM: diésel de media velocidad; FO6: fueloil No. 6 Fuente: MEM, Plan Indicativo de Generación 2008-2014. 170. El balance de capacidad preparado por el Ministerio de Energía y Minas muestra que con los nuevos proyectos de generación, que entraron en operación en 2008 y 2009, el margen de reserva se incrementó a más del 30% a fines de 2009, con lo cual no debería haber más escasez de energía. El margen de reserva continúa creciendo y a fines de 2012 debería alcanzar aproximadamente el 50% (véase el Cuadro 40), señal de que el plan de expansión busca desplazar a la generación termoeléctrica de costo elevado. 100 Cuadro 40 2008 2009 2010 2011 2012 Semestre I II I II I II I II I II Hidroelectricidad 96 96 96 96 48 96 48 153 113 298 Existente 96 96 96 96 48 96 48 96 96 96 Nueva 0 0 0 0 0 0 0 57 17 202 Pantasma 0 0 0 0 0 0 0 15 0 15 Larreynaga 0 0 0 0 0 0 0 17 17 17 La Sirena 0 0 0 0 0 0 0 0 0 17 Salto Y-Y 0 0 0 0 0 0 0 25 0 25 Boboke 0 0 0 0 0 0 0 0 0 70 Pajaritos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 30 Valentin 0 0 0 0 0 0 0 0 0 28 Otras renovables 81 54 121 69 190 123 190 123 275 208 Existente 81 54 81 54 81 54 81 54 81 54 Nueva 0 0 40 15 109 69 109 69 194 154 San Jacinto exp. (geo) 0 0 0 15 59 59 59 59 59 59 Casitas (geo) 0 0 0 0 10 10 10 10 55 55 El Hoyo (geo) 0 0 0 0 0 0 0 0 40 40 Amayo (eólico) 0 0 40 0 40 0 40 0 40 0 Geothermal 0 0 0 15 69 69 69 69 154 154 Wind 0 0 40 0 40 0 40 0 40 0 Total renovables 177 150 217 165 238 219 238 276 388 506 Termoeléctrica convencional Existente 359 359 359 319 297 297 264 164 164 164 FO6 304 304 304 264 264 264 264 164 164 164 Diésel 55 55 55 55 33 33 0 0 0 0 Nueva 108 148 228 273 273 273 273 373 373 373 Albanisa "Che Guevara") HFO 60 100 180 180 180 180 180 180 180 180 Albanisa "Hugo Chavez" Diesel 48 48 48 48 48 48 48 48 48 48 Planta Nicaragua (conversión a carbón) 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100 Motores diésel(FO6) 0 0 0 45 45 45 45 45 45 45 Diésel 48 48 48 48 48 48 48 48 48 48 FO6 60 100 180 225 225 225 225 225 225 225 Coal 0 0 0 0 0 0 0 100 100 100 Convencional total 467 507 587 592 570 570 537 537 537 537 Capacidad total 644 657 804 757 808 789 775 813 925 1,043 Demanda pico 515 535 546 567 579 601 613 637 659 684 Reserva 129 122 258 190 229 188 162 176 266 359 Fuente: MEM, Plan Indicativo de Generación 2008-2014. 171. El balance energético (véase el Cuadro 40) confirma que las nuevas centrales generadoras, principalmente la expansión del sistema hidroeléctrico y geotérmico, y la conversión de carbón de una central térmica existente, reemplazan la mayor parte de la generación termoeléctrica de alto costo. La generación producida por la central diésel Hugo Chávez, que opera con diésel costoso, fue desplazada a partir de 2009 por las nuevas centrales diésel de velocidad media que operan con combustóleo pesado. La mayor parte de la generación producida por centrales que operan con combustóleo pesado será reemplazada en 2012 por generación de costo bajo variable (hidroeléctrica, geotérmica y carbón), estrategia que puede implementarse en función de las características económicas de los proyectos y de la evolución de los precios de los combustibles en el mercado internacional. 101 Cuadro 41 Nicaragua Plan de expansión de corto plazo Balance de energía (GWh) 2008 2009 2010 2011 2012 Semestre I II I II I II I II I II Hidroelectricidad 210 185 214 190 198 191 202 347 310 675 Existente 210 185 214 190 198 191 202 203 201 213 Nueva 0 0 0 0 0 0 0 144 109 462 Pantasma 0 0 0 0 0 0 0 35 21 43 Larreynaga 0 0 0 0 0 0 0 42 51 55 La Sirena 0 0 0 0 0 0 0 0 0 28 Salto Y-Y 0 0 0 0 0 0 0 67 37 85 Boboke 0 0 0 0 0 0 0 0 0 131 Pajaritos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 55 Valentin 0 0 0 0 0 0 0 0 0 65 Otras renovables 360 233 471 360 749 671 805 671 991 990 Existente 360 227 397 257 436 296 436 296 436 296 Nueva 0 6 74 103 313 375 369 375 555 694 San Jacinto exp. (geo) 0 0 0 28 227 262 258 262 258 262 Casitas (geo) 0 0 0 0 12 38 37 38 149 206 El Hoyo (geo) 0 0 0 0 0 0 0 0 74 150 Amayo (eólico) 0 6 74 75 74 75 74 75 74 76 Geothermal 0 0 0 28 239 300 295 300 481 618 Wind 0 6 74 75 74 75 74 75 74 76 Total renovables 570 418 685 550 947 862 1,007 1,018 1,301 1,665 Termoeléctrica convencional Existente 981 833 283 308 96 152 119 85 8 4 FO6 967 826 283 308 96 152 119 85 8 4 Diésel 14 7 0 0 0 0 0 0 0 0 Nueva 49 373 723 857 739 796 754 813 703 391 Albanisa "Che Guevara") HFO 0 335 720 745 659 697 669 546 307 104 Albanisa "Hugo Chavez" Diesel 49 38 3 3 0 0 0 0 0 0 Planta Nicaragua (conversión a carbón) 0 0 0 0 0 0 0 204 390 287 Motores diésel(FO6) 0 0 0 109 80 99 85 63 6 0 Diésel 49 38 3 3 0 0 0 0 0 0 FO6 0 335 720 854 739 796 754 609 313 104 Coal 0 0 0 0 0 0 0 204 390 287 Convencional total térmica 1,030 1,206 1,006 1,165 835 948 873 898 711 395 Generación eléctrica total 1,600 1,624 1,691 1,715 1,782 1,810 1,880 1,916 2,012 2,060 Fuente: MEM, Plan Indicativo de Generación 2008-2014. 172. Panamá. La Ley de Electricidad, por medio de la cual se reformó el sector energético en Panamá (Ley No. 6 de 1997), definió un mercado eléctrico basado, principalmente, en contratos obligatorios de suministro a largo plazo para asegurar un suministro suficiente que cubriera el crecimiento de la demanda. Teniendo en cuenta el pequeño tamaño del mercado eléctrico, la ley estableció, por un período de transición de cinco años (1998-2002), contratos iniciales para el suministro de energía entre las nuevas empresas de generación y transmisión creadas, y un modelo de comprador único, en el cual la empresa de transmisión era responsable de contratar nuevo suministro de energía en nombre de las empresas de distribución. Una vez finalizado el período de transición, las empresas de distribución tenían la obligación de utilizar procedimientos de licitación, establecidos por el ente regulador, para contratar el suministro de energía suficiente a fin de satisfacer la demanda proyectada para los dos años subsiguientes. 102 173. No obstante, por distintas razones, los mecanismos de mercado establecidos en la ley fracasaron en lo que respecta a la atracción de generación nueva con posterioridad al año 2004 y la capacidad de generación firme neta se redujo de 2005 a 2007. Los procedimientos de licitación utilizados por las empresas de distribución para comprar energía nueva estipulaban un plazo para el suministro que era muy corto (cinco años) para financiar los proyectos nuevos, y precios máximos que eran muy bajos para compensar los riesgos de la inversión. Las unidades de generación con altos costos variables necesarias para proveer servicios de reserva fueron retiradas del servicio cuando no pudieron concretarse contratos para el suministro de energía. Gráfico 13 - Panama - Balance de capacidad de generación (MW) 1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 - 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Capacidad firme Compras Autoridad Canal Panamá Demanda pico 174. En 2006, la evaluación de la oferta y la demanda de corto plazo, preparada por el centro de despacho de energía, determinó que el margen de reserva era muy bajo para asegurar un suministro confiable de energía durante algunas semanas de 2007 y que el suministro de energía era vulnerable a las interrupciones del servicio de generación forzadas (véase el Gráfico 13). El Centro Nacional de Despacho (CND) recomendó tomar medidas para reducir este riesgo22. En octubre de 2006, el Gobierno creó una empresa estatal de generación, la Empresa de Generación S.A. (Egesa), para que desempeñara un papel subsidiario con miras a garantizar el suministro confiable de energía en caso de necesidad. Egesa compró y rehabilitó dos viejas turbinas de gas de 20 MW para proveer el servicio de reserva de energía. 175. Preocupado por el posible déficit de energía en el corto plazo, el ente regulador impulsó a las empresas de distribución a presentar una propuesta para comprar suministro de energía de emergencia. En 2007, las empresas de distribución adjudicaron contratos a tres generadores para el suministro de aproximadamente 145 MW por un período de cinco años 22 Informe de planeamiento operativo del SIN, I semestre de 2007. CND. Diciembre de 2006. 103 (2009-2014), respaldados por una capacidad de 267 MW en tres centrales diésel de velocidad media (Giral, 50 MW, Cativa, 87 MW y Colón, 130 MW). Asimismo, en 2007, el ente regulador adoptó nuevos procedimientos de licitación para las compras de energía que se aplicaron con éxito en 2008 para otorgar el suministro de largo plazo de 350 MW proveniente de cinco generadores hidroeléctricos. 176. La preocupación por el riesgo de falta de energía era real. En mayo de 2007, los costos marginales de generación se incrementaron aproximadamente a US$400/MWh, y el costo mensual promedio fue de aproximadamente US$260/MWh, señal de que el margen de reserva era muy bajo y el riesgo de la escasez de energía era el principal impulsor de los costos marginales. El incremento en los precios de los combustibles no podía explicar los costos elevados de generación (véase el Gráfico 14). Gráfico 14 Panamá – costes marginales de generación 2007 (media diaria) Panama- marginal generation cost - 2007 (daily average) 450 90 400 80 350 70 300 60 US$/MWh US$/bbl 250 50 200 40 150 30 100 20 50 10 0 0 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec max average Bunker price Fuente: ASEP. 177. El Plan de Expansión de Generación de corto plazo (véase el Cuadro 42), determinado por los proyectos que se encuentran en la etapa de construcción o en avanzado estado de preparación, incluye 267 MW en centrales diésel de velocidad media que entrarán en operaciones a fines de 2008 y 2009 (generación de emergencia contratada por las empresas de distribución), y 697 MW en 14 proyectos hidroeléctricos que comenzarán a operar en 2013 (véase el Gráfico 14 y el Cuadro 42). Los balances de capacidad y de energía para el período 2008-2011 muestran que con la puesta en marcha de las centrales generadoras nuevas, el margen de reserva se incrementa del 6,1% en 2008 al 19%, y que el valor esperado del déficit energético es nulo a partir de 2008. 104 Panama - Planes de expansión de generación Proyectos en construcción o contratados Capacidad (MW) Proyecto Hidro Térmico Total El Giral 50 2008 Concepción 10 Térmica Cativá 43.5 103.5 Térmica Cativá 43.5 2009 Paso Ancho Termo Colón 5 130 178.5 BLM-Carbón (1) Algarrobos 9.7 2010 Mendre 19.8 Bajo de Mina (sept) 52.4 81.9 Chan I 223 2011 Baitún (abr) 86 Guataca (nov) 25.1 334.1 Lorean (mar) 35.7 Prudencia (sept) 56.2 2012 Pando (sept) 32 Monte Lirio (sept) 51.6 1475.5 Bonyic (ene) 30 2013 El Alto (ene) 60 90 Total 695.5 267 963.5 Fuente: ETESA Cuadro 42 Panáma - Plan de expansión de generación de corto plazo Panáma - Plan de expansión de generación de corto plazo Balance de capacidad (MW) Balance de energía (GWh) 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 Existente Existente Hidro 589 589 589 589 Hidro 3,639 3,639 3,531 3,579 Térmica 478 478 478 489 Térmica 2,495 1,634 1,857 1,509 Compra PCA* 80 80 80 80 Compra PCA* 494 429 347 344 Plan de emergencia Plan de emergencia Térmica 0 120 230 230 Térmica 251 1,626 1,802 1,429 Generación nueva Generación nueva Hidro 0 0 0 164 Térmica 0 0 62 62 Hidro 0 0 250 1,983 Capacidad firme total 1,147 1,267 1,439 1,614 Generación total 6,879 7,319 7,787 8,844 Importaciones netas (101) 12 169 (426) Demanda pico 1,081 1,185 1,281 1,357 Demanda de energía 6,773 7,323 7,944 8,410 Reserva (%) 6.1% 6.9% 12.3% 19.0% Déficit esperado 0 0 0 0 */ Panama Canal Authority */ Panama Canal Authority fuente: ETESA fuente: ETESA 105 178. En 2004 y con la asistencia del FIDE23 de México, Panamá preparó un estudio sobre el uso final de la energía y la eficiencia energética en el país. Dicho estudio identificó un importante potencial para el ahorro de energía en el sector comercial y el sector residencial así como en el sector transporte. El Gobierno de Panamá ha implementado programas de eficiencia energética en el sector público y actualmente está implementando un programa para distribuir 3 millones de LFC en el sector residencial. A fines de 2008, el Gobierno obtuvo aproximadamente US$250.000 en cooperación técnica otorgados por el BID para actualizar el estudio FIDE, con el propósito de preparar un programa de eficiencia energética y diseñar esquemas de financiamiento para los programas de eficiencia energética. 23 Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica. 106 CAPÍTULO siete PANORAMA GENERAL DEL SECTOR Energético: EL LARGO PLAZO 179. En esta sección se analizan los planes y cuestiones relativas al desarrollo del suministro de electricidad sustentable en todos los países de la región y las perspectivas para el desarrollo de un mercado eléctrico regional. La sección está organizada en dos subsecciones: en primer lugar, la expansión de acuerdo con las prioridades y los recursos de cada uno de los países; y en segundo lugar, los planes de expansión regional que tengan en cuenta la posibilidad de suministrar la demanda de un país con centrales eléctricas ubicadas fuera de sus límites geográficos. A. Planes nacionales de expansión del sistema de generación 180. En todos los países que reformaron sus sectores energéticos e introdujeron un mercado eléctrico mayorista competitivo, existe un organismo central que se encarga de la preparación de un Plan Indicativo de Expansión del Sistema de Generación como el Consejo Nacional de Energía en El Salvador, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) en Guatemala, el Ministerio de Energía y Minas en Nicaragua, y la Empresa de Transmisión Eléctrica (Etesa) en Panamá. En Costa Rica y Honduras, los monopolios estatales integrados verticalmente –el ICE y la ENEE, respectivamente– preparan los planes de expansión del sistema de generación como guía para contratar el desarrollo de proyectos nuevos y para tomar decisiones de inversión (en el caso del ICE). 181. Todos los países han adoptado, implícita o explícitamente, una política de diversificación de las fuentes energéticas y de desarrollo de generación con energías renovables para reducir la dependencia de los combustibles importados. Todos los países utilizan programas de computación para optimizar la expansión del sistema de generación (SuperOlade que está siendo reemplazado por OPTGEN en la mayoría de los países) y la operación de sistemas de generación hidroeléctrica (SDDP). No obstante, en muchos casos, los encargados de la planificación limitan la solución de costo mínimo para tener en cuenta las políticas energéticas adoptadas por el gobierno. Los planes de expansión en generación incluyen:  Costa Rica. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2008-2021. Septiembre de 2007. Actualizado por el ICE en diciembre de 2008.  El Salvador. Primer ejercicio de planeación de la expansión de la generación en El Salvador. Esteban Skoknik. Febrero de 2009.  Guatemala. Plan de Expansión Indicativo del Sistema de Generación 2008- 2022. CNEE. Octubre de 2008.  Honduras. Plan de Expansión de Generación (preliminar). ENEE. Diciembre de 2008. 107  Nicaragua. Plan Indicativo de Generación 2008-2014 (escenarios referenciales). MEM. Octubre de 2008.  Panamá. Plan de expansión del SIN 2008-2022. Etesa. Noviembre de 2008. 182. Los planes nacionales de expansión del sistema de generación están basados en las proyecciones de la demanda de electricidad que están en consonancia, con diferencias menores, con las proyecciones de la demanda que se utilizaron en los planes regionales de expansión del sistema de generación recientemente preparados (véase el Cuadro 43). La tasa anual de crecimiento de la demanda de la región para el período 2008-2023 en el escenario base es del 5%, con tasas inferiores para El Salvador y Nicaragua, y una tasa más alta para Panamá. En el escenario de demanda elevada, la tasa anual de crecimiento se incrementa al 6,2%. Las proyecciones de la demanda no tienen en cuenta el impacto de los programas de eficiencia energética del lado de la demanda. Cuadro 43 Central America Proyecciones de demanda de energía - Escenarios base y alto (GWh) CR ES GUA HDS NIC Pan CA 2008 9,564 5,599 8,355 6,747 3,222 6,694 40,181 2009 10,045 5,840 8,897 7,163 3,371 7,341 42,657 2010 10,558 6,091 9,436 7,536 3,523 7,941 45,084 2011 11,085 6,353 9,993 7,938 3,680 8,413 47,461 2012 11,638 6,626 10,555 8,334 3,844 8,882 49,879 2013 12,221 6,911 11,122 8,790 4,017 9,352 52,413 2014 12,837 7,208 11,694 9,258 4,202 9,824 55,023 2015 13,487 7,518 12,256 9,738 4,398 10,304 57,701 2016 14,179 7,841 12,823 10,231 4,597 10,813 60,484 2017 14,912 8,178 13,412 10,734 4,811 11,349 63,397 2018 15,685 8,530 14,023 11,249 5,041 11,912 66,440 2019 16,503 8,897 14,658 11,776 5,276 12,501 69,610 2020 17,367 9,279 15,319 12,315 5,527 13,116 72,923 2021 18,281 9,678 16,052 12,864 5,789 13,748 76,412 2022 19,247 10,094 16,814 13,424 6,059 14,400 80,038 2023 20,269 10,528 17,613 14,008 6,342 15,083 83,843 Tasa de crecimiento annual /08-/23 5.1% 4.3% 5.1% 5.0% 4.6% 5.6% 5.0% Escenario de demanda elevada 2023 24,631 12,520 19,460 17,812 8,583 16,411 99,417 6.5% 5.5% 5.8% 6.7% 6.7% 6.2% 6.2% Source: Estudio del segundo Circuito del proyecto SIEPAC como obra planificada y fecha óptima de entrada en operación, SNC-LAVALIN, Octubre 2008 183. En la mayoría de los casos, los planes nacionales de expansión del sistema de generación consideran como candidatos a los proyectos hidroeléctricos que ya cuentan con estudios, por lo menos a nivel de prefactibilidad; los proyectos geotérmicos y eólicos que han sido identificados; y algunos proyectos de biomasa. En general, estos planes son 108 conservadores en cuanto al desarrollo de las energías renovables diferentes a los proyectos hidroeléctricos de escala mediana y grande, y a los de energía geotérmica, debido a la falta de información confiable sobre proyectos específicos. En el Anexo 5 se incluye una revisión del potencial de los recursos energéticos nacionales para la generación de electricidad. 184. Por diferentes razones, en muchos casos la calidad de la información básica requerida para evaluar los proyectos hidroeléctricos en los planes de expansión de largo plazo para el sistema de generación no es buena. De aproximadamente 45 proyectos hidroeléctricos considerados en los planes regionales de expansión de generación eléctrica, tan solo alrededor de diez proyectos cuentan con estudios de factibilidad finalizados que podrían estar disponibles para el Banco, principalmente proyectos preparados por las empresas estatales en Honduras, Nicaragua y Costa Rica (véase el Cuadro 44). En Panamá, donde el desarrollo de todos los proyectos hidroeléctricos está en manos de inversores privados –a muchos de los cuales ya se les ha otorgado la concesión y la aprobación de las evaluaciones del impacto ambiental–, la información de costos divulgada por ellos puede no ser confiable. En Guatemala, Honduras y Nicaragua, numerosos proyectos incluidos en los planes de expansión del sistema de generación solo cuentan con estudios completos preliminares o de prefactibilidad. 185. Según la información de costo utilizada en la base de datos de los estudios regionales, aproximadamente el 50% de los proyectos hidroeléctricos considerados tienen costos de inversión inferiores a los US$2.500/kW, comenzando en aproximadamente US$1.600/kW. No obstante, los proyectos de costos menores no cuentan con estudios de factibilidad completos o están siendo desarrollados por inversores privados, con lo que la información puede no ser confiable. Los costos de inversión de los proyectos de generación más atractivos con estudios de factibilidad completos y disponibles están en el rango de US$2.400/kW (Diquís y Larreynaga). 186. Existen diferencias sustanciales en los precios de los combustibles y en los costos de la generación térmica que se utilizan en los planes nacionales de expansión del sistema de generación. Los planes de Costa Rica, El Salvador y Honduras utilizan escenarios de precios WTI relativamente bajos, en el orden de US$50/bbl a US$70/bbl, mientras que los otros países usan precios WTI de aproximadamente US$100/bbl. Todos los planes usan estimaciones de costos de inversión relativamente bajos para las unidades térmicas pequeñas de carbón, en el rango de US$1.500/kW a US$2.300/kW, en comparación con las estimaciones recientes de costos de inversión que tienen en cuenta el importante aumento de los precios de equipo y material para los equipos de generación de electricidad, el cual ha tenido lugar durante los últimos cuatro años debido al significativo crecimiento de la demanda mundial. Las nuevas estimaciones de costos de inversión para las unidades pequeñas de carbón son de aproximadamente US$3.800/kW. 109 Cuadro 44 América Central Planes de expansión de la generación Proyectos hidroeléctricos CapacidadInversión CapacidadInversión Proyecto Estado Proyecto Estado MW US$/kW MW US$/kW GU CHULAC PF 446 1,590 GU LOS ARCOS_GU PS 198 2,500 PA BAJO DE MINA Priv, conc. 52 1,742 PA MONTE LIRIO Priv, conc. 52 2,552 GU XALALA PF 181 1,836 NI SALTO YY PF 25 2,557 GU SERCHIL PF 145 1,837 NI LA SIRENA F 33 2,606 PA Changuinola 140 Priv, conc. 132 1,882 NI BOBOKE PS? 68 2,647 PA Changuinola I Priv, const. 223 1,883 CR SAVEGRE_CR F-exe. 200 2,729 GU XACBAL Priv, const. 94 1,915 ES CIMARRON PF? 261 2,803 NI PANTASMA Priv, const. 24 2,022 PA Changuinola 220 Priv, conc. 126 2,848 PA BONYIC Priv, conc. 30 2,148 CR TORO3 F 50 2,851 Piedras Amarillas NI TUMARIN PF 160 2,176 HO F 100 2,935 (Patuca 3) PA SANTAMARIA Priv, stud. 31 2,324 CR LOSLLANOS 84 3,070 ES EL TIGRE PS 704 2,338 CR PACUARE F 167 3,139 PA GUALACA Priv, conc. 25 2,347 ES CHAPARRAL F, const. 66 3,157 CR DIQUIS F 622 2,350 NI CORRIENTE LI 40 3,231 NI LARREYNAGA F 17 2,356 HO JICATUYO PF 173 3,321 HO TORNILLITO Priv, PF? 160 2,370 NI PAJARITOS 31 3,323 PA LORENA (Los Añiles) Priv, conc. 35 2,394 CR PIRRIS F 128 3,404 CR REVENTAZON F-exe. 300 2,422 HO La Tarrosa (Patuca 2A) PS 150 3,435 PA PANDO Priv, conc. 33 2,437 NI VALENTIN PF 28 3,543 HO Valencia (Patuca 2) PF 270 2,441 NI EL CARMEN 60 4,194 GU RENACE II_GU Priv,stud. 163 2,454 NI PIEDRA FINA PF 42 4,245 PA P PRUDENCIA (Chiriquí) riv, conc. 54 2,461 PA BARU 150 4,952 HO LOS LLANITOS 98 5,612 PS: estudios preliminares; P: prefactibilidad; F: factibilidad; F-exe: factibilidad en curso; Priv.: proyecto privado; conc.: concesión concedida; const.: en construcción; ?: información no confiable Fuente: CEAC. GTPIR database as of October, 2008. 187. El análisis comparativo de los costos nivelados de generación eléctrica de acuerdo con la base de datos del proyecto, utilizada para los estudios de planificación regional, demuestra que con los altos costos de inversión de las centrales termoeléctricas de ciclo convencional, la mayoría de los proyectos hidroeléctricos con costos de inversión de hasta US$3.000/kW pueden ser competitivos en un escenario de precios de combustibles altos (WTI a aproximadamente US$100/bbl). En un escenario de precios de combustibles más bajos (WTI a aproximadamente US$60/bbl), los proyectos hidroeléctricos con costos de inversión de hasta US$2.500/kW parecen ser competitivos. En todos los casos, las grandes centrales con turbinas a gas de ciclo combinado (CCGT), que pueden soportar los costos de una terminal de regasificación (superior a 500 MW), tienen costos nivelados inferiores a los de las centrales de carbón (véase el Cuadro 45). Es evidente que la economía de los proyectos hidroeléctricos depende de otros factores como la matriz de generación, factores de utilización de capacidad, la hidrología y la capacidad de almacenamiento. 110 Cuadro 45 América central Planificación de la expansión de la capacidad de generación Costos nivelados de generación Costos O&M Costos variables Costos nivelados Eficiencia Capacidad Factor de Inversión fijo variable a b a b LHV Proyecto Fuel planta medio US$/kW- MW US$/kW US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWh % a ño Hidroeléctrico Low (Changuinola I, Xalala, 1,600 to 944 45% to 55% 13.1 3.3 50 to 60 Chulac, Xacbal) 1,900 Medium (Tumarín, Baitún, 2,151 to Prudencia, Valencia, 887 45% to 62% 60 to 70 2,461 Larreynaga, Reventazón) Medium high (Diquis) 622 48% 2350 13.1 3.3 74 High (Toro 3, Piedras 2,851 to 215 39% to 47% 90 to 116 Amarillas, Chaparral) 3,157 Very high (Cimarrón) 261 30% 2803 13.1 3.3 137 Changuinola I Hi dro 223 54% 1,883 13.1 3.3 54.8 Xalalá (GUA) Hi dro 181 55% 1,836 13.1 3.3 52.6 Chulac (GUA) Hi dro 446 45% 1,590 13.1 3.3 55.4 Xacbal (GUA) Hi dro 94 50% 1,915 13.1 3.3 59.3 Tumarín (NIC) Hi dro 160 55% 2,176 13.1 3.3 60.9 Baitún Hi dro 86 54% 2,151 13.1 3.3 61.1 Prudencia Hi dro 54 62% 2,461 13.1 3.3 61.1 Valencia (HON) Hi dro 270 57% 2,441 13.1 3.3 65.7 Larreynaga (NIC) Hi dro 17 53% 2,356 13.1 3.3 67.6 Reventazón (CR) Hi dro 300 54% 2,422 13.1 3.3 68.5 Diquis (CR) Hi dro 622 48% 2,350 13.1 3.3 74.4 Toro 3 (CR) Hi dro 50 47% 2,851 13.1 3.3 90.3 Piedras Amarillas (HON) Hi dro 100 39% 2,935 13.1 3.3 111.9 Chaparral (ES) Hi dro 66 40% 3,157 13.1 3.3 115.5 Cimarrón (ES) Hi dro 261 30% 2,803 13.1 3.3 136.9 Turbina a gas di es el 100 30% 729 9.8 2.4 124.8 235.0 165.7 275.9 34% Diésel de velocidad media FO6 20 50% 1,885 47.1 7.5 72.0 117.3 137.6 182.9 43% CCGT */ NG 500 80% 1,510 27.6 1.5 45.9 64.6 77.3 96.0 53% Térmico a carbón, PC, sub **/ Pequeño coa l 250 80% 3,775 64.39 4.2 32.3 44.3 110.2 122.1 33% Medio coa l 500 80% 3,087 64.39 4.2 31.7 43.3 97.0 108.7 34% Fuente: Estudio del segundo Circuito del proyecto SIEPAC como obra planificada y fecha óptima de entrada en operación, SNC-LAVALIN, Octubre 2008 */ CCGT_ turbina de gas de ciclo combinado; incluye inversión en terminal de regasificación: 231 US$/kW **/ PC: carbón pulverizado; sub: ciclo subcrítico; Tasa de descuento 12% Precios de combustible US$/unidad US$/MBTU Vida económica (años) a b a b Hi dro 40 Ca rbón ton 75.5 107.6 2.7 3.9 Va por y CCGT 25 GNL MBTU 6.9 9.8 6.9 9.8 GT y MSD 20 Di és el bbl 71.2 135.3 12.3 23.4 Fuel oi l No.6 bbl 51.7 87.9 8.2 14.0 WTI bbl 61.6 103.4 188. Los resultados de los planes nacionales de expansión del sistema de generación (véase el Anexo 2 y el resumen en el Cuadro 46) muestran que, en la mayor parte de los países, la expansión del suministro se basa en los recursos renovables (87% en Costa Rica, 76% en Nicaragua y 63% en Guatemala). En Panamá, la participación de las energías renovables es solamente del 43% debido, en parte, a que el plan de expansión no tuvo en cuenta otros proyectos con energías renovables que resultaban atractivos, aparentemente por causa de la información incompleta provista por los desarrolladores privados a cargo de las concesiones. En el caso de El Salvador, la participación de las energías renovables es baja (31%) porque su potencial es limitado y en el plan de expansión solamente se consideraron los proyectos que tenían estudios de factibilidad completos. En la mayor parte 111 de los casos, se eligen centrales pequeñas de carbón (unidades de 200 MW a 250 MW) porque el pequeño tamaño de los mercados nacionales aislados no puede soportar el desarrollo de grandes proyectos de generación eléctrica que utilicen gas natural licuado (GNL). Cuadro 46 América central Planes nacionales de expansión de la generación */ Adiciones netas de capacidad (MW) CR ES GUA NIC HDS PA CA Hidroeléctrica 1,519 327 1,464 385 821 761 5,276 % 65% 25% 58% 40% 42% 43% 49% Geotérmica 175 77 44 306 602 % 7% 6% 2% 32% 6% Otras renovables 335 80 40 268 723 % 14% 3% 4% 14% 7% Térmica convencional 308 850 717 220 859 1,017 3,970 % 13% 66% 29% 23% 44% 57% 37% Importaciones 30 200 230 % 2% 8% 2% */ Horizonte de planificación 2008-2022, excepto Nicaragua 2008-2014 189. Si bien los costos nivelados de generación de las nuevas centrales hidroeléctricas, basados en una tasa de retorno del 12%, pueden ser tan bajos como US$55/MWh, parece que los costos y los riesgos del proyecto para los inversores privados son muy superiores. Recientemente, Guatemala no pudo atraer ningún inversor privado para desarrollar el proyecto Xalalá utilizando un precio máximo de energía de US$75/MWh, si bien, según la información existente sobre los costos de inversión para este proyecto, el costo nivelado podría ser tan bajo como US$55/MWh. En Panamá, las empresas de distribución adjudicaron recientemente un contrato de suministro de energía a largo plazo a AES a un precio fijo promedio de aproximadamente US$93/MWh24, muy superior a los US$55/MWh, que es el costo nivelado de generación estimado para el proyecto Changuinola I en los planes regionales de expansión25. Los inversores privados deben enfrentar los riesgos del país, del proyecto y del mercado en el desarrollo de proyectos hidroeléctricos, los cuales no se compensan con una tasa de retorno sobre la inversión del 12%. Los costos de mitigación del impacto ambiental producido por los proyectos hidroeléctricos son altos e inciertos para los proyectos de mediana y gran escala. En algunos casos, los estudios de factibilidad no están disponibles para facilitar estimaciones de costos confiables y no queda claro si las estimaciones de costo incluyen los costos del segmento transmisión necesaria para conectar el proyecto a la red nacional. 24 Informe de Evaluación del Acto de Libre Concurrencia LPI No. Edemet-01-08. Septiembre de 2008. 25 AES espera poner en marcha el proyecto Changuinola I a principios de 2011. Es muy probable que esta sea la principal fuente de recursos para cumplir con las obligaciones estipuladas en el contrato de suministro de largo plazo. 112 B. Planes regionales de expansión del sistema de generación 190. El Consejo de Electrificación de América Central (CEAC), organismo regional responsable de promover el desarrollo de un mercado eléctrico regional y el uso de energías renovables, prepara periódicamente los planes regionales de expansión del sistema de generación. El CEAC creó un grupo de trabajo, integrado por expertos en planificación de energía de los países que integran América Central, para preparar los planes de expansión del sistema de generación (Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional [GTPIR]). Se había previsto la finalización de un Plan Regional de Expansión del Sistema de Generación para el período 2008-2022 para fines de 2008, pero este ha sufrido demoras. El plan de expansión previo que estaba disponible es obsoleto y no refleja la revisión de los costos de inversión para los nuevos proyectos de generación eléctrica26. 191. La Secretaría Ejecutiva del proyecto SIEPAC encargó recientemente una evaluación económica de la fecha óptima para el segundo circuito del proyecto. En octubre de 2008 se emitió un informe de este estudio que incluyó el análisis de los escenarios regionales de expansión del sistema de generación de acuerdo con la base de datos del proyecto preparado por el GTPIR a mediados de 200827, y los utilizó para calcular los costos nivelados de generación. Se han utilizado los resultados de este estudio para ilustrar algunas cuestiones relacionadas con los planes regionales de expansión de generación eléctrica. 192. El estudio regional considera cuatro escenarios básicos de planificación basados en distintos supuestos sobre el crecimiento de la demanda, los precios de los combustibles, y la integración regional (véase el Cuadro 47). El escenario R3 es útil para este análisis porque considera la planificación integrada del sistema de generación, los precios del petróleo que no son excesivamente altos, el alto crecimiento de la demanda; además no presenta ninguna limitación en cuanto a la selección de las opciones para la expansión de la generación eléctrica. 193. Los resultados del Plan de Expansión del Sistema de Generación para el escenario R3 se muestran en el Anexo 3 y se resumen en el Cuadro 47. La participación de la generación hidroeléctrica en el plan de expansión es sustancial a nivel regional (40%) puesto que la mayoría de los proyectos hidroeléctricos con costos de inversión inferiores a US$3.000/kW están incluidos en los planes de expansión (véase el Anexo 3). Teniendo en cuenta los elevados precios del petróleo y los altos costos de inversión de los proyectos de carbón y del GNL, la mayor parte del potencial hidroeléctrico es competitivo. En algunos casos, se agregaron los proyectos de generación termoeléctrica porque no había proyectos hidroeléctricos en la lista de proyectos de generación que se consideraran como posibles candidatos. En el caso de El Salvador, la participación de la generación hidroeléctrica es baja porque hay solamente dos proyectos hidroeléctricos incluidos en la lista y porque uno (El Cimarrón) tiene un alto costo nivelado de generación. 26 Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación, período 2007-2020. Abril de 2007. 27 Estudio del segundo circuito del proyecto SIEPAC como obra planificada, y fecha óptima de entrada en operación, SNC-LAVALIN, octubre de 2008. 113 Cuadro 47 Escenarios de Expansión de Generación Precio Combustib Escenario Característica Demanda les Tipos y tamaños de Proyectos Hidráulicas menores de 300 MW o costo de Autosuficiencia inversión inferior a 500M$, Geotermia, CCGNL, A plena de los Media Alto CCDS, MMV, TGDS, VAPC. Se aceptan proyectos países comprometidos en los planes nacionales con valores mayores a los mencionados Hidráulicas o térmicas menores a 300 MW o costo Proyectos escala R1 Media Alto de inversión inferior a 500M$, Geotermia, CCDS, Regional 1 MMV, TGDS, VAPC Hidráulicas menores de 300 MW o costo de inversión inferior a 500M$, Geotermia, CCGNL, Proyectos escala R2 Media Alto CCDS, MMV, TGDS, VAPC. Se aceptan proyectos Regional 2 comprometidos en los planes nacionales con valores mayores a los mencionados Proyectos escala Hidráulicas y térmicas de cualquier tamaño, R3 Alta Base Regional 3 Geotermia, CCGNL, CCDS, MMV, TGDS, VAPC CCGNL : Ciclos Combinados de Gas Natural Líquido CCDS : Ciclos Combinados Diesel TGDS : Turbinas de Gas Diesel MMV : Motores de Media Velocidad VAPC : Vapor de Carbón Source: Estudio del segundo Circuito del proyecto SIEPAC como obra planificada y fecha óptima de entrada en operación. SNC-Lavalin International Inc. 28 Octubre 2008 Fuente: Estudio del proyecto del Segundo circuito, SIEPAC SNC-LAVALIN, Octubre 2008. 194. El plan de expansión contempla una gran participación de la generación termoeléctrica de ciclo convencional, en su mayoría proyectos de CCGT de 500 MW con GNL, que son competitivos a pesar de los altos costos de una terminal de regasificación, complementada con grandes centrales de carbón de 500 MW, que aprovechan las economías de escala. En Honduras y Guatemala, la capacidad agregada con los proyectos de centrales de carbón es elevada porque estos países han contratado recientemente suministro de energía de centrales de carbón (250 MW en Honduras y 275 MW en Guatemala) que entrarán en operación después de 2010. 195. En general, la expansión de la capacidad de generación excede la necesidad de satisfacer los incrementos de la demanda, incluyendo una reserva de capacidad razonable de aproximadamente el 30%. Si bien el informe no provee información sobre los balances energéticos que muestre la contribución de las centrales diésel a la generación total, es probable que las nuevas centrales de costo bajo variable puedan reemplazar una parte considerable de la generación producida por las centrales diésel de velocidad media existentes. 114 Cuadro 48 SIEPAC Estudio del proyecto del segundo circuito Expansión de generación- Escenario R3 Capacidad total añadida en 2010-2022 COSTA RICA EL SALVADOR GUATEMALA HONDURAS NICARAGUA PANAMA MW % MW % MW % MW % MW % MW % Térmico 1,200 41% 750 69% 975 47% 1,915 71% 544 40% 1,120 55% GNL 500 17% 500 46% 500 24% 1,000 37% 500 37% 1,000 49% Carbón 500 17% 250 23% 430 21% 805 30% 0 0% 120 6% Otros 200 7% 0 0% 45 2% 110 4% 44 3% 0 0% Geotérmico 35 1% 130 12% 44 2% 0 0% 339 25% 0 0% Eólico 80 3% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% Hidro 1,601 55% 212 19% 1,047 51% 798 29% 464 34% 917 45% Total 2,916 100% 1,092 100% 2,066 100% 2,713 100% 1,347 100% 2,037 100% Demanda pico + 30% 2,818 1,327 2,175 2,188 1,000 1,611 reserva Fuente: Estudio del proyecto del Segundo circuito, SIEPAC SNC-LAVALIN, Octubre 2008. 196. Movilizar financiamiento para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos de escala media y grande en la región constituye un importante desafío. En numerosos países de la región, las empresas de distribución tienen que contratar suministro de energía a largo plazo para satisfacer una gran parte del crecimiento proyectado de la demanda utilizando procedimientos de licitación establecidos por un ente regulador. Este procedimiento está funcionando en Panamá, Guatemala y El Salvador. El resto de los países de la región utiliza diferentes esquemas de financiamiento. 197. Panamá tuvo dificultades para movilizar inversión nueva en el segmento generación entre 2002 y 2007. Por distintas razones, no se obtuvo respuesta a los procesos de licitación iniciados por las empresas de distribución. Tanto los generadores existentes como los generadores nuevos preferían esquemas de autofinanciamiento para desarrollar proyectos nuevos, y la duración de los contratos establecidos en los documentos de licitación era inicialmente demasiado corta para garantizar el flujo de fondos requerido para los proyectos intensivos en capital. Las empresas de distribución establecieron en algunos casos precios máximos o condiciones especiales que no fueron aceptables para los oferentes. Finalmente, en 2008, cuando la duración del contrato se llevó a diez años y se afinaron los procedimientos de licitación, las empresas de distribución tuvieron éxito en adjudicar el suministro de energía firme a largo plazo de 350 MW, respaldado por el desarrollo de siete proyectos hidroeléctricos nuevos28. 198. Las empresas de distribución en Guatemala han tenido éxito en atraer la inversión privada necesaria para la expansión del sistema de generación, utilizando procedimientos de licitación. La última licitación y la de mayor envergadura realizada por DEOCSA y DEORSA, dos empresas de distribución privadas del grupo Unión Fenosa, para el suministro a 15 años de 200 MW de una central de carbón que comenzará a funcionar en 2012, fue adjudicada en 2008 al proyecto energético Jaguar de 275 MW. 28 141 MW a AES Panamá (proyecto Changuinola I); 20 MW a Hydro Caisán (proyecto El Alto 60 MW); 46 MW a Electron Investment (proyectos Montelirio 52 MW y Pando 32 MW); 80 MW a Alternegy (proyectos Prudencia 56 MW y Lorena 35 MW); 20 MW a Bontex S.A. (proyecto Gualaca 20 MW). 115 199. En Guatemala, la empresa estatal de generación está promoviendo el desarrollo de grandes proyectos hidroeléctricos. En los últimos dos años, el Instituto Nacional de Electrificación (INDE) ha tratado infructuosamente de atraer un socio estratégico para desarrollar el proyecto hidroeléctrico Xalalá bajo un esquema BOT, en el cual el INDE sería responsable de desarrollar las líneas de transmisión requeridas para conectar el proyecto a la red nacional y de firmar un PPA a 30 años, con un precio de energía máximo de US$75/MWh. El proceso de licitación se completó a fines de 2008 y no se presentó ninguna propuesta por parte de alguna de las seis empresas internacionales que fueron precalificadas. 200. El Salvador tuvo dificultades entre 2000 y 2007 para atraer inversión privada a la expansión del sistema de generación basada en un mercado mayorista que no le exigía a las empresas de distribución entrar en contratos de largo plazo para satisfacer el crecimiento de la demanda. En 2007, el marco legal para la operación del sector energético fue modificado, estableciéndose el requisito de que los contratos de largo plazo adjudicados mediante procedimientos de licitación cubrieran como mínimo el 50% del crecimiento de la demanda. La primera licitación para el suministro a 15 años de 30 MW fue adjudicada a un proyecto hidroeléctrico en construcción en Guatemala (proyecto hidroeléctrico Xacbal). 201. En El Salvador, la empresa estatal de generación CEL está desarrollando el proyecto hidroeléctrico El Chaparral bajo un esquema de tipo convencional, con financiamiento del BCIE y un contrato de construcción llave en mano; asimismo, está tratando de obtener financiamiento para el proyecto hidroeléctrico El Cimarrón. 202. En Honduras, la empresa estatal ENEE ha tenido éxito en atraer inversores privados para desarrollar nuevos proyectos de generación, en su mayoría centrales diésel de velocidad media bajo contratos de compra de energía a largo plazo. En 2008, adjudicó un contrato por el suministro de 150 MW de una central de carbón a 20 años. El Gobierno está siguiendo una política de desarrollo de proyectos hidroeléctricos bajo acuerdos bilaterales con gobiernos amigos. Mediante un acuerdo de cooperación técnica celebrado con el Gobierno de Taiwán, el Gobierno completó un estudio de factibilidad del proyecto hidroeléctrico Piedras Amarillas de 100 MW (anteriormente conocido como Patuca 3) y ha negociado un contrato BOT a 30 años con Taipower para el desarrollo del proyecto. Bajo este acuerdo, la ENEE es responsable del desarrollo de las líneas de transmisión necesarias para conectar el proyecto a la red nacional y de la ejecución de los estudios de impacto ambiental y los planes de mitigación. La ENEE está analizando también, junto con un grupo brasileño, el desarrollo en dos etapas de dos proyectos hidroeléctricos multipropósito (Jicatuyo - 173 MW y los Llanitos - 98 MW) mediante un contrato BOT. Durante la primera fase se completarán los estudios de factibilidad para los dos proyectos. 203. En Costa Rica, el ICE está utilizando diferentes esquemas para financiar los proyectos de generación nuevos. Bajo el primer esquema, se crea un fideicomiso para el proyecto con el objetivo de financiar, construir y operar el proyecto. El fideicomiso es controlado por un importante banco local que obtiene financiamiento para el proyecto mediante emisiones de bonos o préstamos respaldados por los ingresos de un acuerdo de leasing con el ICE por un plazo de 12 a 14 años. El fideicomiso contrata con el ICE la ingeniería y la construcción del proyecto. El ICE posee una opción de compra en el proyecto. Este esquema se ha utilizado con éxito para el desarrollo de los proyectos 116 hidroeléctricos Peñas Blancas (35 MW) y Cariblanco (80 MW) y se utilizará para el desarrollo del proyecto de generación termoeléctrica Garabito de 200 MW. 204. El segundo esquema utilizado en Costa Rica aplica las cláusulas de la Ley No. 7508 de 1990 (modificada por la Ley No. 7200 de 1995) para el desarrollo de proyectos con energías renovables por parte de inversores privados bajo el sistema BOT. Son elegibles los proyectos con una capacidad instalada de hasta 50 MW y un PPA con una duración de hasta 20 años. El ICE ha aplicado esta cláusula con éxito para el desarrollo del proyecto geotérmico Miravalles III de 27 MW, los proyectos hidroeléctricos La Joya de 50 MW y El General de 39 MW, y el parque eólico Guanacaste de 49.5 MW. 205. El tercer esquema utilizado por el ICE para proyectos hidroeléctricos de mayor escala es el financiamiento convencional respaldado por el balance general (balance-sheet financing). No obstante, la Ley No. 8860 aprobada en 2008 para mejorar la posición competitiva del ICE en el sector de las telecomunicaciones liberalizado amplía las opciones de financiamiento para el ICE, dado que le permite celebrar alianzas estratégicas o cualquier tipo de asociación con empresas locales o extranjeras, según convenga para cumplir con sus obligaciones y objetivos. 206. Hasta el año 2009, Nicaragua se tropezó con dificultades para movilizar la inversión privada necesaria para la expansión del sistema de generación. Se cree que esto se debió principalmente a la escasez de estudios de factibilidad actualizados para proyectos hidroeléctricos, geotérmicos y eólicos29. El nuevo Gobierno obtuvo en 2007 el apoyo del Gobierno de Venezuela (donaciones, préstamos blandos y suministro de combustible) para el desarrollo de un proyecto de generación térmica de emergencia de 240 MW con el fin de hacer frente a la escasez de energía. El Plan Indicativo de Expansión del Sistema de Generación incluye varios proyectos de generación hidroeléctrica y geotérmica pero el financiamiento es incierto para la mayoría de estos proyectos. La empresa generadora estatal ENEL obtuvo financiamiento del BCIE para el desarrollo del proyecto hidroeléctrico Larreynaga de 17 MW, pero aún hace frente a algunas dificultades porque las licitaciones iniciales para un contrato de construcción llave en mano fueron muy altas y, además, está tratando de obtener financiamiento mediante esquemas BOT para el desarrollo de los proyectos hidroeléctricos La Sirena (17.5 MW) y El Barro (25 MW). C. Desarrollo de un mercado eléctrico regional 207. En el pasado, el intercambio de electricidad en la región estaba limitado, en su mayor parte, a la comercialización en el mercado spot para aprovechar el superávit de energía y las diferencias en los costos marginales de generación. A comienzos de 2000, el comercio de energía era activo, limitado a la capacidad del tramo de transmisión existente, pero los intercambios disminuyeron en los últimos años debido, principalmente, a un equilibrio estrecho entre la oferta y la demanda en la mayor parte de los países de la región. Esta situación se modificará con la puesta en marcha del proyecto SIEPAC y las medidas 29 A fecha de abril de 2010, esta situación parece haberse superado, al menos parcialmente. Esto queda reflejado en el número de proyectos que se encuentran en desarrollo o próximos a ser desarrollados y que cuentan con participación privada (véase el párrafo 210). 117 adoptadas en la mayoría de los países para la expansión de la capacidad de generación y la mejora del margen de reserva de generación eléctrica. Cuadro 49 América central Intercambios de energía GWh CR ES GUA HDS NIC PAN CA Exp. Imp. Exp. Imp. Exp. Imp. Exp. Imp. Exp. Imp. Exp. Imp. Intercambio 1985 60 0 0 0 0 0 134 6 11 198 1 0 206 1990 32 186 10 11 11 10 337 3 3 71 29 119 422 1995 11 36 65 30 30 65 30 12 77 63 78 85 290 2000 497 0 112 808 841 123 13 288 1 116 15 133 1479 2001 240 1 44 353 369 53 0 308 0 17 118 43 771 2002 440 36 51 435 440 55 0 415 7 15 49 35 986 2003 119 41 103 428 424 23 0 337 21 12 181 2 848 2004 312 82 84 466 464 41 0 392 22 23 207 78 1089 2005 70 81 38 322 335 23 3 58 8 23 106 55 560 2006 26 104 9 11 88 8 11 7 0 53 83 34 218 2007 5 162 7 38 132 8 23 12 0 64 125 9 292 /00-/07 1,709 508 445 2,861 3,094 334 51 1,818 59 323 885 389 6243 Fuente: CEPAL-Is tmo Centroa meri ca no-Es tadís tica s Subs ector El éctri co 2007 208. El desarrollo de un mercado eléctrico regional en América Central está limitado, entre otras cosas, por los flujos de energía eléctrica permitidos por la red de interconexión y las barreras regulatorias (analizadas posteriormente en este informe). La capacidad de transmisión para realizar intercambios de energía entre los distintos países aumenta a medida que entran en operación los nuevos tramos de transmisión (véase el Cuadro 50, aunque debe hacerse caso omiso de las fechas de puesta en operaciones ya que están desactualizadas). La interconexión México-Guatemala soportaría flujos de energía eléctrica de 200 MW de México a Guatemala30. El proyecto SIEPAC, que se prevé entre en operaciones en 201031, incrementaría a 300 MW la capacidad de intercambio de energía eléctrica entre la mayoría de los países de la región. Los proyectos de transmisión nuevos que se encuentran en consideración incrementarían la capacidad de transmisión para desarrollar un mercado regional. El segundo circuito del proyecto SIEPAC podría incrementar la capacidad de comercializar energía entre los distintos países a 600 MW (450 MW entre Costa Rica y Panamá) y el tramo Panamá-Colombia podría proveer una capacidad de 300 MW para los intercambios de energía eléctrica. 30 El período de prueba de la interconexión México-Guatemala comenzó el 27 de octubre de 2009. El 22 de abril de 2010 comenzó la operación comercial de la interconexión. 31 Se espera que la primera sección de SIEPAC entre en operación en el tercer trimestre de 2010. La operación completa de todas las secciones se espera para el primer trimestre de 2012. 118 Cuadro 50 Fuente: estudio del segundo circuito del proyecto SIEPAC como obra planificada, y fecha óptima de entrada en operación. SNC-Lavalin International Inc. 28 de octubre de 2008. 209. El proyecto SIEPAC tiene una longitud de 1.800 km, una línea de transmisión de un solo circuito de 230 kV, 15 subestaciones, y comprende 20 segmentos de transmisión (véase el Mapa 3). El costo de inversión del proyecto se estima en, aproximadamente, US$420 millones, financiados principalmente por el BID (US$240 millones), el BCIE (US$130 millones), y US$50 millones en aportes de capital de los nueve accionistas de la Empresa Propietaria de la Red (EPR), a saber, los seis países de América Central, Endesa de España, ISA de Colombia y CFE de México. Mapa 3 Fuente: EPR - Avance del proyecto SIEPAC-Presentación general del proyecto. Agosto de 2008. 119 210. La historia del proyecto SIEPAC se resume en el Gráfico 15. La empresa de transmisión Empresa Propietaria de la Red (EPR) se creó en 1998; Endesa se unió en 2001; ISA, en 2005; y la CFE en 2008. El financiamiento del proyecto por parte del BID se obtuvo en 2002. Las normas y las reglamentaciones principales para la operación del mercado regional (Reglamento del Mercado Regional [RMER]) se adoptaron a fines de 2005. Los contratos principales para la construcción de las líneas de transmisión y la adquisición de equipo y materiales se adjudicaron en 2006 y la construcción comenzó en 2008. Una nueva empresa de telecomunicaciones –REDCA–, responsable de la operación comercial del cable de fibra óptica instalado en la línea de transmisión, fue creada en 2007. De acuerdo con el cronograma de construcción revisado en octubre de 2008, el segmento transmisión en Panamá se completaría en septiembre de 2009, el de Guatemala y Honduras estarían listos en diciembre de 2009, y el segmento de El Salvador y Nicaragua, en marzo de 2010. La construcción de la línea de transmisión en Costa Rica está retrasada debido a dificultades en la obtención de los derechos de paso; todos los segmentos deberían finalizarse en junio de 2010, con la excepción del segmento 17, Palmar Norte-Parrita, que podría demorarse por lo menos hasta fines de 2011 si finalmente se obtienen dichos derechos. Gráfico 15 Fuente: EPR - Avance del proyecto SIEPAC - Presentación general del proyecto. Agosto de 2008. 211. En 1996, los seis países de América Central firmaron el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, ratificado en 1998, por el cual se creó el Mercado Eléctrico Regional (MER), sobre la base de los principios de competencia, gradualidad y reciprocidad. El tratado establece que el mercado eléctrico regional incluirá un mercado spot, basado en el despacho regional económico de generación eléctrica, y un mercado de 120 contratos a mediano y largo plazo, y que los gobiernos definirán las condiciones apropiadas para el desarrollo futuro de las centrales de generación eléctrica regionales32. 212. Para sustentar el desarrollo del MER, el Tratado creó la comisión reguladora regional CRIE (Comisión Regional de Interconexión Eléctrica), el operador regional del sistema EOR (Ente Operador Regional) y la Empresa Propietaria de la Red (EPR), y estableció que las reglamentaciones generales para implementar y ajustar el tratado se desarrollarán mediante protocolos que deberán firmar los gobiernos. El primer protocolo fue convenido en 1998 y constituyó la base para el diseño del mercado eléctrico regional y la preparación de las reglamentaciones detalladas para la operación del mercado durante el período de transición antes de que entrara en operaciones el proyecto SIEPAC (reglamentaciones transitorias para el MER-RTMER). Las reglamentaciones finales – RMER– se adoptaron en 2005. 213. El mercado eléctrico regional establecido en el tratado y desarrollado según las RMER no es un mercado eléctrico regional integrado, sino un séptimo mercado superpuesto sobre los seis mercados nacionales que operará de acuerdo con las siguientes premisas: i) el comercio regional de electricidad puede tener lugar en un mercado regional de contratos y en un mercado spot; ii) todos los agentes del MER, con excepción de las empresas de transmisión, pueden comprar y vender electricidad libremente y tendrán acceso abierto al sistema de transmisión; iii) los agentes de generación del MER pueden instalar centrales eléctricas en cualquiera de los países miembros y vender energía a nivel regional; iv) el MER es un mercado que tiene sus propias reglas, independientes de los mercados nacionales, que realiza las transacciones de energía eléctrica utilizando la red de transmisión regional (RTR) y las redes nacionales. Los puntos de conexión entre el MER y los mercados nacionales son los nodos de la RTR. 214. El mercado de contratos del MER se conforma mediante acuerdos bilaterales de compra-venta de electricidad entre los agentes calificados ubicados en los distintos países que deben cumplir con las reglamentaciones nacionales y las RMER. Los contratos pueden ser “firmes”, es decir que el agente de compra tiene prioridad de suministro, o pueden no ser firmes. Las RMER no establecen limitaciones a la duración de estos contratos. Los contratos “firmes” facilitarían el financiamiento de las centrales eléctricas regionales porque el generador puede vender energía a los agentes en los otros países sobre una base de contrato firme a largo plazo y un agente en cualquier país puede confiar en el suministro de energía eléctrica a largo plazo procedente de otro país para satisfacer su demanda. 215. La operación de contratos regionales “firmes” tiene implicaciones importantes porque, en el caso de la escasez de energía, el suministro de energía al agente comprador tendrá prioridad sobre el suministro a la demanda doméstica en el país donde está ubicada la central generadora de electricidad. Asimismo, CRIE, en coordinación con los entes reguladores locales, tendría que certificar el monto de la energía firme que está disponible para comercializar bajo contratos firmes y las partes necesitarían obtener los derechos requeridos de transmisión en la RTR. Los contratos no firmes son acuerdos bilaterales de 32 Esta sección sobre el desarrollo del mercado eléctrico regional es un resumen de las partes del informe borrador preliminar del módulo Regulador, preparado por el consultor Alberto Brugman. 121 corto plazo (tan cortos como de un día) entre agentes ubicados en distintos países para ajustar su posición contractual de largo plazo y aprovechar las oportunidades de intercambios económicos de energía en el corto plazo. 216. El mercado regional spot es un mercado centralizado de las licitaciones de precios del día anterior de los agentes regionales (day-ahead market) por el retiro/inyección incremental de energía en los nodos de la RTR durante el día siguiente. El mercado spot regional utiliza precios nodales (precios marginales de generación en cada nodo de la RTR) determinados por las licitaciones de precios y el despacho económico sujeto a las limitaciones de transmisión. 217. La aplicación de las RMER será fortalecida por un Segundo Protocolo firmado en 2007 y ratificado por cinco países (se está a la espera de la ratificación por parte del Congreso Nacional en Costa Rica). El Protocolo define el régimen básico de penalidades y sanciones por incumplimiento de las cláusulas estipuladas en el tratado y sus reglamentaciones, que será aplicado por CRIE; arroja claridad sobre los procedimientos para la resolución de conflictos; aclara que la RTR incluye el proyecto SIEPAC, así como las futuras líneas regionales y las redes nacionales de transmisión necesarias para la comercialización regional, y que todos los agentes que operan en los mercados nacionales (generadores, empresas de distribución, comercializadores de energía y grandes consumidores) son agentes del MER; y establece que los gobiernos adoptarán las medidas necesarias para armonizar gradualmente las reglamentaciones nacionales con las reglamentaciones regionales. 218. El diseño y las reglamentaciones del mercado eléctrico regional contemplan un marco regulatorio que permite y promueve la comercialización de energía firme a largo plazo entre los países de América Central y facilita el desarrollo de centrales generadoras eléctricas regionales. No obstante, el análisis de las regulaciones del mercado identificó varios obstáculos para alcanzar esta meta. Las principales barreras se resumen a continuación:  Falta de reciprocidad. Mientras El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Panamá han desagregado verticalmente sus sectores energéticos creando mercados eléctricos mayoristas competitivos, Costa Rica y Honduras mantienen una empresa estatal verticalmente integrada que puede limitar el acceso de los generadores de otros países a sus mercados domésticos. Si bien el tratado exige la separación de la contabilidad de los diferentes segmentos (generación, transmisión y distribución), es posible que ello no sea suficiente para superar la barrera generada por la falta de reciprocidad.  Prioridad de la demanda doméstica. La operación de los contratos regionales de largo plazo no es compatible con la aplicación de reglas que den prioridad a la demanda doméstica cuando hay escasez de energía. Algunos países como El Salvador y Guatemala han adoptado reglamentaciones que dan preferencia, en el suministro de energía, a los contratos regionales firmes; sin embargo, otros países como Panamá y Honduras mantienen normas explícitas que dan prioridad a la demanda doméstica. 122  Controles de precios y subsidios generalizados. Durante los últimos cuatro años, algunos países de la región como El Salvador y Nicaragua han implementado controles de precio en el mercado spot y subsidios generalizados con el fin de mitigar el impacto de los altos precios de los combustibles sobre las tarifas de electricidad. La aplicación de estas prácticas en el futuro reduciría las oportunidades para los contratos de largo plazo y las transacciones de corto plazo en el mercado eléctrico regional.  Derechos de transmisión. Los contratos de suministro de energía necesarios para financiar los proyectos de generación eléctrica intensivos en capital tienen una duración de 10 a15 años. Las RMER estipulan que los contratos firmes de largo plazo deben contar con derechos de transmisión, pero las reglamentaciones y metodologías actuales solamente permiten asignar derechos de transmisión por un plazo máximo de dos años.  Falta de armonización regulatoria. Si bien, actualmente, la Secretaría Ejecutiva del proyecto SIEPAC está trabajando en la armonización de las reglamentaciones regionales y nacionales así como en el fortalecimiento de las instituciones regionales (CRIE y EOR), con el apoyo de una donación de cooperación técnica, es muy probable que los recursos financieros disponibles sean suficientes tan solo para resolver los problemas esenciales de la falta de armonización a nivel operativo y la necesidad de dotar a CRIE y EOR de capacidad operativa.  Capacidad y recursos limitados de la CRIE, el ente regulador. La resolución de los problemas de armonización más significativos requeriría un análisis adicional y la preparación de una estrategia que utilice un enfoque de política económica. No obstante, la CRIE carece de personal técnico y apoyo de computación; además, sus miembros se reúnen solamente unas cuatro veces al año. En estas circunstancias, el papel de la CRIE podría terminar siendo muy débil, con el riesgo de desarrollarse en un entorno donde los intereses nacionales prevalezcan sobre los intereses regionales. Es evidente que la CRIE necesita un refuerzo institucional urgente para fomentar una preparación adecuada de la plataforma para las operaciones iniciales del MER. Se requeriría apoyo financiero temporal para resolver esta situación hasta poder lograrse una operación del MER más estabilizada, proveyendo recursos financieros estables a fin de cubrir el presupuesto operativo de la CRIE.  Acuerdos bilaterales independientes del MER. Guatemala/México y Panamá/ Colombia se encuentran en el proceso de interconexión de sus respectivos sistemas energéticos para permitir futuros intercambios bilaterales de electricidad. En ambos casos, se están analizando acuerdos bilaterales o se está avanzando en su implementación, independientemente del MER. Los agentes del MER podrían enfrentar barreras al acceso de aquellos tramos internacionales que forman parte de la RTR de no definirse los mecanismos de coordinación apropiados con las regulaciones del MER. 123 SOSTENIBILIDAD DE LOS PLANES DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE GENERACIÓN 219. Una cuestión fundamental que surge en el contexto de la expansión del sistema de generación, ya sea con base en los planes nacionales o regionales, se relaciona con la sostenibilidad financiera de los nuevos proyectos. El Anexo 4 incluye un análisis exhaustivo de esta cuestión. En última instancia, pagar por proyectos nuevos de expansión del sistema de generación implica que los costos de generación se incluyan adecuadamente en las tarifas a los consumidores. El Cuadro 50 muestra las estimaciones de los costos marginales de corto plazo para el mediano plazo, junto con el componente generación en la tarifa promedio. Cuadro 51 Coste marginal medio de corto plazo (+ Componente de capacidad) y costos de generación en la tarifa media (US$/MWh) 2009 2010 2011 2012 Costa Rica Costo @ WTI $55/bbl 123 98 66 64 Costo @ WTI $75/bbl 129 128 88 85 Componente tarifario 96 96 96 96 Honduras Costo @ WTI $55/bbl 69 66 60 61 Costo @ WTI $75/bbl 69 88 77 78 Componente tarifario 65 65 65 65 Nicaragua Costo @ WTI $55/bbl 73 70 66 65 Costo @ WTI $75/bbl 76 92 84 84 Componente tarifario 92 92 92 92 El Salvador Costo @ WTI $55/bbl 72 64 52 53 Costo @ WTI $75/bbl 72 85 68 70 Componente tarifario 102 102 102 102 Guatemala Costo @ WTI $55/bbl 63 56 52 53 Costo @ WTI $75/bbl 63 77 67 69 Componente tarifario 129 129 129 129 Panamá Costo @ WTI $55/bbl 128 91 66 62 Costo @ WTI $75/bbl 128 119 89 84 Componente tarifario 158 158 158 158 América Central Costo @ WTI $55/bbl 89 74 60 60 Costo @ WTI $75/bbl 89 98 79 78 Fuente: Simulaciones del modelo SDDP, incluyendo US$10/MWh como componente de capacidad del costo de energía. 220. Los datos en este cuadro muestran que en la mayoría de los países (con excepción de Honduras), el componente actual de generación en la tarifa sería suficiente para cubrir los costos de generación, incluyendo aquellos asociados con los precios WTI de US$75/bbl. Naturalmente, si los precios del petróleo regresan a los niveles imperantes de comienzos de 2008, es decir, alrededor de US$150/bbl, es probable que el costo de referencia se duplique, en cuyo caso el componente generación de las tarifas sería insuficiente para 124 cubrir los costos. En cualquier caso, es importante destacar que los costos resultantes de la simulación son propensos a subestimar el precio real al cual los emprendedores privados están dispuestos a desarrollar proyectos nuevos, puesto que no toman en consideración la prima de riesgo requerida para justificar el emprendimiento de los proyectos (por ejemplo, los riesgos ambientales y sociales asociados con la construcción de una central nueva). A modo de ilustración, una licitación relativamente reciente realizada en Guatemala para desarrollar una central hidroeléctrica nueva fracasó en dar respuesta a un precio de referencia de aproximadamente US$75/MWh. En consecuencia, el margen aparentemente grande entre el componente generación de la tarifa y el costo de simulación podría, muy bien, ser más pequeño. No obstante, una primera aproximación al problema parece indicar que el plan de expansión es sustentable. 125 ANEXO 1 DESCRIPCIÓN DE LOS MERCADOS MAYORISTAS NACIONALES 1. COSTA RICA En Costa Rica, el suministro del servicio de electricidad está principalmente a cargo del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), empresa completamente integrada, pese a que no se ha estructurado todavía un mercado competitivo mayorista de electricidad en el país. El ICE realiza el despacho de la generación en el marco del sistema eléctrico de Costa Rica, con un criterio de mínimo costo y mediante un proceso centralizado. El ICE vende energía eléctrica en bloque a su subsidiaria, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), y a pequeñas empresas municipales y cooperativas que operan en el país. Para ello aplica tarifas de venta de electricidad en bloque que fija la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), con una metodología de precios basados en el costo del servicio. Por otra parte, el ICE compra energía eléctrica a varios productores independientes que han desarrollado centrales menores basadas en energía renovable, con precios de compra de energía establecidos principalmente mediante procesos competitivos que promueve el ICE. 2. HONDURAS El caso de Honduras es similar al caso de Costa Rica, y la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) es la empresa integrada encargada del suministro del servicio de electricidad. La ENEE realiza el despacho de la generación mediante un proceso centralizado y con un criterio de mínimo costo, y aún no se ha estructurado un mercado competitivo mayorista de la electricidad en el país. La ENEE adquiere parte de su energía por medio de acuerdos para la adquisición de la energía (Power Purchase Agreements [PPA]) de varios productores independientes que han desarrollado nuevas centrales generadoras que promueve y contrata la ENEE. 3. NICARAGUA 3.1 El Mercado Eléctrico Mayorista de Nicaragua Los productos que se compran y venden en el Mercado Eléctrico Mayorista de Nicaragua (MEMN) son la energía y la potencia33. En el mercado participan agentes consumidores y 33Además, en el MEMN se transan los siguientes servicios: i) servicio de transmisión, remunerado mediante tarifas reguladas conforme a la normativa de transporte; ii) servicios auxiliares con metodologías preestablecidas de 126 agentes productores que realizan operaciones comerciales. Se considera agente consumidor a: i) un distribuidor que se ocupa de la actividad de comercialización en su área de concesión; ii) un gran consumidor que compra a nivel mayorista por contrato y en el mercado de ocasión; iii) un autoproductor que compra faltantes; iv) un contrato de exportación en una interconexión internacional, es decir, la demanda de otro país que corresponde a dicho contrato, cuyo representante es el agente del mercado local que es, a su vez, la parte vendedora. En calidad de agente consumidor, las obligaciones y los derechos resultantes para la demanda de otro país, que se asocian a un contrato de exportación, corresponden al agente local que es la parte vendedora en dicho contrato. Se considera agente productor a: i) un generador; ii) un autoproductor que vende excedentes; iii) un cogenerador; iv) un contrato de importación en una interconexión internacional, es decir, la generación de otro país que corresponde a dicho contrato, cuyo representante es el agente del mercado local y la parte compradora. Las obligaciones y los derechos que como Agente Productor resultan en el Mercado Eléctrico Mayorista de Nicaragua correspondiente a la generación de otro país asociada a un contrato de importación corresponden al agente local que es la parte compradora dentro de dicho contrato. Cada agente del mercado está habilitado para realizar operaciones comerciales en el mercado de contratos y en el mercado de ocasión. El Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC) y su correspondiente Operador de Sistema y Mercado (OS&M) en el otro país realizará la intermediación y la coordinación de los intercambios entre el mercado de ocasión y los mercados de oportunidad de corto plazo de otros países. Una empresa del mercado mayorista de otro país puede realizar operaciones en el mercado de contratos. Dicha empresa se convertirá en un agente externo en la medida en que cuente con un contrato de importación o exportación vigente en el mercado de contratos, pero no estará habilitada para operar directamente en el mercado de ocasión. Un agente productor que es agente del mercado puede: i) comprar por contrato la potencia y la energía de otro agente productor para comercializarlas en el mercado; ii) vender por contrato o en el mercado de ocasión la potencia y/o la energía propias o contratadas a terceros; iii) comprar por contrato en el mercado de ocasión la potencia y la energía faltantes, en función de los compromisos contraídos. remuneración, y iii) servicio de operación y despacho, y administración del mercado, remunerado de acuerdo con los criterios y procedimientos definidos en la normativa de transporte. 127 Un agente consumidor que es agente del mercado puede realizar las siguientes operaciones comerciales en relación con la energía y la potencia: i) comprar su demanda de potencia y de consumo de energía por contrato o en el mercado de ocasión; ii) vender en el mercado de ocasión la potencia y la energía sobrantes (que no se requieren para consumo propio o para consumo de sus clientes) según los acuerdos contraídos, y iii) vender contratos parcial o totalmente en el mercado de contratos en que es la parte compradora. En el caso de un distribuidor, la autorización del Instituto Nicaragüense de Energía (INE) es requisito previo para verificar que dicha transacción no afecte desfavorablemente a las tarifas de los consumidores del distribuidor. 3.2 El mercado de ocasión El mercado de ocasión del MEMN se basa en el despacho económico de la generación que se define como la administración de los recursos de generación ofertados y la capacidad de transmisión y de interconexiones internacionales disponibles para atender las necesidades de demanda de energía eléctrica local y de interconexiones internacionales. Para ello, se reduce al mínimo el costo de abastecimiento asociado, según las prioridades establecidas en los Criterios de Calidad y Seguridad. Las transacciones en el mercado de ocasión se refieren al cierre, el horario para la energía y el diario para la potencia entre la generación y el consumo real, y los compromisos comerciales asumidos en el mercado de contratos. La energía de otro país, que se agrega en una hora como demanda por exportación de ocasión, es decir, sin sujeción a contrato, compra energía al mercado de ocasión. La generación de otro país que se agrega en una hora por importación de ocasión vende energía al mercado de ocasión. Cada hora, el desvío que surja entre el intercambio programado en una interconexión internacional y el intercambio real se denominará „energía inadvertida‟ y se valorará al precio del mercado de ocasión hasta que entre en funcionamiento el reglamento del Mercado Eléctrico Regional (MER) y se establezcan las reglas para su valorización y pago. 3.2.1 Las transacciones de energía Las transacciones de energía en el mercado de ocasión se realizan al precio horario de la energía que se obtiene por el costo marginal de generación de corto plazo para una condición sin restricciones. Para calcularlo, el CNDC utiliza el modelo con que realiza el despacho económico diario y realiza un despacho económico denominado „despacho sin restricciones‟, con las siguientes características: i) no se incluyen las restricciones de la red de transmisión correspondientes a las condiciones de diseño ni las restricciones por Criterios de Calidad y Seguridad; ii) no se incluyen las restricciones que surgen de la red de distribución; iii) no se incluyen las restricciones operativas de las unidades generadoras; iv) se incluye el requisito de reserva de corto plazo, y v) se representa la red de transmisión 128 para tener en cuenta las pérdidas. Las transacciones horarias de cada agente consumidor en el mercado de ocasión se basan en la siguiente metodología: i) totalizar la energía que compra de los contratos de suministro; ii) si su consumo real de energía es mayor a la energía aportada por sus contratos de suministro, el faltante es objeto de demanda en el mercado de ocasión que comprará en la medida en que exista dicho excedente; iii) si, por el contrario, su consumo es menor que la energía contratada, el excedente es ofertado en el mercado de ocasión que venderá en la medida en que exista demanda para comprarlo. Para cada agente productor se aplica el siguiente proceso: i) se calcula su energía total como la suma de la generación de sus Grupos Generadores Despachados (GGD), menos la energía que vende mediante contratos para la generación, más la energía que compra mediante contratos para la generación; ii) se totaliza la energía comprometida por contratos como la suma de la energía que debe entregar a los contratos de suministro; iii) si la energía total es menor a la energía comprometida como venta en los contratos, el faltante es objeto de demanda en el mercado de ocasión que compra en la medida en que exista dicho excedente, y iv) si, por el contrario, la energía total es mayor que la energía comprometida como venta en contratos, el excedente se asigna como oferta para su venta en el mercado de ocasión. 3.2.2 Las transacciones de potencia La demanda diaria de potencia de cada agente consumidor resulta de su participación en la demanda máxima de generación del sistema que se registra dicho día, durante el período de máxima demanda. Un agente consumidor está obligado a comprar la potencia requerida por su participación en esta demanda máxima de generación del sistema, a través del mercado de contratos y del mercado de ocasión. Cada día, el requerimiento de potencia de cada agente productor resulta de sus compromisos de venta de potencia en el mercado de contratos. El cierre de los faltantes y de los excedentes diarios de potencia se realiza en el mercado de ocasión. Para ello, cada agente del mercado debe suministrar diariamente al CNDC los precios a los que está dispuesto a vender la potencia, en caso de contar al día siguiente con un excedente de potencia. Cada agente distribuidor está obligado a presentar al CNDC ofertas por toda su potencia contratada, en bloques que representan la potencia de cada uno de sus contratos con el correspondiente precio ofertado para dicho contrato. El CNDC debe establecer la lista de mérito de las ofertas de potencia, siendo el precio de la potencia en el mercado de ocasión el precio de la oferta más cara aceptada. En el mercado de ocasión, los vendedores de potencia son los agentes que cuentan con un excedente diario de potencia, a los precios fijados el día anterior en su oferta para la venta de excedentes. Cada agente con faltantes de potencia resulta deudor por la potencia 129 comprada en el mercado de ocasión al precio correspondiente, y cada agente con oferta de excedentes aceptadas en el mercado de ocasión resulta acreedor por la potencia vendida, valorizada al precio de la potencia en el mercado de ocasión. Antes de la finalización de cada año, el CNDC debe determinar e informar a los agentes el precio de referencia de la potencia34. 3.3 El mercado de contratos El MEMN opera con metodologías para la coordinación del suministro de la información y de las restricciones relacionadas con los contratos concertados entre los agentes del mercado, ya sean contratos internos o de importación y exportación. 3.3.1 Los compromisos de potencia y energía Todo contrato de venta de potencia deberá especificar su compromiso relativo a la potencia por día. Por lo tanto, no se podrá expresar en un contrato un compromiso de potencia por un intervalo menor a un día, y el período de vigencia de un contrato que venda potencia deberá ser de por lo menos un día. Además, todo contrato de venta de energía deberá especificar su compromiso de energía por hora. La información necesaria para determinar la cantidad de energía contratada por hora y/o la cantidad de potencia contratada cada día deberá ser suministrada claramente. Con el objeto de dar transparencia a la administración del mercado de ocasión, dicha información será de acceso abierto a los agentes. 3.3.2 La clasificación Los contratos se clasificarán por su duración en corto, mediano y largo plazo. Se considera contrato de corto plazo al que tiene una vigencia menor a 7 días. Se considera contrato de mediano plazo al que tiene una vigencia de entre 7 días y 6 meses. Se considera contrato de 34 Para ello, el CNDC aplica el siguiente procedimiento: i) calcula el costo fijo representativo de una unidad de punta para la cobertura de los períodos de máximo requerimiento de demanda, de acuerdo con las condiciones y las necesidades existentes en Nicaragua. Se entiende por unidad de punta una unidad generadora de arranque rápido y cuya flexibilidad operativa permite realizar el seguimiento de demanda; ii) calcula la anualidad asociada a dicho costo con la tasa de descuento definida para el régimen tarifario, considerando una vida útil de 15 años; iii) incrementa la anualidad resultante en un porcentaje de indisponibilidad para mayor confiabilidad. Dicho porcentaje será un valor entre el 5% y el 15% e inicialmente se define en el 10%. El porcentaje podrá ser modificado a solicitud del CNDC, con la debida justificación y con la autorización del INE; iv) descuenta los ingresos por encima de sus costos variables que podría recuperar dicha unidad mediante ventas de energía en el mercado de ocasión, y v) obtiene el costo fijo restante expresado en unidad monetaria por MW por día. 130 largo plazo al que tiene una vigencia de 6 meses como mínimo. Los contratos de corto plazo se clasificarán en contratos programados y en contratos de emergencia. Se considera contrato de emergencia al requerido por un agente productor ante una indisponibilidad no programada ni prevista en una o más de sus unidades; y cuando es un contrato de importación o exportación requerido si se modifican las condiciones por indisponibilidades o emergencias no previstas el día anterior. El suministro de la información de contratos al CNDC debe realizarse con la anticipación necesaria, a fin de cumplir adecuadamente sus funciones. El agente local proporcionará los datos de los contratos de importación y exportación (las cantidades, los plazos y los precios) al CNDC dentro de los plazos reglamentarios. Si en alguna hora durante la operación real el contrato no se cumple como el intercambio físico programado en la interconexión internacional, la administración del MEMN tomará en consideración para esa hora lo que corresponda a la realidad de la operación como valor programado del contrato. Si a partir de los datos proporcionados para las transacciones internacionales por contrato resultara un intercambio en una interconexión internacional mayor al máximo admisible (ya sea por restricciones técnicas y/o por criterios de calidad y seguridad), se limitarán primero los de corto plazo, luego los de mediano plazo y, por último, los de largo plazo hasta que el intercambio total resultante de la interconexión internacional no supere el máximo admisible para el intercambio de los contratos de importación o exportación. 4. EL SALVADOR 4.1 El Mercado Mayorista de Energía 4.1.1 Definición general En El Salvador, los productos de electricidad que se transan son la potencia y la energía35. El Mercado Mayorista de Energía (MME) está compuesto por el mercado de contratos y el Mercado Regulador del Sistema (MRS) donde participan los operadores generadores, distribuidores y comercializadores. La Unidad de Transacciones (UT) opera el MRS y usa el mercado de contratos para su despacho programado, en el cual pueden participar todos los operadores directamente conectados al sistema de transmisión, incluso los 35 Además, opera el mercado secundario o el mercado de servicios auxiliares, cuyo objetivo es proveer un medio comercial y competitivo para que los participantes del mercado cumplan con los requisitos obligatorios de calidad y seguridad establecidos en la normativa del mercado. Dentro de este mercado se transa la reserva rodante primaria, el control automático de generación, la potencia reactiva, el arranque en cero voltaje y la reserva fría. Los cargos de transmisión, la operación del sistema, los servicios auxiliares y otros afines deben ser reportados por el generador a la UT por separado, para ser trasladados posteriormente al consumidor de forma directa y sin recargo por medio de las tarifas. 131 comercializadores. La UT es responsable del despacho programado de energía entre generadores, distribuidores y consumidores finales conectados al sistema. Cuando se detecta congestión en el sistema de transmisión, la UT crea tantos MRS como sean necesarios para mantener su seguridad y estabilidad. Las diferencias de precios entre los mencionados MRS darán lugar al cobro de cargos por congestión. Los ingresos correspondientes se distribuirán entre los usuarios del sistema, de acuerdo con el método establecido por la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET). 4.1.2 El despacho Desde 2006, se ha reglamentado que en tanto no existan condiciones que garanticen la competencia en los precios ofertados al MRS, la UT se regirá por un reglamento interno que propicie comportamientos de ofertas que se asemejen a un mercado competitivo, según la metodología establecida en el Reglamento de la Ley General de Electricidad. Dicha metodología se basará en los costos marginales de producción, los costos fijos y los costos de inversión. En el caso de las centrales hidroeléctricas, se basará en el valor de reemplazo del agua. Para tales efectos, el Superintendente General de Electricidad y Telecomunicaciones y el Superintendente de Competencia establecerán la condición del mercado de manera conjunta, mediante un acuerdo fundamentado en índices técnicos internacionalmente aceptados que miden la competencia en los mercados eléctricos. La UT debe planificar y coordinar el despacho de las unidades generadoras y la operación de las instalaciones del sistema de transmisión con el objeto de abastecer la demanda al mínimo costo esperado de operación y de racionamiento, sujeto al cumplimiento de las normas de calidad y seguridad del servicio. Las unidades deben ser despachadas conforme a sus respectivos costos variables de operación. En el caso de las unidades termoeléctricas y geotérmicas, estos costos se determinarán en función de los costos de combustible, según corresponda, así como de otros costos operacionales que varían según la cantidad de energía producida. En el caso de las centrales hidroeléctricas con embalse, se entenderán como costos variables de operación a efectos del despacho, a aquellos determinados por el valor de reemplazo o el valor de oportunidad futuro del agua que establece la UT. Por otro lado, las centrales hidroeléctricas sin embalse serán despachadas conforme a la disponibilidad de energía con el objeto de minimizar el costo de operación del sistema. A efectos del despacho, las importaciones se tratarán como unidades termoeléctricas con un costo variable de operación equivalente al precio de la energía importada, y las 132 exportaciones, como una demanda adicional. El costo unitario de racionamiento se representará mediante las unidades de racionamiento forzado, en función del porcentaje de la energía racionada. 4.2 El mercado de contratos El objeto de las reglas para el mercado de contratos es establecer las características generales de contratación y las características de las transacciones bilaterales que puedan surgir de los contratos. El objeto de las reglas para el despacho programado es: i) definir los procedimientos que llevará a cabo cada participante del mercado para informar a la UT las transacciones bilaterales de energía que surgen del mercado de contratos, y ii) definir los procedimientos mediante los cuales la UT realizará el despacho programado. Cada participante del mercado tiene la libertad de elegir su estrategia comercial de compraventa y decidir sobre las transacciones que se realizarán en el mercado de contratos, con condiciones y precios pactados libremente entre las partes. Para participar en el mercado de contratos, cada participante está obligado a proporcionar los servicios auxiliares correspondientes a sus transacciones y debe informar diariamente a la UT las transacciones bilaterales que resultan de sus contratos. Cada generador debe informar diariamente a la UT sus transacciones bilaterales, así como la inyección que se haga en cada Grupo Generador Participante (GGP) de su propiedad asignada, como pérdidas asociadas a la inyección que realiza dicho GGP mediante transacciones bilaterales. Las transacciones bilaterales que surgen de la información diaria suministrada por los participantes del mercado a la UT son un compromiso contraído por la parte vendedora y la parte compradora para inyectar energía a la red y retirarla de ella. La UT realizará el predespacho, teniendo en cuenta las transacciones bilaterales informadas por los participantes del mercado, y administrará las desviaciones cuando ello sea necesario. 4.2.1 Las transacciones bilaterales de inyección Cada participante del mercado debe informar a la UT sus transacciones bilaterales de inyección, identificando al participante del mercado que recibe la energía. En una transacción bilateral de inyección, la parte que entrega al informar dicha transacción bilateral podrá incluir como inyección a: i) la correspondiente a un GGP de su propiedad, en cuyo caso el nodo de inyección será el correspondiente a dicho GGP, y ii) la energía que recibe en transacciones bilaterales internacionales, en cuyo caso el nodo de inyección será 133 el nodo de la línea de interconexión correspondiente, en el sistema nacional. En caso de que en una transacción bilateral de inyección se indique más de un nodo, deberá indicarse detalladamente la energía que debe inyectarse por cada nodo de inyección, y se considerará que a cada nodo de retiro bilateral le corresponde una proporción de la inyección de cada nodo de inyección. 4.2.2 Las transacciones bilaterales de retiro Cada participante del mercado debe informar a la UT sus transacciones bilaterales de retiro, e identificar al participante del mercado que hace la entrega. En una transacción bilateral de retiro, la parte receptora podrá incluir en su declaración, como puntos de entrega, los nodos propios y/o de la parte que efectúa la entrega. En caso de que en una transacción bilateral la energía total que se retire de la red corresponda a más de un nodo de retiro de la misma, deberá informarse en detalle la energía que debe retirarse en cada nodo, y se considerará que a cada nodo de inyección le corresponde una proporción del retiro en cada nodo de retiro. 4.2.3 Las transacciones bilaterales de transferencia Cada participante del mercado debe informar a la UT sobre sus transacciones bilaterales de transferencia, identificando tanto al participante del mercado que entrega la energía como al que la recibe. En una transacción bilateral de transferencia, el participante del mercado que proporciona la información deberá incluir lo siguiente: i) la energía que recibirá cada nodo de recepción en forma detallada; ii) la energía que retirará de cada uno de los nodos de retiro; iii) la energía que recibe o entrega en transacciones bilaterales internacionales, en cuyo caso el nodo de inyección o de retiro será el nodo de la línea de interconexión correspondiente en el sistema nacional. El objeto de las reglas en materia de ofertas de oportunidad es establecer los procedimientos mediante los cuales los participantes del mercado suministrarán a la UT sus ofertas comerciales asociadas a la flexibilidad de su capacidad de inyección y sus requerimientos de retiro, así como la forma en que la UT administrará los mercados de corto plazo. 4.2.4 La valoración de desviaciones de los contratos El despacho programado para cada período se basa en las transacciones de compraventa de energía eléctrica acordada en el mercado de contratos. Los operadores deberán informar mensualmente a la UT y a la SIGET sobre los precios y demás condiciones financieras y 134 técnicas pactadas en las transacciones realizadas en dicho mercado. Además, deberán presentar a la UT ofertas de precios por los incrementos o los decrementos relativos a las cantidades de energía acordadas. Con objeto de mantener en todo momento el balance entre la oferta y la demanda de energía eléctrica sobre la base de estas ofertas, la UT opera el MRS. Los generadores que no poseen contratos de venta de energía participan en el MRS, considerándose su despacho programado igual a cero. Las desviaciones de cada participante con respecto al despacho programado son valoradas a los precios resultantes de la operación del MRS de la siguiente manera: i) el distribuidor o el usuario final, cuyo consumo difiera del programado, será abonado o cargado al precio del MRS de cada nodo en el cual tenía consumo programado; ii) el generador, cuya planta genere en exceso o por debajo de lo programado, será abonado sobre la base del precio del MRS del nodo correspondiente a dicha planta, o cargado con base en el costo de la energía necesaria para reponer la energía no entregada; y iii) cuando una planta genere por debajo de lo programado debido a fallas de la red de transmisión, que limiten su capacidad de entrega al sistema, la UT cobrará un cargo al transmisor responsable de la falla por el valor de reposición de la energía no entregada. 4.3 El mercado ocasional 4.3.1 El funcionamiento Cada participante del mercado debe suministrar diariamente las ofertas de oportunidad de inyección y/o de retiro. Como opción, una oferta de oportunidad puede ser reportada como válida por un período mayor de un día. La UT organizará las ofertas de oportunidad que recibe cada día para incorporarlas a la base de datos del Sistema de Administración del Mercado (SAM) y las utilizará para realizar el predespacho y la administración de la operación en tiempo real del día siguiente. Mediante las ofertas de oportunidad, cada generador deberá informar a la UT su oferta de inyección y la flexibilidad asociada. Una oferta de oportunidad para la inyección de un GGP debe incluir, para cada período definido, una energía máxima ofertada y dos o más bloques de energía ofertados. Cada bloque deberá tener su precio y presentar las siguientes características: i) un primer bloque que corresponda a la inyección mínima ofertada; ii) uno o más bloques, cada uno con una energía acumulada mayor que la del bloque anterior y menor o igual a la energía máxima ofertada. El precio ofertado entre un bloque y el siguiente debe ser igual o monótonamente creciente. Las ofertas de oportunidad de inyección también serán utilizadas por la UT para ajustar las inyecciones informadas en una o más de sus transacciones bilaterales, en función de los precios que resulten del predespacho y el MRS. En este caso, el predespacho y la administración del MRS reducirán la inyección en la transacción bilateral cuando resulte más económico cumplir con el compromiso con compras del MRS. 135 A través de las ofertas de oportunidad de retiro, cada participante del mercado que retira energía de la red informará a la UT su requerimiento de retiro y la flexibilidad asociada. El retiro real de un participante del mercado será el resultado de las transacciones bilaterales y las ofertas de oportunidad. 4.3.2 El precio de la energía El precio de transacción de la energía en el MRS se establece de modo que equivalga al costo marginal de operación del sistema, sumado a los cargos de transmisión, la operación del sistema, los servicios auxiliares y otros cargos legales. Se entiende por costo marginal de operación el abastecimiento de un kilowatt-hora adicional de demanda en ese intervalo. En casos de racionamiento, el costo marginal será igual al costo unitario de la unidad de racionamiento forzado (URF) correspondiente. Las transacciones de energía se realizan para cada intervalo del mercado. Cada MRS tendrá un precio. La UT calculará el precio de la energía, teniendo en cuenta las restricciones existentes, incluyendo las condiciones de congestión, las pérdidas, los requerimientos de servicios auxiliares y las ofertas de oportunidad, así como la oferta de oportunidad de racionamiento forzado. La UT calcula los precios del MRS ex post, con los datos reales de energía inyectada y energía retirada de la red. En el cálculo, se tendrán en cuenta las restricciones existentes en la operación en tiempo real. La composición del precio no incluye: i) los precios ofertados por la generación que resulta obligada; ii) los precios ofertados por la generación con incumplimientos respecto de la inyección requerida por la UT; iii) los precios ofertados por la demanda con incumplimientos respecto de la reducción de la energía que debe retirar la UT de la red requerida, y iv) la energía de las unidades bajo pruebas de generación. 4.4 Las transacciones de potencia Anualmente, la UT asigna a cada unidad generadora conectada al sistema eléctrico una capacidad firme según los siguientes criterios: i) la capacidad firme de una unidad es la potencia que una unidad o central generadora es capaz de inyectar al sistema con una alta probabilidad en el sistema eléctrico; ii) la capacidad firme de una central hidroeléctrica dependerá de la aleatoriedad hidrológica, de la indisponibilidad forzada y de su mantenimiento; iii) la capacidad firme de una unidad térmica o geotérmica dependerá de la disponibilidad de combustible o vapor, de su tasa de indisponibilidad forzada y de su mantenimiento programado; iv) la capacidad firme de una unidad generadora no convencional, tal como la eólica, la solar, y la cogeneración, entre otras, dependerá de la aleatoriedad de su recurso primario; v) la capacidad de una unidad generadora, que se utilice en el cálculo de la capacidad firme, no podrá ser superior a la máxima capacidad que ella pueda inyectar en el sistema por razones de estabilidad, y vi) las capacidades firmes de 136 todas las unidades deberán ajustarse proporcionalmente, de modo que la suma de dichas capacidades firmes resulte igual a la demanda máxima en las horas de máxima exigencia del parque generador. Por „demanda máxima‟ se entiende la máxima generación neta horaria más las importaciones y menos las exportaciones. Las operaciones de comercialización dan origen a las transacciones de capacidad firme que la UT establecerá anualmente mediante un balance de dicha capacidad firme, teniendo en cuenta lo siguiente: i) los operadores generadores, cuya capacidad acordada en los contratos durante el período de control sea inferior a la suma de las capacidades firmes reconocidas a sus unidades de generación, serán considerados vendedores de capacidad firme por la diferencia entre ambos valores y, en caso contrario, serán considerados compradores; ii) los operadores distribuidores, los clientes o los comercializadores, cuya demanda de potencia durante el período de control sea inferior a la capacidad firme acordada en los contratos en las mismas horas, serán considerados vendedores de capacidad firme por la diferencia entre ambos valores y, en caso contrario, serán considerados compradores, y iii) en el caso de los comercializadores, la demanda de potencia durante el período de control corresponderá a la capacidad acordada en los contratos para el suministro en el mismo período. El precio utilizado para valorar las transacciones de capacidad firme, que resulten del balance anual al que se refiere la disposición anterior, se denominará „cargo por capacidad‟ y equivaldrá al costo por kilowatt de inversión anualizado más el costo fijo de operación de una unidad eficiente. Ello permitirá brindar respaldo y capacidad adicional durante el período de control del sistema, amplificado en un margen de reserva y en un factor de pérdidas correspondiente a las horas de mayor demanda. Cada cinco años, la SIGET36 fijará y actualizará el cargo relativo a la capacidad y a la fórmula de reajuste. 4.5 La comercialización y la contratación 4.5.1 La actividad de comercialización Para los efectos del mercado y la actividad de comercialización, se establecen las siguientes definiciones: 36Para este efecto, la determinación de los costos de inversión, de los costos fijos de operación y de la vida útil de la máquina más económica para el servicio de potencia de punta y respaldo, teniendo en cuenta el tamaño, la localización y características técnicas y económicas adecuados a la realidad del sistema eléctrico, serán determinados mediante un estudio contratado por la SIGET con una empresa consultora especializada. Para el cálculo de la anualidad de la inversión, la SIGET usará una tasa de descuento representativa para la actividad de generación en El Salvador que será determinada con base en un estudio contratado a un consultor especializado. En ningún caso, esta tasa de descuento será inferior a la establecida en la Ley General de Electricidad para los sectores de transmisión y distribución. El margen de reserva no será inferior al 10% ni superior al 20%. 137  Contrato de suministro. Es el acuerdo mediante el cual un comercializador tiene la obligación de suministrar al usuario final, en un punto determinado, energía eléctrica en forma continua o periódica durante un plazo determinado o indeterminado, y al precio y en las condiciones fijadas o que deban fijarse.  Contrato de abastecimiento. Es el acuerdo mediante el cual un generador o comercializador, nacional o extranjero, tiene la obligación de suministrar a un comercializador, en un punto determinado, energía eléctrica en forma continua o periódica durante un plazo determinado o indeterminado, y al precio y en las condiciones fijadas o que deban fijarse.  Contrato de distribución. Es el acuerdo mediante el cual un distribuidor tiene la obligación de permitir a un comercializador o generador el uso de sus redes para el suministro de energía eléctrica a comercializadores o usuarios finales conectados a la red de distribución y, en el caso de los generadores conectados a la red de distribución, el transporte de la energía eléctrica a las redes de alto voltaje. Los comercializadores del MME pueden realizar las siguientes actividades: i) suscribir contratos de suministro y de abastecimiento de energía eléctrica, de transmisión y de distribución; ii) comprar y vender energía eléctrica en las redes de bajo voltaje, y iii) comprar y vender energía eléctrica en el mercado mayorista. Los precios y las condiciones de los contratos de suministro suscritos por los comercializadores podrán ser o no iguales a los que figuran en los pliegos tarifarios aprobados por la SIGET para los distribuidores que operan como comercializadores en las áreas donde se ubican sus redes. De conformidad con las disposiciones de la Ley General de Electricidad, los usuarios finales podrán elegir al comercializador con quien deseen suscribir un contrato para el suministro de energía eléctrica. 4.6 Las condiciones de contratación 4.6.1 Los contratos de transmisión y de distribución Los generadores conectados al sistema de transmisión deben tener siempre vigentes sus contratos de transmisión. Los generadores que tengan contratos de suministro de energía eléctrica con usuarios finales deberán inscribirse en la SIGET como comercializadores. Los comercializadores deberán tener contratos de distribución con cada uno de los operadores de las redes que utilicen para el suministro de energía eléctrica. En los contratos de distribución deberá establecerse la forma de pago que el comercializador efectuará al distribuidor por la energía que consuman los usuarios finales, cuando se exceda la cantidad estipulada. Los métodos para la fijación de los cargos por el uso de los sistemas de transmisión y de distribución los establece la SIGET. 138 4.6.2 Los contratos de suministro Los precios y las condiciones de los contratos de suministro de energía entre operadores estarán fijados únicamente por la voluntad de las partes y por la ley que los regula, y para su perfeccionamiento no será necesaria la intervención de terceros. Las transacciones de compraventa de energía eléctrica que los distribuidores reporten a la UT para el despacho programado deberán incluir las transacciones correspondientes a los comercializadores con los que hayan suscrito contratos de distribución. Para estos efectos, los comercializadores deberán informar oportunamente al distribuidor las cantidades de energía y potencia que hayan pactado con los usuarios finales para cada período de despacho. 5. GUATEMALA Las principales reglamentaciones que regulan el Mercado Mayorista de Electricidad (MM) de Guatemala están consignadas en el Decreto 939 del Congreso de la República (Ley General de Electricidad), en su Reglamento, en el Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), incluyendo los Acuerdos Gubernativos No. 68-2007 y No. 69- 2007 y las Resoluciones No. 157-10 y No. 300-01 del AMM. 5.1 El Mercado Mayorista de Electricidad Los productos que se compran y venden en el Mercado Mayorista de Electricidad (MM) de Guatemala son la potencia y la energía eléctrica37. Las transacciones se realizan por conducto de: i) un mercado de oportunidad o mercado spot, con un precio establecido en forma horaria calculado sobre la base del costo marginal de corto plazo; ii) un mercado a término, para contratos entre agentes o grandes usuarios, con los plazos, las cantidades y los precios pactados libremente entre las partes, y iii) un mercado de transacciones de desvíos de potencia diarios y mensuales. En este último, se liquidan las diferencias entre la potencia disponible y la potencia firme de los participantes productores y las diferencias entre la demanda firme efectiva de cada distribuidor, gran usuario o exportador y su demanda firme, efectivamente contratada, valoradas al precio de referencia de la potencia. Los agentes y grandes usuarios del Mercado Mayorista podrán realizar transacciones de importación o exportación, según corresponda, con el Mercado Eléctrico Regional (MER), o con cualquier otro mercado o país con los que el Sistema Nacional Interconectado esté conectado. A fin de realizar transacciones de exportación de corto plazo, el exportador deberá suscribir contratos de potencia con Oferta Firme Eficiente, que no esté comprometida en otros contratos para cubrir la demanda firme o la reserva de potencia. 37 Asimismo, se prestan servicios de transporte de energía eléctrica y otros servicios complementarios. 139 Utilizar la misma potencia para respaldar exportaciones de corto plazo y demanda firme es considerada una falta grave. El participante del Mercado Mayorista, que lleva a cabo una transacción de importación o exportación, es el responsable directo ante el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) por el pago de los cargos que resulten de dicha transacción. La importación es considerada como generación que se suma al Mercado Mayorista, y debe pagar los cargos correspondientes. La exportación es considerada una demanda adicional que se agrega al Mercado Mayorista en el nodo de la oferta, y debe pagar los cargos correspondientes. Una transacción de importación es una producción adicional que proviene de la generación que no pertenece al Mercado Mayorista. Se efectúa el despacho económico de dicha generación de importación al Mercado Mayorista, de acuerdo con el costo variable de dicha importación. 5.2 El mercado de oportunidad 5.2.1 El despacho económico El mercado de oportunidad se basa en un precio establecido horariamente, como el costo marginal resultante del despacho económico que consiste en determinar el programa de carga de la oferta disponible que permita abastecer la demanda prevista horariamente en el MM, minimizando el costo total de la operación. El despacho debe considerar como demanda la que cubre la correspondiente a los participantes consumidores, y como oferta, el despacho correspondiente a los participantes productores. El AMM efectúa el despacho sin tener en cuenta las condiciones de compra mínima de energía obligada o cualquier otro tipo de condición contractual que restrinja el despacho, las cuales se toman únicamente en consideración para efectos de liquidación de las transacciones en el Mercado a Término. Para el despacho de las plantas hidroeléctricas, el AMM calcula el valor del agua sobre la base de la información enviada por los agentes; y para las plantas térmicas, calcula los costos variables de los combustibles y los O&M, según la metodología y la información presentadas. Los importadores declaran también la cantidad de energía y de potencia ofrecida, así como la metodología para el cálculo del costo variable correspondiente. 5.2.2 Las transacciones de los generadores Toda la energía intercambiada se vende y se compra en el mercado de oportunidad. Un agente generador vende en este mercado su energía despachada en su propio nodo y valorizada al precio correspondiente a ese nodo. Para cumplir con sus contratos de 140 abastecimiento, dicho agente realiza su compra en el mercado de oportunidad y la energía requerida al precio de los nodos de sus compradores. La interpretación que se hace de un contrato de abastecimiento es que cada hora el generador debe entregar en el nodo de intercambio la energía contratada, que cobra al precio acordado, independientemente del requerimiento real de la demanda con quien realizó el contrato o de la generación realmente suministrada por el vendedor. Cada hora, el AMM realiza el seguimiento de las diferencias entre su generación y la suma de las potencias suministradas de acuerdo con lo estipulado en sus contratos, y calcula la valorización de estas diferencias. El participante resulta acreedor o deudor en el mercado de oportunidad según resulte positiva o negativa la integración de los montos correspondientes a los apartamientos horarios a lo largo del mes. 5.2.3 Las transacciones de los consumidores Un participante consumidor compra en el mercado de oportunidad la energía correspondiente a su demanda horaria, valorizada en el nodo de consumo. El contrato de abastecimiento se interpreta como si cada hora el participante consumidor debiera comprar en el mercado la potencia y la energía de cada uno de sus contratos, independientemente de lo que requiera su demanda propia. Para el seguimiento de las diferencias relativas a los contratos de abastecimiento de un participante consumidor y el cálculo de su compraventa en el MM, el AMM considera que la potencia horaria total contratada está dada por la suma de las potencias horarias de las curvas de carga representativas de sus contratos, o bien por la demanda faltante. En el caso de que el participante consumidor posea contratos de potencia con opción de compra, se considerará al generador despachado como que se ha realizado la opción de compra. Cada hora, el AMM realiza el seguimiento de las diferencias entre su propia demanda y la suma de las potencias entregadas de acuerdo con sus contratos de abastecimiento, y calcula la valorización de estas diferencias. El participante resulta acreedor o deudor en el mercado de oportunidad según resulte positiva o negativa la integración de los montos correspondientes a los apartamientos horarios a lo largo del mes. 141 5.3 El mercado a término 5.3.1 Aspectos generales Se llama mercado a término aquel que está constituido por contratos entre agentes o grandes usuarios del Mercado Mayorista (MM), con los precios, las cantidades y la duración pactados entre las partes. Está compuesto por los contratos existentes a los que se aplican sus propios términos, vale decir, el despacho de cantidades mínimas contratadas de acuerdo con lo establecido en el Reglamento del AMM, y por los contratos suscritos posteriormente. En este mercado se pueden pactar contratos, ya sea para garantizar el abastecimiento de una determinada demanda de potencia y energía, o para contar con un respaldo de reserva de potencia o con la potencia que permita satisfacer la demanda firme de los participantes consumidores. Poseer un contrato en el mercado a término implica también operar en el mercado de oportunidad para transar los excedentes y los faltantes entre lo despachado o consumido y lo contratado. 5.3.2 Los contratos de largo plazo a. Aspectos generales Los generadores del MM podrán suscribir contratos del mercado a término con agentes del MM (distribuidores, comercializadores u otros generadores), y con los grandes usuarios participantes, pactando las condiciones, los plazos, las cantidades y los precios entre las partes. Asimismo, podrán realizar transacciones internacionales con empresas de otros países en función de las normas establecidas. b. Los tipos de contrato i) Contratos por diferencias con curva de carga En este tipo de contrato, las partes fijan un valor de potencia contratada para satisfacer siempre la demanda firme durante toda la vigencia del contrato, el cual no podrá superar la Oferta Firme Eficiente del vendedor que no esté comprometida en otros contratos. Además, el participante productor se compromete a abastecer a un participante consumidor con una demanda de energía definida como una curva de demanda horaria a lo largo del período de vigencia del contrato. La energía de la curva horaria será asignada al comprador del 142 contrato y descontada a la parte vendedora de este. El vendedor podrá respaldarse contratando potencia para cumplir su compromiso. El participante productor podrá abastecer la curva de demanda horaria, ya sea con generación propia o, de existir el excedente necesario, comprando los faltantes en el mercado de oportunidad. Esto significa que un agente productor no está obligado a generar la energía acordada en el contrato. ii) Contratos de potencia sin energía asociada En este tipo de contrato, las partes establecen un valor de potencia contratada para cubrir siempre la demanda firme durante toda la vigencia del contrato, el cual no podrá superar la Oferta Firme Eficiente del vendedor que no esté comprometida en otros contratos. El participante consumidor del MM podrá comprar la energía demandada en el mercado de oportunidad. iii) Contratos de opción de compra de energía En este tipo de contrato, las partes fijan un valor de potencia contratada para satisfacer siempre la demanda firme durante toda la vigencia del contrato, el cual no podrá superar la Oferta Firme Eficiente del vendedor que no esté comprometida en otros contratos. Además, el participante productor vende a un participante consumidor una cantidad de energía horaria de acuerdo con lo siguiente: las partes establecen un precio de opción de compra de energía. Si el precio de oportunidad de la energía es inferior al precio de opción, no se asigna energía derivada del contrato. En caso contrario, el participante productor vende energía propia o comprada en el mercado de oportunidad la energía horaria informada por las partes, la cual no podrá superar el valor de la potencia contratada. iv) Contratos por diferencias por la demanda faltante En este tipo de contrato, las partes fijan un valor de potencia contratada para cubrir siempre la demanda firme durante toda la vigencia del contrato, el cual no podrá superar la Oferta Firme Eficiente del vendedor que no esté comprometida en otros contratos. Además, el agente productor se compromete a entregar al precio pactado toda la energía demandada por el comprador que no sea suministrada por otros contratos, incluso la potencia comprometida. v) Contratos existentes Se trata de los contratos a que se refiere el Artículo 40 del Reglamento del AMM que se administran de conformidad con las condiciones contractuales informadas al AMM. 143 vi) Contratos de energía generada En este tipo de contrato, un agente generador −a cuyas unidades generadoras no se les haya asignado una Oferta Firme Eficiente− vende a un participante consumidor toda la energía que pueda generar en el MM. Con este tipo de contrato, solo se vende energía, motivo por el cual no existe un compromiso de potencia para cubrir la demanda firme. vii) Contratos de reserva Los contratos de reserva de potencia (o, en su forma abreviada, contratos de reserva) representan la Oferta Firme Eficiente de máquinas de un generador que se hace al comprador y que el contratante convoca en condiciones prefijadas (por ejemplo, cuando hay un déficit en el MM), a fin de satisfacer los requerimientos propios. Este tipo de contratos permite a los generadores disponer de un respaldo para sus compromisos de suministro, cuando suscriben contratos de abastecimiento en el mercado a término, que incluyen cláusulas de penalidad por incumplimiento. Un contrato de reserva entre un generador y un agente del MM deberá especificar: i) su período de vigencia; ii) la relación de las máquinas del generador comprometidas como reserva; iii) la oferta firme total contraída con esas máquinas, que indique un valor que varía a lo largo del período considerado y una fórmula de pago (US$/MW) por la capacidad ofertada; iv) una condición para su convocatoria, es decir, la condición que rige cuando la máquina genera para su contrato de reserva si resulta despachada; v) una fórmula de pago para la energía generada cuando se convoca la capacidad contratada, y vi) las penalidades, de ser necesario, cuando no esté disponible la potencia contraída en el momento de ser convocada. Los generadores contratados como reserva deberán informar al AMM sobre los contratos suscritos (los precios, la vigencia, la potencia en reserva, la cláusula de convocatoria, etc.). Una máquina contratada como reserva intervendrá en el despacho del MM y solamente generará en la medida en que resulte despachada por el AMM. Una vez despachada, solo podrá comercializar su energía en el mercado de oportunidad, en la medida en que no sea convocada por su contrato de reserva. Al ser convocada, deberá suministrar al contrato la energía generada, que resulte del despacho hasta la potencia comprometida, de acuerdo con las condiciones suscritas y, en consecuencia, esta energía no podrá comercializarse en el mercado de oportunidad. El compromiso se considerará establecido específicamente con las máquinas indicadas y el generador cobrará cada mes el cargo correspondiente por la potencia puesta a disposición 144 dentro del contrato, sea o no convocada, y en la medida en que cuente con la disponibilidad fijada en esas máquinas, no pudiendo comprar el faltante al MM. Cuando resulte convocada, cobrará además por la energía generada dentro del contrato. viii) Contratos de respaldo de potencia Los participantes productores podrán celebrar contratos de compra de reserva de potencia para respaldar sus propios compromisos de venta de potencia a los distribuidores, los grandes usuarios participantes, los comercializadores u otros generadores. En este tipo de contrato, un participante productor vende a otro participante productor una cantidad de potencia durante la vigencia del contrato. El vendedor deberá respaldar este compromiso con una Oferta Firme Eficiente no contraída en otros contratos ni utilizada para respaldar exportaciones. La potencia contratada por el participante productor se sumará a su Oferta Firme Eficiente para su comercialización en el Mercado Mayorista. 5.4 Las transacciones de los desvíos de potencia El AMM calcula el precio de la potencia de punta en el MM como el costo marginal de la inversión para una unidad de generación en punta. Este precio corresponde al precio de referencia de la potencia (PRP) que se utiliza para las transacciones de desvíos de potencia. El AMM determina la demanda firme efectiva de cada distribuidor o gran usuario. La diferencia entre la demanda firme efectiva y la demanda firme que el distribuidor o gran usuario haya cubierto con contratos se liquida mensualmente como cargo o abono, según corresponda, a través de una transacción de desvío de potencia que se calcula con el PRP. El valor mensual resultante de dichos desvíos de potencia se distribuye a prorrata entre los participantes productores y los consumidores con excedentes de potencia positivos mensuales. Para ello, el AMM calcula anualmente la Oferta Firme Eficiente de cada unidad o central generadora del MM. La Oferta Firme Eficiente, relacionada con las transacciones internacionales, se establece sobre la base de la firmeza del contrato, entendiéndose como tal que dicho contrato cubra por lo menos el año estacional en curso, que tenga garantía de suministro, disponibilidad, y que defina la potencia contraída y la metodología de cálculo del costo variable. La Oferta Firme Eficiente se calcula en función de la oferta firme y de la eficiencia económica de cada central generadora, con respecto al conjunto de centrales generadoras instaladas en el Sistema Nacional Interconectado o según las características de la unidad 145 generadora en relación con la transacción internacional correspondiente. 6. PANAMÁ Las principales reglamentaciones que regula el Mercado Mayorista de Electricidad (MME) de Panamá están contenidas en las denominadas reglas comerciales, las cuales se establecieron conforme a los lineamientos que figuran en la Ley No. 6 de 1997 (Marco Regulatorio e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad), en las reformas a la misma introducidas por la Ley No. 10 de 1998, y en el Decreto Ejecutivo No. 22 de 1998, por el cual se reglamenta la Ley No. 6 de 1997. 6.1 El Mercado Mayorista de Electricidad En Panamá, las reglas comerciales del MME estipulan que los productos que se compran y venden son la energía y la potencia38, los cuales se transan en: i) un mercado ocasional de corto plazo, y ii) un mercado de contratos a término bilateral entre los agentes del mercado. En el mercado participan, por un lado, los consumidores39 –que representan el consumo de energía eléctrica y que incluyen a las empresas que comercializan el consumo de otro país–, los cuales compran en el MME de Panamá e interactúan mediante interconexiones internacionales; y, por otro, los productores40 –que representan la generación de energía eléctrica y que incluyen empresas que comercializan la generación de otro país–, los cuales venden en el MME de Panamá a través de interconexiones internacionales. La reglamentación establece que los agentes del mercado tendrán acceso a las redes de transmisión de propiedad de la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (Etesa) a tarifas reguladas y en condiciones no discriminatorias. 38 Los servicios que se suministran son: el servicio de transmisión, los servicios auxiliares de la red y el servicio de operación integrada y de administración comercial, asignados al Centro Nacional de Despacho (CND) de la empresa de transmisión. 39 Los participantes consumidores son: i) los grandes clientes, que optan por comprar directamente a nivel mayorista en el mercado; ii) los distribuidores, que realizan la actividad de comercialización de sus clientes o de los grandes clientes dentro o fuera de su zona de concesión; iii) los autogeneradores y cogeneradores ubicados en la República de Panamá, que compran los faltantes; iv) las empresas que comercializan el consumo de otro país, que compran en el Mercado Mayorista de Panamá, mediante interconexiones internacionales. 40 Los participantes productores son: i) los generadores ubicados en la República de Panamá; ii) los autogeneradores y los cogeneradores ubicados en la República de Panamá que venden excedentes; iii) los distribuidores, cuando venden excedentes de generación propia a terceros, ya sea en el mercado de contratos o en el mercado ocasional y los servicios que administra el CND, conforme a las restricciones y los requisitos que establecen estas reglas comerciales, y iv) las empresas que comercializan la generación de otro país, que venden en el Mercado Mayorista de Panamá mediante interconexiones internacionales. 146 6.2 El mercado ocasional El mercado ocasional es el ámbito donde se realizan transacciones comerciales de energía horaria de corto plazo, que permiten valorizar los excedentes y los faltantes que surgen como consecuencia de las diferencias entre los compromisos contractuales y el consumo y la generación en sí. El precio de la energía en el mercado ocasional está dado por el costo marginal de corto plazo de la generación. El Centro Nacional de Despacho (CND) realiza este cálculo con un despacho económico sin restricciones de la red de transmisión y de distribución, que se denomina “despacho de precio”. La importación participa en la composición del precio de la energía en el mercado ocasional, como una generación adicional en la interconexión internacional; y la exportación, como una demanda. Las transacciones de energía y el cálculo de los precios en el mercado ocasional se realizan con paso horario. El precio de la energía se calcula con el despacho de precio ex post, utilizando los mismos procedimientos y modelos que para el predespacho, pero haciendo uso de la oferta real disponible (generación disponible, oferta real de autogeneradores y en interconexiones internacionales) y la demanda registrada. El CND debe calcular el precio de la energía con el costo variable aplicable al despacho de la última oferta requerida por el despacho de precio, a fin de cubrir la demanda. Para los costos variables de las térmicas se utilizan los costos de combustible y los O&M. Para los costos variables de las hidroeléctricas se utilizan valores económicos de oportunidad del agua, calculados mediante una modelación de las cuencas y de los embalses, y con las características técnicas de sus centrales hidroeléctricas. Para la selección de las ofertas de importación, se utiliza el precio ofertado de importación en la interconexión que, en el caso de los contratos, será el que informe el participante nacional al CND y, en el caso de la importación de ocasión, será el que informe el Ente Operador Regional (EOR). En el mercado ocasional, el CND actúa como intermediario en las operaciones de importación y exportación de ocasión. 6.3 El mercado de contratos 6.3.1 Aspectos generales El mercado de contratos es el ámbito donde se realizan las transacciones comerciales de mediano o largo plazo entre participantes, para la compra o venta de energía y/o la potencia con los plazos, las cantidades, las condiciones y los precios acordados entre las partes. La compra de los participantes consumidores, junto con la garantía de suministro se logra a través del mercado de contratos. 147 Las transacciones de potencia se realizan en el mercado de contratos y a través de compensaciones de potencia. Los participantes productores pueden vender la potencia y/o la energía propia o contratada a terceros mediante contratos o en el mercado ocasional y, en función de los compromisos contraídos, comprar la potencia y/o la energía faltante. Los mismos derechos se aplican al distribuidor, cuando es considerado participante productor por vender a terceros los excedentes de generación propia. Los participantes consumidores pueden comprar su demanda de potencia y su consumo de energía mediante contratos o en el mercado ocasional y, según lo acordado en los compromisos que hayan contraído, pueden vender las compensaciones diarias de potencia, la energía y la potencia sobrante (no requerida para consumo propio o de sus clientes) en el mercado ocasional. A fin de garantizar el suministro a los clientes, los participantes consumidores que atiendan a usuarios a precios regulados tienen la obligación de celebrar contratos de compra de energía y potencia a largo plazo. Entre los participantes compradores se encuentran los grandes clientes, quienes tienen la opción de negociar libremente los términos y las condiciones del suministro de energía con los otros agentes del mercado, o de acogerse a los términos y a las condiciones establecidos para los clientes en el mercado regulado, correspondientes al nivel de tensión en el que se efectúe el suministro de energía41. 6.3.2 Los contratos de largo plazo a. Aspectos generales A diferencia de los contratos de importación y exportación, que deben establecer el compromiso físico de intercambio en la interconexión, los contratos entre participantes nacionales no pueden establecer un intercambio bilateral físico que altere el despacho económico42. Un participante productor puede vender potencia y energía por contratos, en la medida en que cuente con generación para su respaldo, ya sea con unidades generadoras propias o con generación que contrata a otro participante productor. Cada participante debe informar al CND los precios y la información básica necesaria para la administración operativa y comercial de los contratos, los cuales se difunden al mercado en general. 41 Las cooperativas, los centros comerciales, los edificios, las asociaciones de usuarios, los complejos habitacionales y los complejos recreativos y otros afines podrán ser considerados como grandes clientes. 42 Los participantes deben tener en cuenta que, de incluir un contrato con condiciones de compra mínima obligada (take or pay), estas no se tendrán en cuenta en el despacho de cargas que realice el CND. 148 b. Las condiciones operativas y comerciales Cada contrato debe incluir una cláusula en que las partes acuerdan que aceptan las reglas comerciales del MME y sus modificaciones. Asimismo, cada contrato debe incluir una cláusula en que el participante productor se comprometa a operar de acuerdo con las instrucciones impartidas por el CND, que resulten del despacho económico centralizado y de la operación integrada, conforme a las normas y procedimientos que se definen en el Reglamento de Operación. Debe indicar también que compromete su aporte a los servicios auxiliares para la calidad del servicio, que requiere la operación segura de la red, conforme a los criterios de calidad vigentes en la operación integrada. Un participante productor puede vender a los participantes consumidores, mediante contrato, hasta su potencia máxima, calculada como la suma de la potencia efectiva de las plantas de su propiedad menos la potencia que vende por contratos de reserva a otros participantes productores, sumada a la potencia que compra por contratos de reserva a otros participantes productores. Un participante productor puede vender por contrato a otros participantes productores hasta su potencia máxima para compromisos de productores, la cual se calcula como la suma de la potencia efectiva de las plantas de su propiedad menos la potencia que vende por los contratos de suministro a los participantes consumidores. Los contratos no pueden establecer un compromiso físico bilateral que exija una determinada generación dentro de la República de Panamá. La energía que producirá cada planta será el resultado del despacho y de la operación real y, por lo tanto, será independiente de la existencia o no de contratos. Los participantes deberán indicar la siguiente información básica de contratos: i) la identificación de la parte compradora y la parte vendedora; ii) el período de vigencia; iii) el tipo de contrato; iv) los puntos de entrega y de retiro; v) la potencia y/o energía contratada durante el período de vigencia. Deberá identificarse la potencia contratada para cada día de vigencia del contrato y la energía contratada para cada hora de vigencia del contrato, de acuerdo con los términos y las características que definen estas reglas comerciales; vi) en caso de existir más de una parte compradora, deberán indicarse las cantidades de energía y/o de potencia que correspondan a cada una, o la fórmula que se utilizará para repartir la energía y/o la potencia total contratada entre cada una de las partes compradoras; vii) deberá notificarse si una de las partes se encargará de los cargos de transmisión de la otra parte, y viii) una cláusula que contenga la aceptación de las partes, en que el contrato y la generación asociada se administran de acuerdo con las reglas operativas vigentes en el Reglamento de Operación, las reglas comerciales y las metodologías vigentes. 149 Con las excepciones que se aplican a los contratos de importación y exportación de largo plazo, los plazos de anticipación para informar un contrato y el plazo en que el CND debe responder a su autorización no podrán ser mayores a los establecidos en la regulación. Los participantes tienen la obligación de informar al CND, cada vez que decidan de común acuerdo realizar modificaciones en algunos de los datos informados. Dicha notificación deberá identificar los datos modificados y el nuevo valor vigente. c. Los tipos de contrato Existen dos tipos de contrato en el mercado de contratos: i) el contrato de suministro, para la venta de energía y/o potencia de un participante productor a los participantes consumidores, y ii) el contrato de reserva, para la venta de energía y potencia de un participante productor a otro participante productor. De acuerdo con la localización de las partes, se definen dos tipos de contratos: i) los contratos nacionales, en que ambas partes son participantes nacionales, y ii) los contratos de importación y exportación, en que una parte es un participante nacional, que produce o consume en Panamá y la otra, un participante extranjero, que produce o consume en otro país. El intercambio se realiza a través de una o más interconexiones internacionales (los requisitos que deben cumplir estos contratos se presentan en el ANEXO V - Sección 6). c.1 Los contratos de suministro La parte vendedora de los contratos de suministro debe ser un participante productor, incluyendo al distribuidor habilitado como participante productor, que pueda vender generación propia firme; y la parte compradora, un participante comprador (distribuidor o gran cliente). c.1.1 Las condiciones sobre la contratación de potencia El contrato de suministro que contrate potencia firme de largo plazo puede definir una cantidad de potencia contratada variable a lo largo del período de vigencia de dicho contrato. Este deberá identificar claramente la potencia contratada para cada día de vigencia, y uno o más puntos de entrega. El participante productor, que vende potencia mediante un contrato de suministro, se compromete a garantizar la existencia de la potencia instalada contratada, con un mantenimiento adecuado para cumplir los requisitos de disponibilidad acordados en el contrato. La misma obligación se aplica al distribuidor habilitado como participante productor, cuando vende potencia firme de generación propia en contratos de suministro. 150 El contrato de suministro que contrata potencia debe acordar una remuneración de la potencia, basada en un régimen de disponibilidad de la potencia contratada y podrá incluir, además, un régimen de premios y penalidades. La fórmula de precio de la potencia, la disponibilidad y los premios o castigos pueden variar a lo largo del período de contratación. El contrato de suministro, que establezca compromisos de energía, debe acordar un régimen de precios para la energía que puede variar a lo largo del período de contratación o en función de los parámetros estipulados en el contrato. En un contrato de suministro, el participante productor compromete una potencia firme de largo plazo, pudiendo establecerse en el contrato un requerimiento de disponibilidad objetivo, y el participante consumidor se compromete a pagar por cada MW de potencia firme contratada, que cumpla la disponibilidad objetivo si se ha consignado en el contrato dicho requerimiento de disponibilidad, independientemente de que genere o no hasta la potencia firme de largo plazo contratada. El contrato podrá dividir el año en uno o más períodos para conferir distinto peso económico a la potencia en condiciones diversas, pudiendo discriminar períodos por estación del año y/o por tipo de día u hora del día. El participante consumidor, que es la parte compradora, adquiere el derecho de uso de la potencia que contrata, y puede vender potencia de oportunidad cuando tiene excedentes respecto a su abastecimiento y a través de compensaciones de potencia. La contratación de potencia con energía asociada establece la prioridad de uso del participante consumidor que compra. Ante una condición de racionamiento, el contrato se convierte en un compromiso físico y el CND deberá asignar la energía asociada a la potencia contratada al suministro de la parte compradora. El contrato de potencia puede incluir, como una opción, un seguro de precio máximo por energía. En este caso, el contrato debe indicar el precio de la energía a partir del cual se activa dicha opción. Cada hora en que, en el mercado ocasional, el precio supere el precio de la energía establecido en el contrato, se activará la opción y el participante vendedor pagará una compensación al participante comprador, equivalente a la energía horaria correspondiente a la potencia contratada valorizada por la diferencia entre el precio en el mercado ocasional y el precio de la energía en el contrato. c.1.2 Las condiciones sobre la contratación de energía La contratación de la energía permite estabilizar o acotar el precio futuro de la energía, pero no impone restricciones ni obligaciones a la operación física. La parte vendedora contrae un compromiso de entrega de energía, pero no una obligación de producción propia. La parte compradora contrae un compromiso de pago por un bloque de energía, con prioridad de uso para consumo propio y venta de los excedentes de oportunidad. 151 El contrato deberá identificar claramente la energía contratada para cada hora de vigencia, según las características y los términos que establecen las reglas comerciales. El contrato de suministro, que establezca compromisos de energía, se administrará de acuerdo con el procedimiento por diferencias que se define en las reglas comerciales. Los contratos de suministro deben acordar e identificar uno o más puntos de entrega de energía o potencia. De existir cargos de transmisión de energía, el CND deberá considerar que en un contrato de suministro, la parte vendedora asumirá los cargos de transmisión asociados a la energía contratada desde su punto de conexión a la red hasta los puntos de entrega, y la parte compradora se comprometerá a abonar los cargos de transmisión asociados, si hubiere, desde los puntos de entrega hasta su nodo de consumo, salvo que las partes incluyan en el contrato un acuerdo distinto para los cargos de transmisión asociados, que deberá informar al CND. c.2 Los contratos de reserva Tanto la parte compradora como la parte vendedora de un contrato de reserva debe ser un participante productor, incluido un distribuidor habilitado como participante productor que vende por contratos de generación propia. Por medio de esta transacción, el participante productor, que vende en un contrato de reserva, se compromete a que exista la potencia instalada contratada, con un mantenimiento adecuado para cumplir los requisitos de disponibilidad acordados en el contrato. Para la administración comercial, el CND deberá considerar que la potencia comprometida en un contrato de reserva pertenece al participante productor, que es la parte compradora de la potencia, la cual puede utilizar para vender en el mercado y/o para la reserva de respaldo de las obligaciones contraídas en los contratos de suministro en que sea parte vendedora. Un participante productor puede vender a otros participantes productores sus excedentes de potencia, entendiéndose esta como la potencia que no esté comprometida en la venta mediante contratos o como el aporte al servicio de reserva de largo plazo. El contrato de reserva deberá definir la potencia contratada y los nodos de entrega. La cantidad de potencia contratada puede variar a lo largo del período de vigencia del contrato. El contrato deberá identificar claramente la potencia contratada para cada día de vigencia del contrato. Por lo que respecta a la energía, el compromiso del contrato supone que la parte vendedora entregue al participante productor comprador la energía generada por la potencia contratada. El contrato podrá acordar una opción para la energía, estableciendo una condición en que la compra de la energía generada se active (o sea convocada). 152 El CND debe tener en cuenta que el productor que compra asume los cargos de transmisión asociados, si hubiere, salvo que las partes establezcan en el contrato e informen al CND otro tipo de acuerdo respecto a los cargos por transmisión. 153 ANEXO 2 PROGRAMAS DE EXPANSIÓN POR PAÍS 154 Costa Rica Plan de expansión de generación Capacidad Proyecto Tipo MW 2008 Alquiler Barranca térm 90 Alquiler San Antonio térm 110 Canalete hidro 17.5 El Viejo biom 14 Pocosol hidro 26 GUATEMALA Taboga Ampliación2 biom 8 Generation expansion plan 2009 Guanacaste eólic 25 Habilitación Ingenios búnker térm 37.7 Project Type MW Year El Encanto hidro 8.3 LA LIBERTAD Steam-coal 22 2008 Catsa biom 8 ARIZONA-VAP Steam-FO6 4.5 2008 El Palmar biom 5 MAGDANEW Bagasse 50 2008 2010 Guanacaste eólic 25 Colima2 térm 10 AMATEXII MSDM 25 2009 2011 Garabito térm 200 SN.CRISTOBAL Hydro 19 2009 Alquiler Barranca térm -90 GECSAII MSDM 35 2009 Alquiler San Antonio térm -110 INT_GUA_MEX Interconnection 200 2009 Pirrís hidro 128 DUKECOAL Steam-coal 80 2010 Moín4 térm 10 TECUAMBURRO Geothermal 44 2010 Pailas geot 35 ESI Steam-coal 75 2010 Toro3 hidro 50 RIO HONDO Hydro 32 2011 2012 Retiro Colima térm -14 RENACE II Hydro 163 2011 Retiro Moín Pistón térm -26 Tejona2 eólic 20 XACBAL Hydro 94 2011 Colima3 térm 30 ANIMAS Hydro 10 2012 Cachí2 hidro 50 LOS ARCOS Hydro 198 2012 2013 BOT hidro hidro 100 Jaguar Steam-coal 275 2012 Moín5 térm 60 TRES RIOS Hydro 50 2013 Eólico1 eólic 30 CASCATA Hydro 114 2013 2014 Reventazón hidro 300 CARBON I Steam-coal 200 2020 2015 Retiro San Antonio térm -34 XALALA Hydro 181 2015 San Antonio2 térm 34 STA. TEREZA Hydro 16 2016 Hidro1 hidro 50 2016 Diquís hidro 631 DIST II Cogeneration 30 2016 Retiro Barranca térm -36 TACANA Hydro 15.7 2017 Barranca2 térm 36 MC. SAN MARCOS Hydro 11 2017 2019 Pailas2 geot 35 CHULAC Hydro 340 2017 Borinquen geot 35 SERCHIL Hydro 140 2017 Eólico2 eólic 100 PALO VIEJO Hydro 80 2018 2020 Geotérmico1 geot 35 Hydro 1,464 58% Eólico3 eólic 100 Other renewable 124 5% 2021 Geotérmico2 geot 35 Pacuare hidro 158 Conventional thermal 717 29% Adición neta total de capacidad Interconnection 200 8% Hidroeléctrica 65% 1,519 Geotérmica 7% 175 Otras renovables 14% 335 Térmica convencional 13% 308 Fuente: Basado en simulaciones del modelo SDDP, 2008 155 El Salvador Honduras Generation expansion plan Generation Expansion plan Project Type MW Year Project Type Year MW Alsthom1 Búnker / Carbón 27 2009 Sulzer1 Búnker / Carbón 28 2009 Talnique MSDM 2010 50 Ampliación de Enersa Búnker 30 2009 Coronado Mini hidro 6 2008 Turbina a gas GT 2011 50 Peña Blanca Mini hidro 1 2008 Eecopalsa biomasa Biomasa 3 2008 Contrato Xacbal Import GUA 2012 30 Maquilas (Quimistán y Naco) Carbón 19 2008 to 2009 Berlín Geothermal 2013 20 Envasa2 Carbón 100 2009 to 2011 Cecsa3 Búnker / Carbón 150 2009 to 2011 Ahuachapán Geothermal 2013 8 Mangungo I Mini hidro 1 2009 2013 Mangungo II Mini hidro 1 2009 Chaparral Hydro 66 Matarrás I Mini hidro 1 2009 Chinameca Geothermal 2013 49 Matarrás II Mini hidro 2 2009 Ecoenergy Biomasa 11 2009 Carbón-1 Steam-coal 2013 200 Eecopalsa Biogás (II etapa) Biogás 1 2009 Carbón-2 Steam-coal 2016 200 Santa Elena Mini hidro 2 2010 Mezapa Leán Mini hidro 9 2010 Carbón-3 Steam-coal 2019 250 Ojo de Agua Mini hidro 17 2010 Masca I Mini hidro 2 2010 Hydro 7% 66 Masca II Mini hidro 1 2010 Other renewables 8% 77 Bioenergy Biomasa 110 2011 Eólico Eólico 100 2011 Conventional thermal 81% 750 Motores diesel media vel. Búnker 500 2018 Interconnection 3% 30 Planta carbón (PFBC)4 Carbón 800 2013 to 2021 Tablón Hidro 20 2014 Piedras Amarillas Hidro 100 2015 Tornillito Hidro 160 2015 Llanitos Hidro 98 2015 Jicatuyo Hidro 173 2016 Valencia Hidro 270 2020 Hydroelectric 821 42% Other renewables 268 14% Conventional thermal 1,654 44% PPAs terminated -795 Fuente: Basado en simulaciones del modelo SDDP, 2008 156 Panamá Plan de expansión del sistema de generación Nicaragua Plan de expansión de generación Proyectos Tipo MW Año 2008- ALBANISA MSDM 180 2009 Amayo Eólico 40 2008 Motor Fuel Oil MSDM 45 2009 2009 - San Jacinto 1 Geotérmico 66 2010 Boboke Hidro 70 2012 2010- Casitas Geotérmico 100 2013 Pantasma Hidro 15 2011 Larreynaga Hidro 17 2011 La Sirena Hidro 17 2012 PNI coal conv. Vapor 2011 Pajaritos Hidro 30 2012 Valentin Hidro 28 2012 Salto Y-Y Hidro 25 2011 El Hoyo I Geotérmico 40 2012 Tumarín Hidro 160 2013 Piedra Fina Hidro 40 2013 Chitepe Geotérmico 40 2014 Apoyo Geotérmico 30 2014 Mombacho Geotérmico 30 2014 Hydro 385 Other renewables 346 Conventional thermo 220 HSDM: diésel de alta velocidad, MSDM: diésel de velocidad media; FO6: fuel oil No. 6 Fuente: Basado en simulaciones del modelo SDDP, 2008 157 ANEXO 3 PROGRAMA REGIONAL DE EXPANSIÓN 158 SIEPAC Second circuit project study Generation expansion- Scenario R3 GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA TOTAL YEAR Type Project MW Type Project MW Type Project MW Type Project MW Type Project MW Type Project MW MW G Tecuamburro 44 T Magn2 45 T MMVB 44 T BLMCB 120 2010 427 T VAPC_Duke 80 H Xacbal 94 H Bonyic 30 T VAPC_ESI 75 H Chaparral 66 T VAPC_Cecs 150 G GeoCast 1 15 T Garabito 200 H Chan I 223 2011 1,299 H Rio Hondo 32 H Amp 5Nov 60 T VAPC_Enva 100 G Tizate 2 32 H Pirris 128 H Gualaca 26 T Biomasa 110 G Tizate 3 32 H Mendre 20 T VAPC 275 H Amp C.Grande 86 T VAP C_A1S 55 H Larreynaga 17 H Toro 3 49 H Bajo Mina 52 T VAPC_AES 250 H Pantasma 24 G Pailas 35 H Añiles 36 2012 974 G GeoCast 2 45 G Hoyo 1 50 H Xalala 330 T GNL_Cutuco 500 G GeoCast 3 45 H BOT-Proy 100 H Chiriqui 56 H Boboke 68 H Chucas 50 H Baitun 86 2013 1,815 E Eol_Proy 1 40 T CC_GNL 500 E Eol_Proy 2 40 G Sn Vicente 52 G Hoyo 2 40 H Reventazón 300 H Sindigo 10 G Chiltepe 1 40 2014 G Chiltepe 2 40 667 H Salto YY 25 H Tumarínn 160 H Valentín 28 H Chan II 214 2015 H El Carmen 60 H Pando 32 376 H Piedra Fina 42 H Chulac 446 H Diquis 608 H Montelirio 52 2016 1,129 H MiniDiquis 23 2017 T CC_GNL 500 H El Alto 60 560 G ChInameca 52 H Tornillito 160 H Cte. Lira 40 H Savegre 200 2018 1,452 T CC_GNL 500 T CC_GNL 500 H Patuca 2 270 2019 270 2020 H Serchil 145 G Cuya 26 T CC_GNL 500 1,341 2021 T CC_GNL 500 H Patuca 2A 150 H BarroBlanco 20 H Patuca 3 100 H RC-500 59 T CC_GNL 500 H El Tablón 20 H Llanos 84 2022 1,861 H Llanitos 98 T VAPC 500 T Coal 500 2023 T CC_GNL 500 500 Capacity additions 2,066 1,592 2,713 1,347 2,916 2,037 12,671 Thermal T 975 1,250 1,915 544 1,200 1,120 7,004 Geothermal G 44 130 0 339 35 0 548 Wind E 0 0 0 0 80 0 80 Hydro H 1,047 212 798 464 1,601 917 5,039 Total 2,066 1,592 2,713 1,347 2,916 2,037 12,671 GNL 500 1,000 1,000 500 500 1,000 4,500 Carbón 430 250 805 0 500 120 2,105 Otra convenc. 45 0 110 44 200 0 399 Fuente: Estudio del proyecto del Segundo circuito, SIEPAC SNC-LAVALIN, Octubre 2008. 159 ANEXO 4 SOSTENIBILIDAD FINANCIERA43 A4. 1 Introducción En todos los países de América Central, los entes reguladores nacionales fijan los precios minoristas de la electricidad. El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Panamá han implementado reformas significativas en el sector energético (desagregación o unbundling de las actividades de generación, transmisión y distribución/comercialización, participación del sector privado y mercados mayoristas competitivos). En estos países, los costos de generación de energía se definen sumando los costos de la energía y la capacidad de los contratos de suministro de energía de largo plazo (con los precios resultantes de las licitaciones) con el costo de las compras en el mercado spot (con los precios obtenidos del despacho económico, el costo base en Guatemala, Panamá y Nicaragua44, y el precio base en El Salvador45), con algún mecanismo de nivelación para mitigar la volatilidad de los costos de generación antes de transferirlos a los precios minoristas, además de los cargos regulados de transmisión y distribución/comercialización. En Costa Rica, los precios minoristas de la electricidad están regulados con base en la metodología cost plus; y los costos de generación, calculados como promedio de los costos marginales de generación de corto plazo proyectados a cinco años; ahora bien, en la práctica se aplica una fórmula de aumento de precios (teniendo en cuenta el impacto del precio de los combustibles, la inflación y la devaluación) al cronograma tarifario definido en 2000. Los precios spot en los mercados mayoristas competitivos de la región aumentaron considerablemente a partir de 2004, debido al fuerte incremento del precio del bunker – combustible que utilizan en la mayoría de los casos las centrales marginales en el despacho económico– en el mercado caribeño. En el caso de Panamá, Nicaragua y El Salvador, que debieron hacer frente a un equilibrio estrecho entre la oferta y la demanda en el período 2007-2008, el incremento en los precios spot fue más pronunciado, puesto que se despachaban centrales generadoras menos eficientes y costosas, y los precios mayoristas de la electricidad habían aumentado en aproximadamente US$140/MWh, 43 Este Anexo se elaboró a partir de la información y documentación disponible obtenida de los entes reguladores, de las entidades de mercado oficiales de América Central y de los siguientes informes: i) Costa Rica: DPL Competitiveness Report on Electricity Sector, Enero, 2009, Versión borrador 2, Gabriela Elizondo Azuela y, ii) Central America- AAA Programmatic Approach Umbrella Module - Informe Borrador Preliminar, marzo de 2009, Manuel I. Dussan. 44 Las leyes aprobadas para el período 2005-2008 con el propósito de impedir el impacto adverso de los precios en los consumidores de electricidad, debido al incremento de los precios internacionales del petróleo, dieron lugar a la intervención del Gobierno en los precios spot de Nicaragua. 45 En 2003, para impedir el ejercicio adverso del mercado eléctrico por parte de los generadores, la Ley ordenó representar los costos variables en el mercado eléctrico de El Salvador, situación que permitió también la intervención del Gobierno en los precios spot. 160 provocando incrementos importantes en los precios minoristas. Dadas las metodologías que se aplicaron para estimar los costos de generación, en el caso de Honduras y Costa Rica las tarifas minoristas fueron inferiores y más estables en dicho período. En todos los países, la existencia de subsidios directos e indirectos para la electricidad, el alto costo de la generación de energía eléctrica de emergencia (principalmente en Costa Rica), así como varias imperfecciones o controles en los mecanismos para transferir los costos de generación a las tarifas minoristas (principalmente en Nicaragua y El Salvador) originaron una carga financiera significativa para algunos gobiernos o empresas de electricidad a cargo del servicio eléctrico. En 2008, el ICE y la ENEE (empresas de electricidad públicas integradas de Costa Rica y Honduras, respectivamente), la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL) junto con la Generadora Hidroeléctrica S.A. (Hidrogesa), la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL) y el Instituto Nacional de Electrificación (INDE) (empresas públicas de generación hidroeléctrica de Nicaragua, El Salvador y Guatemala), y las Disco de Nicaragua aportaron un monto significativo de fondos para cubrir los requerimientos financieros del servicio de electricidad. Asimismo, los aumentos en las pérdidas de electricidad ocurridos en algunos países (con excepción de Costa Rica y El Salvador) dieron origen a una carga financiera adicional para algunas Disco. Esta situación se resume a continuación. SERVICIO ELÉCTRICO EN AMÉRICA CENTRAL: RESUMEN DE LOS IMPACTOS FINANCIEROS ESTIMADOS EN 2008 Déficit Costo aprox. económico PAÍS aprox. en pérdidas de tarifas electricidad Asumido por Asumido por US$ M en adicionales 2008 US$ M en 2008 Costa Rica 238 ICE -- -- Honduras 76 ENEE 33 ENEE Nicaragua 25 Disco 44 Discos El Salvador 80 CEL/Gobierno -- -- Guatemala 62 INDE 35 Discos Panamá 73 Gobierno 53 Discos Fuente: estimaciones del consultor (se incluyen subsidios netos pero no el efecto de los subsidios cruzados, como por ejemplo, en Panamá) El presente Anexo comprende los resultados de una evaluación preliminar de la sostenibilidad financiera del servicio eléctrico en los países de América Central; consiste en un pronóstico de los impactos aproximados en el déficit financiero y los subsidios 161 asociados con el servicio eléctrico en cada uno de los países y en su comparación con las estimaciones de las principales fuentes de financiación conexas46. Asimismo, se ha realizado la tarea de estimar las circunstancias que pueden poner en peligro la sostenibilidad financiera de los mercados eléctricos en cada uno de los países en el período 2009-2012, bajo el supuesto de que se mantienen los mecanismos actuales de fijación de precios mayoristas de la electricidad y los subsidios externos en las tarifas minoristas. Este ejercicio se ha llevado a cabo sobre la base de una estimación ilustrativa de la demanda y la oferta, y del costo marginal a corto plazo en el período 2009-2012, obtenida con el modelo SDDP47. Para esta aplicación, en octubre de 2008 se utilizó una base de datos actualizada por XM48. El Apéndice 1 contiene una breve descripción de este modelo y un resumen de la base utilizada para las simulaciones. De este ejercicio se obtuvieron costos marginales ilustrativos de corto plazo (promedios esperados anuales) y se los comparó con los precios promedio de generación en cada uno de los países. Estos precios se obtuvieron como precios net back de los precios promedio minoristas a los consumidores finales, descontando los cargos y los costos de transmisión y distribución asociados con las pérdidas reales de energía en cada mercado. Los resultados obtenidos muestran que los costos marginales de corto plazo podrían disminuir en todos los países durante el período 2009-2012, debido a la reducción prevista para los precios del combustóleo y al incremento de la generación de energía termoeléctrica e hidroeléctrica con las nuevas centrales generadoras de electricidad que, en teoría, entrarán en operación en la región con posterioridad al año 2009. 46 Las siguientes fuentes de financiación fueron explícitamente utilizadas para cubrir el déficit o los subsidios asociados con el servicio eléctrico: i) el presupuesto nacional en Panamá, y ii) el ingreso neto asociado con las centrales de generación hidroeléctrica propiedad del INDE (Guatemala), de la ENEL (Nicaragua) y de la CEL (El Salvador). En el presente estudio, se denomina „renta hidroeléctrica‟ a los indicadores del ingreso neto de la generación hidroeléctrica. Groseramente, se estimaron en el 70% de las ventas potenciales a los costos marginales (es decir, se consideró un margen del 30% para cubrir los costos de operación y de mantenimiento, los impuestos y otros pagos). 47 El modelo SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming) fue desarrollado por la empresa brasilera PSR. Es un modelo de optimización y de simulación de los sistemas hidrotérmicos, ampliamente utilizado en los países de América Central. 48 La XM (www.xm.com.co) es la firma a cargo de la operación del sistema energético y de la administración del mercado eléctrico en Colombia. Esta firma actualiza mensualmente la base de datos del modelo SDDP (MPODE en Colombia) de los sistemas energéticos ecuatoriano, colombiano y centroamericano. Los pronósticos de demanda y los programas de expansión del sistema de generación para los países de América Latina se actualizaron en octubre de 2008, con información suministrada por Etesa (Panamá). Los precios del combustóleo # 2 (diésel) y # 6 (bunker C), los principales impulsores de los costos marginales y los precios de la electricidad en América Central también fueron actualizados para este ejercicio por el consultor de acuerdo con los pronósticos desarrollados por el CND (Etesa) para el año 2009 (con base en los pronósticos de corto plazo de la AIE). Se prevé que estos niveles de precio (US$2,97/galón para el diésel y US$0,97/galón para el bunker C) permanezcan estables para el período 2010-2012. Dichos niveles corresponden a un nivel de precio WTI de aproximadamente US$55/bbl posterior al año 2009. A modo de ilustración, se preparó también un escenario adicional impulsado por un precio WTI de aproximadamente US$75/bbl. 162 MERCADOS ELÉCTRICOS DE AMÉRICA CENTRAL 2009 2010 2011 2012 DEMAND (GWH) 42,634 44,631 47,008 49,425 HYDRO GEN. (GWH) Existing 19,509 19,377 19,509 19,509 New - 983 3,887 5,301 THERMAL & OTHERS GEN. (GWH) 23,121 24,272 23,611 24,615 NET EXPORTS (GWH) - - - - FUEL - O&M COST (US$M) 1,345 1,185 979 1,003 AVG. MARGINAL COST ($/MWH) WTI after 2009: USD 55/B 89 74 60 60 WTI after 2009: USD 75/B 89 98 79 78 Fuente: las simulaciones del modelo SDDP (los indicadores de los costos promedio marginales fueron estimados como el promedio aritmético de los costos marginales obtenidos para los seis mercados energéticos de América Central). Las secciones siguientes presentan la evaluación simplificada de la sostenibilidad financiera del sector eléctrico en cada uno de los países: PANAMA: SPOT &WTI PRICES Costa Rica. La sostenibilidad financiera del sector eléctrico en este país está 500 directamente relacionada con el desempeño financiero del ICE que se ha visto afectado 400 en los últimos años por dos razones principales: i) el bajo costo de generación 300 considerado para el cálculo de las tarifas minoristas, que en 2008 era considerablemente 200 menor al costo económico, y ii) los altos costos de los combustibles que la empresa 100 asumió recientemente para la generación de electricidad temporal de emergencia. Esos factores representaron una carga financiera para el ICE de aproximadamente el8 65% de 0 4 4 4 4 5 5 5 5 6 6 6 6 7 7 7 7 8 0 8 8 9 - 0 0 0 - r l t 0 r 0 0 0 r 0 0 0 r 0 0 - su renta hidroeléctrica, estimada en 2008, 0pero se 0 0 0 0 que0 la carga0 se modere en 0 el - - - espera- - - - - - - - - - - - - - - n r l t n p u c n p l t n p l t n p l t n a p u c a J A J J a u c a J u c a J u c a J J tarifas A O J futuro, teniendo en cuenta los ajustes realizados O J A O J A enOlas A O J minoristas recientemente (2009) y los precios de los combustibles, y el programa de expansión del sistema de SPOT ( US$/MWH) WTI ( US$/B) generación considerado en el presente análisis. Bajo estas circunstancias, la tarifa promedio de generación recuperada del ICE podría equilibrarse con los costos económicos de generación previstos para 2010 (con el WTI a US$55/bbl). Se prevé que, más adelante, esto permitirá contar con una perspectiva de sostenibilidad financiera favorable para el ICE. Honduras. El desempeño financiero de la ENEE determina la sostenibilidad financiera del sector eléctrico en Honduras, el cual se ha visto recientemente afectado por: i) la baja tarifa minorista residencial promedio, que en 2009 fue considerablemente menor que su costo económico y no se vio compensada por las altas tarifas minoristas que se aplican en la industria y el comercio, como se indica en los estudios de tarifas de la ENEE de 2009, y ii) los costos asumidos por la ENEE, debido a las pérdidas de electricidad superiores al 163 15% considerado en la estructura tarifaria. En un escenario con precios WTI de aproximadamente US$75/bbl, las pérdidas económicas provocadas por ambos factores podrían implicar que la tarifa de generación promedio recuperada no cubriría el costo de generación económico estimado para este sistema. En un escenario de US$55/bbl para el precio WTI, el costo corriente de generación −recuperado a través de la tarifa minorista promedio− bastaría para cubrir los costos marginales de corto plazo y el componente de capacidad estimado para el sistema energético de Honduras a partir de 2011. Sin embargo, esto debe evaluarse teniendo en cuenta los precios más altos pagados por la ENEE a los productores, en concepto de las compras de energía privadas en un volumen significativo (70% de la energía total requerida en 2008). Tales factores podrían implicar que los costos adicionales asumidos por la ENEE para suministrar el servicio eléctrico en Honduras sean más altos que el precio promedio de generación posible que debería recuperarse con las ventas efectuadas a los consumidores finales, lo que podría dar cabida a una perspectiva de insostenibilidad financiera grave en el sector. Nicaragua. En los últimos años, el desempeño financiero del sector eléctrico en el país se ha visto muy afectado por la intervención del Gobierno en los precios mayoristas de la electricidad, que ha limitado los costos reales de generación transferidos a las tarifas minoristas, y debido a pérdidas extremadamente importantes en la distribución de energía eléctrica. Con ello, el desempeño financiero de las Disco se ha deteriorado debido a: i) el bajo costo de generación utilizado para el cálculo de las tarifas, que en 2007 y 2008 fue significativamente inferior al costo económico marginal del mercado nicaragüense y también inferior a los costos de generación pagados por las Disco (con un déficit acumulado significativo de US$70 millones desde principios de 2007 hasta mediados de 2008, resuelto en forma parcial y periódica mediante préstamos de la ENEL por un valor de US$20 millones en enero de 2008), y ii) los costos significativos asumidos por las Disco, debido a las pérdidas de electricidad superiores al 12% permitido para las pérdidas en la distribución de energía eléctrica en la estructura tarifaria. En un escenario con precios WTI de aproximadamente US$75/bbl, las pérdidas económicas producidas por ambos factores impedirían que la tarifa promedio de generación recuperada sirva para cubrir el costo económico de generación estimado para este sistema. En un escenario de US$55/bbl para el precio WTI, el costo corriente de generación recuperado a través de la tarifa minorista promedio bastaría para cubrir los costos marginales de corto plazo y el componente capacidad estimado para el Mercado Eléctrico de Nicaragua a partir de 2011, pero esto debe reexaminarse, teniendo en cuenta los precios más altos que pagan las Disco a los productores privados para las compras de energía. Dichos factores podrían dar cabida a una perspectiva de insostenibilidad financiera grave en el mercado eléctrico nicaragüense. El Salvador. La sostenibilidad financiera del mercado eléctrico en este país está principalmente relacionada con el bajo costo de generación atribuido a las tarifas minoristas (US$91,1/MWh que, a mediados de 2008, aumentó a US$111,1/MWh para los consumidores de demanda mediana y grande y, en 2008, fue considerablemente inferior al costo económico de la electricidad en el mercado. Este factor condujo a un serio déficit 164 que la CEL no pudo cubrir con su renta económica hidroeléctrica en 2008. No obstante, se espera que en el período 2009-2012, el déficit se pueda cubrir con los recursos de la CEL, a fin de evitar la inyección de recursos adicionales por parte del Gobierno. En los escenarios con precios WTI de aproximadamente entre US$55 y US$75/bbl, el costo corriente de generación −recuperado a través de la tarifa minorista promedio− bastaría para cubrir los costos marginales de corto plazo y el componente capacidad estimado a partir de 2011, dando lugar a una perspectiva de sostenibilidad financiera. Sin embargo, esto debe verificarse, teniendo en cuenta los precios pagados por las Disco en concepto de compras de energía contratada. Guatemala. Los principales resultados relacionados con la situación financiera del mercado eléctrico en este país están directamente vinculados al desempeño financiero del INDE y de las Disco, teniendo en cuenta dos aspectos importantes: i) el subsidio explícito cubierto con los recursos del INDE para mantener la tarifa social, que es considerablemente inferior a su renta hidroeléctrica para el período 2008-2012, y ii) los costos asumidos por las Disco, como resultado del elevado nivel de pérdidas. En los escenarios con precios WTI de aproximadamente entre US$55 y US$75/bbl, el costo corriente de generación recuperado a través de la tarifa minorista promedio (sin tener en cuenta los subsidios financiados por el INDE) bastaría para cubrir los costos marginales de corto plazo y el componente capacidad estimado para Guatemala o el precio promedio del reciente contrato de compra CFE-INDE para las importaciones de electricidad desde México, mostrando una perspectiva de sostenibilidad financiera. No obstante, esto debería verificarse según los precios de los contratos vigentes. Panamá. Los principales resultados relacionados con la sostenibilidad financiera del mercado eléctrico de Panamá se asocian a: i) la asignación presupuestaria del Gobierno transferida a Etesa para mantener los subsidios explícitos para los usuarios residenciales, y ii) los costos asumidos por las Disco, como resultado de las pérdidas de electricidad, que son mayores a las permitidas. En los escenarios con precios WTI de aproximadamente entre US$55 y US$75/bbl, el costo corriente de generación recuperado a través de la tarifa minorista promedio (sin considerar los subsidios financiados por el Gobierno) bastaría para cubrir los costos marginales de corto plazo y el componente capacidad estimado para Panamá o el precio promedio de los precios recientes de la electricidad de los contratos de compra obtenidos en licitaciones públicas, mostrando una perspectiva de sostenibilidad financiera. A4.2 Costa Rica A4.2.1 Las tarifas de la electricidad Los precios de la electricidad en Costa Rica están regulados por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), con base en una metodología cost plus que ha funcionado bien en el pasado, ya que el ICE es reconocido como una empresa estatal bien administrada que, tradicionalmente, ha podido financiar sus planes de expansión con el 165 respaldo de su balance general. Asimismo, ha logrado mantener las tarifas de electricidad más bajas de América Central. En el gráfico siguiente, se resumen las tarifas de electricidad promedio de Costa Rica, de 2000 a 2008. COSTA RICA: HISTORICAL AVERAGE TARIFFS (USD/MWH) 140 120 100 80 60 40 20 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Residential General Industrial Average Fuente: CEPAL (estimado en 2008, con un incremento promedio anual del 17,1%). No obstante, en el período 2007-2008, la regulación cost plus sufrió dificultades debido al impacto de una mayor participación de la generación termoeléctrica y a los altos precios de los combustibles. Esto conllevó costos para el ICE que no fueron oportunamente transferidos a los consumidores finales, resultando en una baja tasa de retorno sobre los activos. El ICE ha solicitado a la Aresep significativos incrementos de las tarifas en un período de tiempo muy corto, a fin de cubrir el costo de despacho de generación térmica. En abril de 2008, la Aresep aprobó un incremento promedio en la tarifa del 18%; sin embargo, el ICE solicitó dos incrementos más: un 15% en agosto de 2008 y un 31% adicional en septiembre de 2008. Recientemente, la Aresep aprobó incrementos sobre las tarifas del 9,4% (octubre de 2008) y del 15,11% (diciembre de 2008), teniendo en cuenta que los precios de los combustibles, incluido el diésel, han ido disminuyendo. Las tarifas minoristas se calculan como la suma de los costos de generación (incluyendo las pérdidas de electricidad), de transmisión y de distribución. El siguiente gráfico ilustra la evolución de los componentes de costo en las tarifas promedio para los consumidores finales. 166 COSTA RICA: ESTIMATED AVERAGE COST COMPONENTS IN THE TARIFFS (USD/MWH) 140 120 100 80 60 40 20 - 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Generation Losses Transmission Distribution Fuente: estimación del consultor. A4.2.2 La determinación de los subsidios La actual estructura de tarifas es el resultado de una reducción gradual de los subsidios cruzados, desde los usuarios industriales y comerciales hasta los usuarios residenciales. No supone subsidios directos por parte del Gobierno, ya que no están especificados en la factura. Asimismo, no existen reglas claras para calcular las tarifas y los subsidios, situación que crea una tensión continua entre la Aresep y el ICE. Asimismo, los subsidios destinados al sector residencial distorsionan las señales de precios, elevando la demanda por encima de lo que podría llegar a ser si el precio de la electricidad se fijase a su costo económico. A4.2.3 Los costos de generación aplicados a las tarifas y a los costos marginales de corto plazo En la actualidad, la Aresep calcula las tarifas de electricidad sobre la base del modelo WACC, relativamente bajo (en el rango del 6%-8 %), lo cual afecta la capacidad del ICE para reunir recursos de capital necesarios para mantener un plan de expansión sostenible. Durante el período 2007-2008, las tarifas de electricidad en Costa Rica no reflejaron los costos marginales aumentados. Los costos operativos crecientes, junto con el costo de los subsidios asumidos por el ICE, han puesto en peligro la expansión, el mantenimiento y la operación del sistema. El gráfico siguiente ilustra la evolución del costo de generación considerado dentro de las tarifas de electricidad en Costa Rica (estimado de la tarifa promedio del servicio de generación del ICE) y la tendencia del precio WTI. Este gráfico muestra que, de acuerdo con la metodología cost plus utilizada para determinar la tarifa, estas dos variables se han desacoplado, situación que puede explicar el significativo ajuste en la tarifa de generación realizado a comienzos de 2009, después de una importante disminución en el precio WTI. 167 COSTA RICA: AVG. GENERATION TARIFF vs WTI PRICE 120 100 80 60 40 20 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Jan-09 WTI (US$/B) AVG. GENERATION TARIFF (US$/MWH) Fuente: la Agencia Internacional de Energía (AIE) (precio WTI de petróleo) y estimación del consultor del promedio de precios del ICE para los servicios de generación regulados por la Aresep. En 2008, el costo marginal promedio de corto plazo se estimó en la cifra récord de US$127/MWh49. No obstante, ese año el componente costo de generación en la tarifa (estimado de la tarifa promedio del servicio de generación del ICE), solo fue de aproximadamente US$67/MWh y se incrementó a US$94/MWh en enero de 2009. A4.2.4 Los costos de los combustibles y el impacto financiero El estrecho margen de reserva mostrado por el sistema ha llevado al leasing y al despacho de capacidad térmica costosa. En los últimos años, el ICE ha despachado gradualmente más generación termoeléctrica con crecientes costos unitarios que han tenido serios efectos sobre sus finanzas. Tal como se presenta en el siguiente cuadro, en 2008 la generación termoeléctrica alcanzó el 7% de la generación eléctrica total de Costa Rica, representando un costo unitario de combustible de US$298/MWh asociado con la demanda pico, y con gastos totales de combustible de aproximadamente US$200 millones. Los gastos en combustóleo y diésel para los años 2007 y 2008 han resultado en deudas de aproximadamente US$100 millones para la empresa50. 49 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2008-2021, ICE, septiembre de 2007. 50 Director Ejecutivo del ICE (La Nación, 22 de octubre de 2008). 168 COSTA RICA: POWER GENERATION (GWH & USD/MWH) TOTAL THERMAL GWH GWH % USD/MWH 1/ 2004 8,063 84 1% 136 2005 8,215 295 4% 164 2006 8,613 553 6% 203 2007 8,919 739 8% 220 2008 9,344 700 7% 298 1/ Pujol - Marti group thermal plants not included due to lack of information Fuente: Aresep, www.aresep.go.cr y procesamiento del consultor. A4.2.5 Las pérdidas de electricidad El mercado energético en Costa Rica ha mantenido las pérdidas de electricidad a un nivel aceptable, aproximadamente el 10% de la producción total de electricidad durante el período 2007-2008, como puede apreciarse en el cuadro siguiente: COSTA RICA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD, VENTAS Y PÉRDIDAS 2004 2005 2006 2007 2008 GENERATION (GWH) 8,063 8,215 8,613 8,919 9,344 EXPORTS (GWH) 312 70 26 5 90 IMPORTS (GWH) 82 81 104 162 24 TOTAL (GWH) 7,833 8,227 8,691 9,076 9,278 SALES (GWH) 7,010 7,363 7,820 8,176 8,360 LOSSES (GWH) 824 863 871 900 918 (% of Total) 10.5% 10.5% 10.0% 9.9% 9.9% Fuente: estimaciones basadas en las estadísticas de la Aresep. A4.2.6 Pronósticos ilustrativos El Cuadro siguiente resume los pronósticos ilustrativos obtenidos para el sector eléctrico en Costa Rica. 169 COSTA RICA PRONÓSTICOS ILUSTRATIVOS DEL SECTOR ELÉCTRICO 2008 2009 2010 2011 2012 (HIST) DEMAND (GWH) 9,278 10,043 10,556 11,083 11,636 HYDRO GEN. (GWH) Existing 7,315 7,132 7,132 7,132 7,132 New 806 1,210 1,197 THERMAL & OTHERS GEN. (GWH) 2,029 2,199 2,407 3,022 3,363 NET EXPORTS (GWH) (66) (712) (211) 281 56 THERMAL COST (US$M) 208 78 84 69 74 Extra thermal costs (US$M) 1/ 166 ICE´s Hydro Generation (GWH) 5,388 5,253 5,253 5,253 5,253 ICE´s Hydro Rent (US$M) 2/ 253 353 353 242 236 AVG. SHORT RUN MARGINAL COST & CAPACITY COMPONENT (US$/MWh) 3/ Reference Case (WTI: US$ 55/B) 127 129 98 66 64 Sensitivity (WTI: US$ 75/B) 127 129 128 88 85 GEN. COST IN AVG. TARIFF ($/MWH) 4/ 67 96 96 96 96 1/ Estimated for 2008 as the 80% of thermal costs 2/ Estimated with 70% of Gen Cost in Avg. Tariff 3/ Obtained from SDDP simulations including US$ 10/MWh as capacity component 4/ Assumed stable after 2009 Fuente: Basado en simulaciones del modelo SDDP, 2008 Los principales resultados sobre la sostenibilidad financiera del sector eléctrico de Costa Rica están directamente relacionados con el desempeño financiero del ICE, el cual se ha visto afectado por dos factores principales: i) los subsidios y el bajo costo de generación considerado para el cálculo de las tarifas que, en 2008 y 2009, fue considerablemente inferior al costo económico de la electricidad en el mercado, como lo muestran los mayores costos marginales, y ii) los costos extra de combustibles que la empresa debió asumir recientemente para pagar los combustibles utilizados en la generación de emergencia (equivalente, en 2008, a aproximadamente el 65% de la renta hidroeléctrica del ICE). Ambos factores podrían ser más moderados en el futuro en el marco de escenarios de precios de combustibles más bajos y el programa de expansión contemplado en el presente análisis. Bajo estas circunstancias, la tarifa promedio de generación recuperada del ICE podría equilibrarse con los costos económicos de generación para el año 2010 (con el WTI a US$55/bbl) o para el año 2011 (con el WTI a US$75/bbl). Este análisis no tiene en cuenta el efecto de los precios pagados por el ICE a los generadores privados, que representarían un impacto menor, dado que el volumen de las compras totales del ICE a los productores privados es solamente del 16%, y ello corresponde a la energía total requerida en este mercado en 2008. 170 A4.3 Honduras A4.3.1 Las tarifas de la electricidad En Honduras, la ley establece que las tarifas de la electricidad se deben basar en los costos de generación que se calculan como el promedio de los costos marginales de generación de corto plazo proyectados a cinco años. Este costo se estimó en US$86,9/MWh en el estudio de tarifas desarrollado por la ENEE en 2009. No obstante, en la práctica se aplica una fórmula de aumento de precios (el impacto de los precios de los combustibles, la inflación y la devaluación) al cronograma tarifario definido en 2000. Actualmente, la tarifa promedio de US$130,0/MWh solamente cubre el 87% de los costos de suministro, US$150,1/MWh en comparación con US$138,2/MWh de los costos promedio estimados. No obstante, las tarifas residenciales están subsidiadas y, en enero de 2009, la tarifa total promedio para los consumidores residenciales ascendió a US$97,1/MWh, muy por debajo de su costo promedio de US$163,9/MWh y de la tarifa promedio propuesta para 2009 (US$144,3/MWh). Esta situación se ilustra en el siguiente cuadro. HONDURAS COSTOS Y TARIFAS DE ELECTRICIDAD Monthly COST TARIFF Jan/09 CATEGORY Clients MWh USD/MWH USD/MWH (Real) Residential 0-100 kWh 419,800 16,311 163.9 101-150 171,823 20,180 163.9 151-300 290,694 61,821 163.9 301-500 98,440 37,564 163.9 >500 46,458 41,232 163.9 Subtotal 1,027,215 177,108 163.9 97.1 Non Residential 85,277 207,306 138.2 156.1 Average 1,112,492 384,414 150.1 130.0 Average generation cost included in tariffs 86.9 65.3 Regulated losses (15% losses) 13.0 10.4 Transmission & Distribution costs 50.1 50.1 Additional losses (6%) 4.2 Fuente: estimaciones basadas en el “Boletín Estadístico de enero de 2009” y en el “Estudio del Pliego Tarifario”, ENEE 2009. La tarifa real promedio actual puede cubrir un costo efectivo de generación de solo US$65,3/MWh, teniendo en cuenta los subsidios otorgados y las pérdidas de electricidad adicionales. En un esfuerzo por mitigar la delicada situación financiera de la ENEE, el Gobierno ha aplicado aumentos de tarifas más altos a los consumidores industriales y comerciales, manteniendo los subsidios para los consumos residenciales inferiores a los 300 kWh mensuales. En 2008 se aplicaron varios incrementos de tarifas, representando un incremento promedio anual de alrededor del 30% en dólares estadounidenses 171 equivalentes. No obstante, en enero de 2009, se aplicó una reducción del 10% en la tarifa, teniendo en cuenta los resultados del Estudio de Tarifas de 2009 (“Estudio de Pliego Tarifario”, ENEE, enero de 2009). HONDURAS: AVERAGE TARIFFS (USD/MWH) 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009-Jan Total General Residencial Comercial Industrial Fuente: estimaciones del consultor basadas en las estadísticas de la ENEE. A4.3.2 Las pérdidas de electricidad Las pérdidas de electricidad en Honduras han acentuado el déficit financiero de la ENEE. La estructura de los costos de electricidad se ha elaborado de modo que se autorice hasta un 15% de pérdidas de electricidad de bajo voltaje, disponible para los consumidores residenciales. El déficit financiero de la ENEE, originado por el costo de las pérdidas de electricidad asumidas y estimado a la tarifa residencial promedio, aumentó de US$14 millones en 2001 a US$41 millones en 2008, como puede apreciarse a continuación. IMPACTO FINANCIERO DE LAS PÉRDIDAS DE ELECTRICIDAD 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Available Energy (GWh) 4,183 4,493 4,854 5,223 5,551 5,948 6,282 6,533 Sales (GWh) 3,343 3,547 3,775 4,011 4,176 4,442 4,932 5,168 Losses (GWh) 840 946 1,079 1,212 1,375 1,505 1,350 1,365 % of Available Energy 20.1% 21.1% 22.2% 23.2% 24.8% 25.3% 21.5% 20.9% % of Sales 25.1% 26.7% 28.6% 30.2% 32.9% 33.9% 27.4% 26.4% Allowed Losses (15%) 627 674 728 783 833 892 942 980 Assumed Losses (GWh) 213 272 351 428 542 613 408 385 Residential Tariff (USD/MWh) 68 70 73 78 80 85 85 106 Finanacial loss (USDM) 14 19 26 33 43 52 35 41 Fuente: elaboración del consultor. A4.3.3 Pronósticos ilustrativos Los pronósticos obtenidos para el mercado eléctrico en Honduras se muestran a continuación. 172 HONDURAS PRONÓSTICOS ILUSTRATIVOS DEL SECTOR ELÉCTRICO 2008 2009 2010 2011 2012 DEMAND (GWH) 6,533 7,164 7,539 7,941 8,337 HYDRO GEN. (GWH) Existing 2,616 2,714 2,598 2,616 New 150 THERMAL & OTHERS GEN. (GWH) 4,601 3,896 3,960 4,483 NET EXPORTS (GWH) 53 (928) (1,382) (1,089) AVG. SHORT RUN MARGINAL COST & CAPACITY COMPONENT (US$/MWh) 1/ Reference Case (WTI: $ 55/B) 127 69 66 60 61 Sensitivity (WTI: $ 75/B) 127 69 88 77 78 GEN. COST IN AVG. TARIFF ($/MWH) 2/ 72 65 65 65 65 1/ Obtained from SDDP simulations including US$ 10/MWh as capacity component 2/ Assumed stable after 2009 Fuente: Basado en simulaciones del modelo SDDP, 2008 Los resultados principales relacionados con la sostenibilidad del sector eléctrico hondureño están vinculados al desempeño financiero de la ENEE, el cual se ha visto afectado por dos cuestiones principales: i) la baja tarifa minorista residencial promedio, que en 2009 fue considerablemente inferior a su costo económico y no fue compensada por las altas tarifas minoristas aplicadas a la industria y el comercio, como se indica en los estudios tarifarios de la ENEE de 2009, y ii) los costos asumidos por la ENEE, debido a las pérdidas de electricidad superiores al 15% considerado en la estructura de tarifas. En un escenario con precios WTI de alrededor de US$75/bbl, las pérdidas económicas que obedecen a ambos factores impedirían que la tarifa promedio de generación recuperada cubra el costo económico de generación para este sistema. En teoría y en un escenario de US$55/bbl para el precio WTI, el costo corriente de generación recuperado a través de la tarifa minorista promedio bastaría para cubrir los costos marginales de corto plazo y el componente capacidad para el sistema eléctrico de Honduras a partir de 2011, pero esto debe ser evaluado teniendo en cuenta los altos precios que la ENEE paga a los productores privados en concepto de compras de energía en un volumen significativo (70% de la energía total requerida en 2008). Dichos factores podrían implicar que los costos adicionales asumidos por la ENEE para la prestación del servicio eléctrico en Honduras superarían el precio de generación promedio, que puede ser recuperado a través de las ventas a los consumidores finales, con una perspectiva de insostenibilidad financiera grave en el mercado eléctrico hondureño. 173 A4.4 Nicaragua A4.4.1 Las tarifas de electricidad En Nicaragua, la INE regula las tarifas de electricidad sobre la base de una transferencia de los costos de generación, la transmisión (valor agregado de transmisión) y la distribución (valor agregado de distribución). Los costos de generación están determinados por una combinación de costos de energía y capacidad de los contratos de suministro de energía de largo plazo y el costo de las compras en el mercado spot (despacho económico basado en el costo). La Ley de electricidad estipulaba un mecanismo para mitigar la volatilidad de los precios de la energía en los mercados spot y en los mercados de contratos, que eran sensibles a los precios del combustible pesado (aproximadamente el 74% de la generación total provenía de centrales termoeléctricas de tipo convencional, en su mayoría centrales diésel de velocidad media que utilizan combustible bunker C). Para los ajustes tarifarios por variaciones en los costos mayoristas de generación, el ente regulador ha definido una fórmula de ajuste tarifario que compara los costos mayoristas de generación reales con los previstos, lo que permite actualizar los costos mayoristas y calcular los montos de los desvíos acumulados (positivos o negativos), para su traslado a tarifas y su recuperación en las ventas programadas para los siguientes seis meses. Según la fórmula establecida, la periodicidad de los ajustes puede ser mensual. Durante 2007 y 2008, los ajustes a los precios minoristas de la electricidad se retrasaron respecto del incremento de los costos de generación, que se han visto fuertemente afectados por el aumento en el precio del combustible bunker C. La transferencia de los costos de generación a las tarifas no funcionó como se había previsto dado que, en 2005, la Ley No. 554 declaró la crisis energética y se adoptaron medidas temporarias para reducir el impacto de los altos precios de los combustibles sobre las tarifas de electricidad, incluyendo una intervención en el mercado, motivo por el cual los precios spot no se calcularon en función de los costos marginales, sino de un promedio ponderado de los costos variables de las unidades térmicas despachadas más un 10%. Las modificaciones a la Ley No. 554/05 (Leyes No. 600/06 y No. 627/08) prolongaron la aplicación de las medidas temporales y pospusieron la compensación de las desviaciones en los precios mayoristas a través de los préstamos de la ENEL51. A pesar de las medidas adoptadas para demorar el aumento de las tarifas de electricidad y mitigar el impacto de los altos precios de los combustibles, las tarifas residenciales promedio anuales se incrementaron en aproximadamente el 27% entre 2005 y 2007. El cronograma tarifario definido por el ente regulador para octubre de 2008 muestra tarifas promedio altas, con una importante reducción (22%) durante noviembre y diciembre de 2008, asociada con 51 La ENEL es la Empresa Nicaragüense de Electricidad, propietaria de las empresas públicas, incluyendo Hidrogesa (propietaria de las centrales hidroeléctricas). 174 una reducción estimada del 28% en el precio mayorista de generación eléctrica52 (como resultado de la disminución del precio del combustible bunker C). El cuadro siguiente muestra los componentes de las tarifas minoristas de electricidad en Nicaragua. NICARAGUA COMPONENTES DE LA TARIFA PROMEDIO DE ELECTRICIDAD ELECTRICITY PRICE COMPONENTS Aug-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dec-08 Jan-09 Monomic Energy price in MT (US$/MWh) 144.1 155.9 155.9 130.9 112.5 111.0 Average transportation cost in MT (US$/MWh) 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 Total in MT (US$/MWh) 149.2 161.0 161.0 136.0 117.7 116.2 Losses cost (US$/MWh) 17.9 19.3 19.3 16.3 14.1 12.2 Allowed losses 12% 12% 12% 12% 12% 12% Total supply in BT (US$/MWh) 167.1 180.4 180.4 152.3 131.8 128.4 VAD Distribution(US$/MWh) 35.1 35.1 35.1 35.1 35.1 37.6 VAD Public Lightning (US$/MWh) 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.6 VAD Comercialization (US$/MWh) 6.9 6.9 6.9 6.9 6.9 7.4 Total in BT (US$/MWH) 214.4 227.6 227.6 199.6 179.0 179.0 Additional Law 627 (US$/MWh) 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 Final Average Tariff (US$/MWh) 220.4 233.6 233.6 205.6 185.0 185.0 Tariff Increase 6% 0% -12% -10% 0% Fuente: “Metodología para la fijación de la tarifa del sector eléctrico de Nicaragua”. Diciembre de 2008. A4.4.2 Los costos de generación El siguiente gráfico ilustra la evolución de los precios del combustible y de los precios mayoristas de la electricidad en el período 2005-2008, y muestra el desfase entre el precio mayorista real de la electricidad y el precio mayorista de la electricidad transferido a las tarifas. 52 En el cuadro se lo menciona como “precio monómico de la energía en media tensión”. 175 NICARAGUA: Electricity & Fuel Prices 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Aug-06 Aug-07 Aug-08 Feb-07 Feb-08 Feb-06 Jun-08 Jun-06 Dec-06 Jun-07 Dec-07 Dec-05 Apr-08 Dec-08 Apr-06 Apr-07 Oct-05 Oct-06 Oct-07 Oct-08 Passed through Wholesale Electricity Price (US$/MWh) Real Wholesale Electricity Price (US$/MWh) Bunker C Price (US$/B) Fuente: gráfico preparado sobre la base de la información obtenida de la “Metodología para la fijación de la tarifa del sector eléctrico de Nicaragua”. Diciembre de 2008. El gráfico siguiente ilustra la evolución del déficit acumulado debido a la diferencia entre el precio mayorista de la electricidad transferido a las tarifas y el precio mayorista real de la electricidad pagado por las empresas de distribución. En el período 2007-2008, el déficit acumulado representaba un monto máximo de aproximadamente US$70 millones. En enero de 2008, se aplicó un préstamo de la ENEL por un monto de US$20 millones para reducirlo. En resumen, el déficit máximo acumulado en 2007 fue de US$45 millones y, en 2008, de US$25 millones. NICARAGUA: Deficit in Electricity Service (USD million) 70 50 30 10 -10 Nov-07 Nov-08 Jul-07 Jul-08 Jan-08 Jan-07 May-07 May-08 Sep-07 Sep-08 Mar-07 Mar-08 Monthly Generation Deficit (US$M) Monthly Tarifary Deficit (US$M) Accum Deficit (US$M) Fuente: estimaciones del consultor con base en la información oficial. 176 A4.4.3 Las pérdidas de electricidad Los beneficios previstos de la reforma implementada en el mercado eléctrico de Nicaragua no se han materializado, siendo una de las razones principales por las que las empresas privadas de distribución no pudieron controlar las pérdidas de electricidad. Las pérdidas en transmisión y distribución solamente disminuyeron del 32% en 2000 al 28,8% en 2007 (las pérdidas en la distribución de energía eléctrica que se autorizan son del 12% y las pérdidas estimadas de transmisión oscilan entre el 1,8% y el 2,3%). Las pérdidas totales de distribución a diciembre de 2008 fueron del 23,8%. El gráfico siguiente ilustra la evolución estimada del déficit acumulado de las empresas de distribución originado por las pérdidas de electricidad en el período 2007-2008 (aproximadamente US$36 millones en 2007 y US$44 millones en 2008). NICARAGUA: Deficit due to Electricity Losses (US$M) 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Feb-07 Sep-07 Feb-08 Sep-08 Jan-07 Jan-08 Mar-07 Mar-08 Dec-07 Dec-08 Jun-07 Jun-08 Jul-07 Jul-08 Aug-07 Aug-08 Oct-07 Oct-08 Apr-07 May-07 Apr-08 May-08 Nov-07 Nov-08 Real Losses Cost (US$M) Allowed Losses Cost (US$M) Accum. Losses Deficit (US$M) Fuente: estimaciones del consultor. Los costos de las pérdidas de electricidad adicionales, que no están incluidas en las tarifas, suponen que el costo efectivo de generación recuperado a través de la tarifa minorista promedio se reduce de US$117,66/MWh a US$102,26/MWh, como se muestra a continuación. 177 CATEGORY TARIFF Dec/08 COST USD/MWH (USD/MWH) (Real) Average generation cost included in tariffs 117.66 102.26 Regulated losses (12% losses) 14.12 14.12 Transmission and distribution costs (VAD) 53.25 53.25 Additional losses (17%) 15.40 Final average tariff 185.03 185.03 A4.4.4 Pronósticos ilustrativos El siguiente cuadro presenta los pronósticos obtenidos para el mercado eléctrico de Nicaragua. NICARAGUA: ILLUSTRATIVE POWER SECTOR FORECASTS 2008 2009 2010 2011 2012 DEMAND (GWH) 3,350 3,523 3,680 3,844 HYDRO GEN. (GWH) 0 0 0 0 Existing 893 760 738 893 New 0 0 0 88 THERMAL & OTHERS GEN. (GWH) 2,914 2,854 2,629 2,604 NET EXPORTS (GWH) 457 92 (313) (258) AVG. SHORT RUN MARGINAL COST & CAPACITY COMPONENT (US$/MWh) 1/ Reference Case (WTI: $ 55/B) 140 73 70 66 65 Sensitivity (WTI: $ 75/B) 140 76 92 84 84 GEN. COST IN AVG. TARIFF ($/MWH) 2/ 119 92 92 92 92 WHOLESALE INDIRECT SUBSIDY ($/MWH) 3/ 13 13 13 13 13 NET GEN. COST ($/MWH) 106 80 80 80 80 1/ Obtained from SDDP simulations including US$ 10/MWh as capacity component 2/ Assumed stable after 2009 3/ Average differential in 2007 & 2008 (US$ 70M and 5625 GWH extracted) Fuente: Basado en simulaciones del modelo SDDP, 2008 Los resultados principales relacionados con la sostenibilidad financiera del mercado eléctrico de Nicaragua obedecen directamente a dos cuestiones principales: i) el bajo costo efectivo de generación considerado para el cálculo de las tarifas y el déficit acumulado total soportado por las Disco, y ii) los costos asumidos por las Disco debido a las pérdidas de electricidad superiores al 12% regulado para las pérdidas en la distribución de energía eléctrica en la estructura tarifaria. 178 En un escenario con precios WTI de aproximadamente US$75/bbl, las pérdidas económicas producidas por ambos factores no permiten que la tarifa promedio de generación recuperada cubra el costo económico de generación estimado para este sistema. En un escenario de US$55/bbl para el precio WTI, el costo actual de generación recuperado a través de la tarifa minorista promedio bastaría para cubrir los costos marginales de corto plazo y el componente capacidad estimado para el sistema eléctrico de Nicaragua a partir de 2011, pero esto debe reexaminarse, teniendo en cuenta los precios más altos pagados por las Disco en concepto de compras de energía a los productores privados. Dichos factores podrían implicar una perspectiva de insostenibilidad financiera importante en el mercado eléctrico nicaragüense. A4.5 El Salvador A.4.5.1 Las tarifas de electricidad La Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) regula los precios de la electricidad en El Salvador sobre la base de la transferencia de los costos de generación, transmisión (valor agregado de transmisión), distribución (valor agregado de distribución) y comercialización. Los costos de generación están determinados por los costos de la energía de los contratos de suministro y el costo de las compras de energía en el mercado spot (despacho económico basado en el precio) llamado Mercado Regulador del Sistema (MRS). Los costos de generación se revisan semestralmente para rastrear los costos reales del mercado. Los valores agregados de distribución y comercialización se revisan cada cinco años sobre la base de los costos eficientes. Como consecuencia del incremento significativo de los precios del combustóleo desde 2004, el Gobierno ha decidido controlar los costos de generación (como se describe en la sección siguiente). En 2007 y 2008, la diferencia entre el precio spot y el precio de referencia de generación aumentó, y el monto que debía compensar el Gobierno a mediados de 2008 −mediante la asignación de las rentas económicas de la CEL− fue de aproximadamente US$80 millones, lo que implicaba que el subsidio no era sostenible. La CEL no contaba con los medios financieros para cubrir ese monto y, a mediados de 2008, el Gobierno decidió reducir el subsidio a los consumidores comerciales e industriales en un 40%. Además del subsidio generalizado, existe un subsidio directo a los consumidores residenciales cuyo consumo mensual es inferior a 100 kWh del 89,5% de la tarifa. Esto representa aproximadamente el 11% de la demanda total (alrededor de 500 GWh en 2008). 179 A4.5.2 Los costos de generación El mercado eléctrico se ha tropezado con dificultades desde comienzos de la década de 2000, cuando los generadores privados trataron de recuperar los costos fijos de sus centrales generadoras en las licitaciones de precios de la energía. Los precios spot eran altos y volátiles, y los contratos bilaterales fracasaron en su objetivo de atenuar la volatilidad de los precios spot, lo que llevó a una gran variación en los precios minoristas de la electricidad. El Gobierno introdujo cambios para mitigar la volatilidad de los precios de la electricidad mediante la implementación de un mecanismo de transferencia en las tarifas de un promedio semestral de los precios spot a fin de tomar en consideración las desviaciones ocurridas entre los costos promedio de generación y los costos reales de generación, y, en 2003, se anunció una transición al despacho económico basado en el costo (aún no se ha implementado) y los contratos de largo plazo obligatorios. A comienzos de 2005, haciendo frente a los incrementos ocurridos en los precios de los combustibles y a un equilibro estrecho entre la oferta y la demanda, los precios spot experimentaron importantes aumentos basados en los costos marginales fijados por las licitaciones de los precios de los generadores con poder de mercado. En respuesta a esa situación, el Gobierno decidió cambiar hacia un esquema de “pago según oferta” (pay-as- bid), en el cual se define el precio conforme al promedio ponderado de las licitaciones de las centrales generadoras despachadas para satisfacer la demanda. Las licitaciones de precios realizadas por la CEL, la empresa estatal, que se fijaron en función de costos financieros razonables, cumplieron una función en la estabilización de los precios spot. El esquema “pago según oferta” resultó ser eficaz para reducir la volatilidad de los precios spot, pero el precio spot promedio que se transfirió a la tarifa después de 2005 reflejó el impacto de los incrementos sustanciales en los precios de los combustibles en el costo operativo de la generación térmica, representando aproximadamente el 44% de la generación total en 2006 (con un aumento progresivo al 50% en 2008). Por último, en 2006 el Gobierno decidió subsidiar todo incremento que tuviera lugar en los costos de generación superior a US$91,1/MWh y concertó un acuerdo con las empresas de distribución para pagar la diferencia entre los costos reales de generación y el precio de referencia, acumulado durante un período de seis meses en seis cuotas en el transcurso del semestre siguiente, creando un subsidio que asumió la CEL. Esta situación incentivó la participación de las empresas de distribución en el mercado spot (Mercado Regulador del Sistema [MRS]), donde los volúmenes de los requerimientos totales comprados aumentaron del 43% en 2007 al 60% en 2008. 180 MERCADO REGULADOR DEL SISTEMA 2007 2008 Fuente: SIGET. El gráfico siguiente muestra la evolución de los precios de “pago según oferta” del MRS y de los costos de generación aplicados a las tarifas. Durante el primer semestre de 2008, el precio promedio del “pago según oferta” del MRS fue de US$124,6/MWh (siendo el costo marginal promedio de aproximadamente US$181,5/MWh). Esto representó aproximadamente un incremento del 35% en el precio promedio del MRS de US$92,6/MWh en 2007 (siendo el costo marginal promedio de aproximadamente US$127,8/MWh). El gráfico muestra también el incremento del precio mayorista regulado para los consumidores con demanda media y elevada, de US$91,1/MWh a US$111,5/MWh a mediados de 2008, con miras a reducir los subsidios de la CEL a un nivel más moderado. EL SALVADOR: WHOLESALE ELECTRICITY PRICES 200 150 US$/MWH 100 50 0 Jul-07 Jul-08 Sep-07 Sep-08 Jan-07 Jan-08 Jan-09 May-08 May-07 Nov-07 Nov-08 Mar-08 Mar-09 Mar-07 Price for Tariffs Residential & Small Demand (48% of total) MRS Price Price for Tariffs Medium & Large Demand (52% of total) Fuente: gráfico preparado con estadísticas de la SIGET. El gráfico siguiente muestra la evolución de las compensaciones del Gobierno por el precio regulado de generación para las compras en el MRS. Esta compensación alcanzó 181 un monto aproximado de US$80 millones a mediados de 2008, originando una carga financiera que no podía cubrirse con los recursos de la CEL. Ello obligó a aumentar los precios regulados de generación para los consumidores con demanda media y elevada a los niveles mostrados en el gráfico anterior. MRS TRANSACTIONS & GOVERNMENT COMPENSATIONS 350 90 MRS TRANSACTIONS (GWH) 300 80 70 250 60 200 50 150 40 30 100 20 50 10 0 0 Dec-07 Jun-07 Jun-08 Oct-07 Nov-07 Jul-07 Jul-08 Apr-07 Apr-08 Feb-07 Sep-07 Feb-08 Mar-07 Mar-08 Jan-07 Jan-08 Aug-07 May-07 May-08 MRS transactions (GWH) Accum.Gov. Comp. (USM) Fuente: gráfico preparado con estadísticas de la SIGET. La combinación del esquema “pago según oferta” y el subsidio a las tarifas fue eficaz en mitigar el impacto de los precios de los combustibles en las tarifas minoristas promedio (la tarifa promedio aumentó solamente un 19% en el período 2005-2007, mientras que los costos marginales aumentaron un 62%). Asimismo, a pesar del aumento del precio del MRS durante 2008, los precios promedio para los consumidores finales durante el primer semestre de 2008 (US$132,7/MWh) resultaron ser 5,2% más bajos que durante el mismo período en 2007 (US$140/MWh). El cuadro siguiente muestra los precios promedio por categoría de tarifa. 182 PRECIOS PROMEDIO PARA LOS CONSUMIDORES FINALES (sin subsidios) enero - junio de 2008 / valores en US$/kWh Fuente: SIGET. A.4.5.3 Las pérdidas de electricidad El cuadro siguiente ilustra cómo las pérdidas de electricidad en el segmento distribución de las Disco se incrementaron del 10,8% de las compras de electricidad totales realizadas en 2007 al 11,9% en el primer semestre de 2008, valores inferiores al 12% permitido por la reglamentación para ser transferidos a las estimaciones de tarifas minoristas53. ESTIMACIONES DE PÉRDIDAS DE ELECTRICIDAD 2007 Sem I/2008 Total electricity purchases GWH 5,053 2,635 Sales to final users GWH 4,415 2,258 Third party retirements GWH 93 64 Losses GWH 546 314 % 10.8% 11.9% Losses + Third party retirements GWH 639 378 % 12.6% 14.3% Fuente: estimaciones del consultor con base en estadísticas de la SIGET. 53 No obstante, si se consideran los retiros de electricidad por terceros como energía no facturada, este porcentaje representaría el 14,3% en el primer semestre de 2008. 183 Teniendo en cuenta que en El Salvador las pérdidas de electricidad promedio están en el orden del 12% permitido por la reglamentación, el costo de generación recuperado a través de la tarifa minorista promedio podría estimarse como sigue (siempre que los subsidios otorgados sean financiados con fuentes específicas): AVERAGE PRICES (USD/MWH) 1st Sem/2008 Beginning 2009 Average generation cost included in tariffs 91.1 101.7 Regulated losses (12%) 10.9 12.2 Transmission, Distribution & Com. Costs 30.7 30.7 Total average Tariff 132.7 144.6 Fuente: estimaciones del consultor con base en estadísticas de la SIGET. A.4. 5.4 Pronósticos ilustrativos Los pronósticos obtenidos para el mercado eléctrico en El Salvador se muestran a continuación. EL SALVADOR PRONÓSTICOS PARA EL MERCADO ELÉCTRICO 2008 2009 2010 2011 2012 DEMAND (GWH) 5,839 6,092 6,353 6,626 HYDRO GEN. (GWH) Existing 1,877 1,877 1,877 1,877 New 411 879 768 THERMAL & OTHERS GEN. (GWH) 3,282 3,318 5,097 5,112 NET EXPORTS (GWH) (680) (486) 1,500 1,131 CEL's Generation (GWh) 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800 CEL's Economic Rent (US$M) 1/ 115 128 128 128 128 AVG. SHORT RUN MARGINAL COST & CAPACITY COMPONENT (US$/MWh) 2/ Reference Case (WTI: $ 55/B) 180 72 64 52 53 Sensitivity (WTI: $ 75/B) 180 72 85 68 70 GEN. COST IN AVG. TARIFF ($/MWH) 3/ 91 102 102 102 102 1/ Estimated with 70% of Reference Wholesale Price 2/ Obtained from SDDP simulations including US$ 10/MWh as capacity component 3/ Assumed stable after January 2009 Fuente: Basado en simulaciones del modelo SDDP, 2008 184 Los resultados principales relacionados con la sostenibilidad financiera del mercado eléctrico salvadoreño están directamente vinculados al desempeño financiero de la CEL y las Disco, el cual podría verse afectado por el bajo costo de la generación fijado por el Gobierno (US$91,1/MWh, aumentado a US$111.1/MWh a mediados de 2008 para los consumidores con demanda media y alta) para el cálculo de las tarifas, que en 2008 era considerablemente menor que el costo económico de la electricidad en el mercado. Este factor condujo a un serio déficit que la CEL no pudo cubrir con su renta económica hidroeléctrica en 2008. Sin embargo, se espera que durante el período 2009-2012 el déficit se pueda cubrir con los recursos de la CEL, a fin de evitar la inyección de recursos adicionales por parte del Gobierno. En un escenario con precios WTI de aproximadamente entre US$55/bbl y US$75/bbl, el costo corriente de generación recuperado a través de la tarifa minorista promedio bastaría para cubrir los costos marginales de corto plazo y el componente capacidad estimado para el sistema eléctrico de El Salvador a partir de 2011, mostrando una perspectiva de sostenibilidad financiera. Sin embargo, esto debe verificarse, teniendo en cuenta los precios pagados por las Disco en concepto de compras de energía contratadas, que representan el 40% del mercado (y con una perspectiva creciente). A4.6 Guatemala A.4.6.1 Las tarifas de electricidad En Guatemala, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) regula los precios de la electricidad con base en la transferencia de los costos de generación, transmisión (valor agregado de transmisión) y distribución (valor agregado de distribución). Los costos de generación están determinados por una combinación de costos de energía y capacidad de los contratos de suministro de energía a largo plazo y el costo de las compras de energía en el mercado spot. El valor agregado de transmisión se aplica sobre una base nodal y se revisa cada dos años. El valor agregado de transmisión se revisa cada cinco años. Los precios de la electricidad para los grandes consumidores (alrededor del 30% de la demanda total) no están regulados y reflejan las variaciones de los precios de la energía en el mercado eléctrico mayorista. Los precios de la electricidad para los consumidores residenciales responden a otros factores como los subsidios a la electricidad y las distorsiones del mercado. El cuadro siguiente resume las operaciones del mercado en 2008. 185 GUATEMALA OPERACIONES EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (2008) GWH % Total national production 7,917 100% Total Imports 5 S.N.I. Losses (314) 4.0% Total S.N.I. consumption 7,608 Exports included (76) Total national S.N.I. consumption 7,532 100% Large consumers 2,245 30% Disco´s - Non subsidiezed consumption 3,147 42% Disco´s - Social tariff consumption 1,631 22% Small Disco´s 509 7% S.N.I: Sistema nacional Interconectado Fuente: estimaciones del consultor, según el “Informe Estadístico Preliminar 2008”, del Administrador del Mercado Mayorista (AMM). En la actualidad, se aplica una tarifa social al consumo residencial que sea inferior a 300 kWh/mes en las áreas urbanas, con lo cual un 22% de la demanda total del mercado recibe un subsidio directo que se cubre con la renta hidroeléctrica obtenida por el Instituto Nacional de Electrificación (INDE). En 2008, la tarifa social promedio fue de aproximadamente US$170/MWh, mientras que la tarifa promedio no social alcanzó los US$208/MWh (véase los apartados 4.5.2 y 4.5.3 de los Anexos), que supuso una diferencia de aproximadamente US$38/MWh (valor promedio en 2008) como subsidio promedio en la tarifa social, lo que representa aproximadamente US$62 millones en las contribuciones del INDE. 186 GUATEMALA TARIFAS SOCIALES Fuente: CNEE. 187 GUATEMALA TARIFAS REGULADAS EN 2008 Fuente: CNEE. 188 Fuente: CNEE. 189 GUATEMALA TARIFAS PROMEDIO EN 2008 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Total DEOCSA SOCIAL TARIFF 46.28 43.34 46 43.85 44.87 42.88 44.37 44.55 44.55 47.13 44.57 48.65 541.01 DEOCSA NON SOCIAL TARIFF 54.07 52 55.43 53.73 54.54 50.49 52.76 54.82 52.8 53.03 52.25 55.7 641.63 DEOCSA SOCIAL TARIFF 27.12 25.66 27.77 25.88 26.17 24.38 26.35 27.27 26.2 27.1 26.57 28.25 318.72 DEOCSA NON SOCIAL TARIFF 37.92 37.86 40.65 39.8 41.7 36.94 37.02 38.35 37.64 37.28 35.32 39.09 459.56 EEGSA SOCIAL TARIFF 66.41 62.1 66.38 64.24 64.27 61.73 65.28 64.68 63.54 65.34 62.88 64.65 771.48 EEGSA NON SOCIAL TARIFF 166.38 163.92 167.59 170.61 177.06 165.77 172.41 173.65 170.18 175.16 167 176.54 2,046.27 623.82 617.36 639.38 654.96 674.58 624.86 644.82 644.71 634.04 642.78 600.61 606.29 7,608.21 TOTAL (Q/Kwh) DEOCSA 1.60 1.64 1.64 1.64 1.86 1.86 1.86 1.80 1.80 1.80 1.63 1.63 DEOCSA SOCIAL 1.25 1.25 1.25 1.25 1.37 1.37 1.37 1.30 1.30 1.30 1.29 1.29 DEORSA 1.59 1.66 1.66 1.66 1.96 1.96 1.96 1.89 1.89 1.89 1.86 1.86 DEORSA SOCIAL 1.23 1.20 1.20 1.20 1.39 1.39 1.39 1.27 1.27 1.27 1.26 1.26 EEGSA 1.43 1.44 1.44 1.44 1.64 1.64 1.64 1.28 1.28 1.28 1.55 1.55 EEGSA SOCIAL 1.26 1.27 1.27 1.27 1.37 1.37 1.37 1.26 1.26 1.26 1.26 1.26 TC $/Q 7.8 7.75 7.68 7.57 7.45 7.5 7.45 7.42 7.45 7.55 7.65 7.7 TOTAL ($/MWh) DEOCSA 206 212 214 217 249 248 249 242 241 238 214 212 DEOCSA SOCIAL 160 162 163 166 185 183 185 176 175 173 169 168 DEORSA 204 215 217 220 263 261 263 255 254 251 243 241 DEORSA SOCIAL 158 155 156 159 186 185 186 171 171 168 165 164 EEGSA 183 186 187 190 220 219 220 173 172 170 203 201 EEGSA SOCIAL 162 164 165 167 183 182 183 170 169 167 165 163 NON SUBSIDIEZED MARKET DEOCSA 11124 11028 11863 11666 13606 12512 13162 13289 12748 12634 11160 11819 146612 DEORSA 7749 8129 8808 8749 10970 9653 9739 9782 9562 9345 8567 9420 110474 EEGSA 30474 30415 31379 32409 38984 36255 37960 29994 29277 29734 33832 35533 396246 SUBTOTAL $ 49347 49572 52050 52824 63561 58420 60862 53065 51586 51713 53559 56772 653332 SUBTOTAL GWH 258 254 264 264 273 253 262 267 261 265 255 271 3147 $/MWH NON SUBSIDIED 191 195 197 200 233 231 232 199 198 195 210 209 208 SUBSIDED MARKET DEOCSA 7397 7018 7517 7269 8281 7861 8189 7833 7802 8144 7539 8176 93028 DEORSA 4284 3975 4341 4105 4881 4516 4914 4670 4469 4561 4382 4629 53727 EEGSA 10747 10156 10954 10755 11783 11242 11969 10975 10738 10896 10347 10569 131134 SUBTOTAL $ 22428 21149 22812 22129 24945 23620 25071 23479 23009 23602 22268 23374 277888 SUBTOTAL GWH 140 131 140 134 135 129 136 137 134 140 134 142 1631 $/MWH SUBSIDIED 160 161 163 165 184 183 184 172 171 169 166 165 170 % 84% 83% 82% 83% 79% 79% 79% 86% 87% 87% 79% 79% 82% DIFFERENCE US$/MWH 38 % 18% Fuente: CNEE y estimaciones del consultor. 190 GUATEMALA COMPONENTES DE LA TARIFA ESTIMADA TOTAL G P T D DEOCSA 100.00% 57.80% 10.86% 3.73% 27.61% DEORSA 100.00% 62.05% 11.46% 2.89% 23.60% EEGSA 100.00% 71.34% 6.94% 4.56% 17.16% DEOCSA SOCIAL 100.00% 55.62% 9.86% 0.26% 34.26% DEORSA SOCIAL 100.00% 57.98% 10.37% 0.78% 30.87% EEGSA SOCIAL 100.01% 74.09% 5.56% 2.33% 18.03% NO SOCIAL (%) 100% 67% 7% 2% 24% NO SOCIAL ($/MWH) 208 140 15 3 49 SOCIAL (%) 100% 65% 8% 1% 26% SOCIAL ($/MWH) 170 110 14 2 44 Fuente: CNEE y estimaciones del consultor para lo global. GUATEMALA COSTO MARGINAL ESTIMADO DE LA DEMANDA Fuente: Plan de Expansión Indicativo del Sistema de Generación, 2008-2022 (escenario promedio). 191 TARIFF COMPONENTS IN 2008 (US$/MWH) TOTALS GENERATION SUBSIDY LOSSES TRANSMISSION DISTRIBUTION Disco´s - Non subsidiezed consumption 207.6 139.5 15.2 3.3 49.5 Disco´s - Social tariff consumption 170.4 139.5 (38.0) 15.2 3.3 49.5 Small Disco´s 207.6 139.5 15.2 3.3 49.5 Average 190.6 139.5 (17.0) 15.2 3.3 49.5 TARIFF COMPONENTS IN 2009 (US$/MWH) TOTALS GENERATION SUBSIDY LOSSES TRANSMISSION DISTRIBUTION Disco´s - Non subsidiezed consumption 193.2 129.1 14.4 3.0 46.7 Disco´s - Social tariff consumption 173.6 129.1 (19.6) 14.4 3.0 46.7 Small Disco´s 193.2 129.1 14.4 3.0 46.7 Average 184.5 129.1 (8.7) 14.4 3.0 46.7 Fuente: estimaciones del consultor con base en las estadísticas de EEGSA, DEORSA and DEOCSA, 2008 y 2009. GW H % Total national production 7,917 100% Total Imports 5 S.N.I. Losses (314) 4.0% Total S.N.I. consumption 7,608 El costo de generación promedio total incluido en las tarifas minoristas se estima en Exports included (76) Total national S.N.I. consumption 7,532 100% US$139,5/MWh en 2008 y US$129,1/MWh en 2009. Large consumers 2,245 30% Disco´s - Non subsidiezed consumption 3,147 42% Disco´s - Social tariff consumption 1,631 22% Small Disco´s 509 7% A.4.6.2 Los costos de la generación S.N.I: Sistema nacional Interconectado El gráfico siguiente ilustra la eficacia del Mercado Eléctrico Mayorista en transferir la variación histórica del precio de los combustibles que se utilizan para la generación de energía eléctrica. Dicho gráfico sugiere que los costos marginales que definen el precio spot guatemalteco han sido adecuadamente impulsados por el precio de los combustibles líquidos (atado a los precios WTI), que se utilizan para la generación de energía eléctrica. GUATEMALA: SPOT vs WTI prices 140 120 100 80 60 40 20 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 WTI (US$/B) SPOT (US$/MWH) Fuente: gráfico preparado con base en las estadísticas del AMM y la AIE. 192 El gráfico siguiente muestra la respuesta del mercado en diciembre de 2008 ante la disminución de los precios internacionales de los combustibles, llevando los precios spot a aproximadamente US$80/MWh en diciembre de 2008. Guatemala: Spot Price in 2008 (US$/MWh) 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Fuente: gráfico preparado con base en las estadísticas del AMM. A.4.6.3 Las pérdidas de electricidad En 2008, las compras de energía de las empresas de distribución y comercialización estuvieron compuestas aproximadamente por un 90% de contratos y 10% en compras en el mercado spot, con lo cual las pérdidas de electricidad asumidas por dichas empresas tendrían un impacto financiero relacionado con el precio del pool (US$120/MWh) sumado a los costos de capacidad para las pérdidas técnicas, y con el precio de venta promedio (US$208/MWh) para las pérdidas no técnicas. Las pérdidas financieras totales estimadas para las empresas de distribución fueron aproximadamente de US$35 millones, teniendo en cuenta que las pérdidas en la distribución de energía eléctrica permitidas y reguladas se encuentran en el rango de 5,6%-13,6%, proporciones inferiores a las pérdidas reales que oscilan entre el 9,5% y el 17,6%. Las pérdidas reales de distribución promedio ascienden al 2,9% de las compras totales, cifra superior a las pérdidas permitidas. 193 IMPACTO FINANCIERO DE LAS PÉRDIDAS EN LA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN 2008 PURCHASES SALES REAL LOSSES PERMITTED LOSSES US$M COMPANY GWH GWH GWH % GWH % LOSS 1/ EEGSA 4,145 3,786 359 9.5% 226 5.6% 27.6 DEOCSA 1,080 911 169 18.5% 143 13.6% 5.4 DEORSA 518 441 78 17.6% 68 13.3% 2.1 TOTAL 5,743 5,138 605 437 35.0 1/ Estimated with US$ 208/MWh average selling price in 2008 (non social tariff) Fuente: estimaciones del consultor con base en las estadísticas de EEGSA, DEORSA and DEOCSA, 2008. Los costos adicionales de las pérdidas de electricidad no incluidos en las tarifas provocaron una reducción del costo de generación efectivo, recuperado a través de la tarifa minorista promedio, de US$137,2/MWh a US$133,2/MWh en 2008 (y a US$129,1/MWh en 2009), como se muestra a continuación. Tariff 2008 Equivalent Average generation cost included in tariffs 137.2 133.2 Cost of losses 13.9 13.9 Transmission charges 3.3 3.3 Distribution charges 45.1 45.1 Additional losses (2.9%) 4.0 Total 199.5 199.5 Fuente: estimaciones del consultor con base en las estadísticas de EEGSA, DEORSA and DEOCSA, 2008 y 2009. 194 A.4.6.4 Pronósticos ilustrativos Los pronósticos obtenidos para el mercado eléctrico de Guatemala se muestran a continuación. GUATEMALA PRONÓSTICOS DEL MERCADO ELÉCTRICO Hydro Geothermal 2008 2009 2010 2011 2012 Biomass Fuel oil DEMAND (GWH) 8,896 9,192 9,749 10,311 Diesel Coal HYDRO GEN. (GWH) New Existing 3,201 3,201 3,201 3,201 Hydro New (204) 280 285 Geothermal Biomass THERMAL & OTHERS GEN. (GWH) 7,062 9,890 8,093 8,560 Fuel oil NET EXPORTS (GWH) 1,367 3,694 1,824 1,735 Coal Import Total generation INDE's Generation (GWh) 2,785 2,785 2,785 2,785 2,785 Energy demand INDE's Economic Rent (US$M) 1/ 272 252 252 252 252 Deficit Subsidiezed consumption (GWh) 1,631 1,806 1,866 1,979 2,093 Total subsidy (US$M) 62 35 37 39 41 AVG. SHORT RUN MARGINAL COST & CAPACITY COMPONENT (US$/MWh) 2/ Reference Case (WTI: $ 55/B) 180 63 56 52 53 Sensitivity (WTI: $ 75/B) 180 63 77 67 69 MEXICO CONTRACTED PURCHASES (USD/MWh) 3/ 89 82 82 82 GEN. COST IN AVG. TARIFF ($/MWH) 4/ 140 129 129 129 129 1/ Estimated with 70% of Reference Wholesale Price 2/ Obtained from SDDP simulations including US$ 10/MWh as capacity component 3/ CFE and INDE contract (includes capacity charge of US$ 4/kW-m, assumes 60% load factor) 4/ Assumed stable after January 2010 Fuente: Basado en simulaciones del modelo SDDP, 2008 Los resultados principales relacionados con la sostenibilidad financiera del sector eléctrico guatemalteco se asocian directamente al desempeño financiero del INDE y de las Disco, teniendo en cuenta dos aspectos principales: i) el subsidio explícito que se cubre con los recursos del INDE para mantener la tarifa social, considerablemente inferior a su renta hidroeléctrica para el período 2008-2012, y ii) los costos asumidos por las Disco debido a las pérdidas de electricidad relativamente altas. En un escenario con precios WTI de entre US$55/bbl y US$75/bbl aproximadamente, el costo de generación actual recuperado a través de la tarifa minorista promedio (sin subsidios financiados por el INDE) bastaría para cubrir los costos marginales de corto plazo y el componente capacidad estimado para Guatemala o el precio promedio del reciente contrato CFE- INDE de compra de electricidad a México, mostrando una perspectiva de sostenibilidad financiera. No obstante, esto debe verificarse a la luz de los precios de los contratos actualmente en vigencia. 195 A4.7 Panamá A4.7.1 Las tarifas de electricidad En Panamá, la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) regula los precios de la electricidad, con base en la transferencia de los costos de generación, transmisión (valor agregado de transmisión) y distribución (valor agregado de distribución). Los costos de generación se determinan por una combinación de los costos de energía y capacidad de los contratos de suministro de energía a largo plazo y el costo de las compras de energía en el mercado spot. Los ingresos permitidos para las actividades de transmisión y distribución se revisan cada cuatro años con base en los costos eficientes. Este apartado contiene las tarifas minoristas promedio por tipo de consumidor para cada empresa de distribución (Edemet, Elektra y Edechi) y el cuadro siguiente resume las tarifas históricas promedio estimadas de los ingresos totales divididos por la energía vendida. PANAMÁ TARIFAS MINORISTAS PROMEDIO (US$/MWh - SIN SUBSIDIOS) 2008 2009 SEMESTER I SEMESTER II SEM I (ESTIMATED) EDEMET 192.3 231.5 229.2 ELEKTRA 208.0 247.4 235.2 EDECHI 136.1 154.3 168.7 AVERAGE 177.8 212.9 226.9 Fuente: estimación del consultor con base en las estadísticas de la ASEP. El gráfico siguiente muestra la evolución histórica de la tarifa minorista promedio anual en Panamá (sin subsidios). Fuente: ASEP. 196 TARIFAS MINORISTAS PROMEDIO PARA LOS CONSUMIDORES FINALES (2008) ENERGÍA TOTAL VENDIDA (2008): 5,203.4 GWh VENTAS TOTALES (2008): 1,061.1 US$ M PRECIO DE VENTA PROMEDIO: US$203,9/MWh INGRESOS TOTALES (CONSUMIDORES REGULADOS) EN 2008 (US$) Fuente: ASEP. PRECIOS PROMEDIO PARA LOS CONSUMIDORES REGULADOS EN 2008 (US$/MWh) Fuente: ASEP. A4.7.2 Los subsidios La transferencia de los costos de generación a las tarifas funcionó bien hasta principios de 2004, cuando el Gobierno, preocupado por el impacto del aumento de los precios de los combustibles en las tarifas de electricidad, creó un Fondo de Estabilización de la Tarifa Eléctrica que, en la práctica, ha funcionado como un subsidio a la tarifa. Cada semestre, el Gobierno revisa el aumento de tarifas que calcula el ente regulador para cubrir los costos, y determina el monto del subsidio y las categorías de tarifas que reciben dicho subsidio, proporcionando los recursos a Etesa, la empresa de transmisión. ETESA paga el subsidio a cada una de las empresas de distribución, el cual se detalla en la factura de electricidad. En 2008, el monto total del subsidio alcanzó los US$73 millones y benefició a los consumidores residenciales cuyo consumo mensual era inferior a 500 kWh, con un descuento de hasta el 41%, como se indica en el apartado 4.7.2 del Anexo para cada una de las tres empresas de distribución panameñas (Edemet, Elektra y Edechi). 197 Además, existen descuentos de tarifas para la población vulnerable (personas mayores y jubilados); para las actividades agrícolas y las oficinas de los partidos políticos que, en 2007, ascendieron a US$13 millones; así como un subsidio cruzado de una tarifa social (con un descuento de hasta el 20%) pagado con un sobrecargo máximo de 0,6% sobre los consumos superiores a 500 kWh/mes (Ley No. 15, 2001), como se muestra en los cuadros siguientes. PANAMÁ: SUBSIDIOS A LA ELECTRICIDAD A – DESCUENTOS EN LAS TARIFAS EN 2008 1ST SEM 2008 2ND SEM 2008 EDEMET ELEKTRA EDECHI EDEMET ELEKTRA EDECHI BTS 0-100 kWh -25.3% -35.8% -15.7% -26.0% -40.0% -16.9% BTS 101-200 kWh -28.9% -36.2% -14.3% -21.1% -40.6% -16.1% BTS 201-300 kWh -19.0% -24.5% -7.4% -16.9% -30.5% -9.6% BTS 301-500 kWh -19.1% -24.5% -7.5% -20.7% -30.6% -9.5% Fuente: ASEP. B – ESQUEMA DE SUBSIDIOS CRUZADOS (2008 y 2009) Fuente: ASEP. A4.7.3 Los costos de generación Los gráficos siguientes ilustran las variaciones mensuales de los precios spot promedio en Panamá y el incremento significativo de la generación térmica a partir de 2001. Los gráficos sugieren una correlación elevada entre los precios spot y los precios de los combustibles líquidos (utilizando el precio del petróleo WTI como modelo) que se utilizan para la generación termoeléctrica. En 2008, el precio spot promedio fue de US$228/MWh. 198 Fuente: Aresep, Etesa y procesamiento del consultor. A4.7.4 Las pérdidas de electricidad En 2008, las pérdidas en la transmisión de energía eléctrica fueron de 2,47% como puede apreciarse en el cuadro siguiente. La energía total recibida por las empresas de distribución ascendió a 5.964 GWh y la energía total vendida fue de 5.203 GWh, lo cual implica 760 GWh o el 12,7% de pérdidas en la distribución de energía eléctrica, un 2,5% superior a las pérdidas de distribución habidas en 2007. En 2008, las pérdidas financieras por las pérdidas adicionales de electricidad ascendieron aproximadamente a US$53 millones (valorados al precio de venta promedio en el supuesto de que las pérdidas adicionales son pérdidas no técnicas). PÉRDIDAS EN LA TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (2008) Fuente: ASEP. 199 PÉRDIDAS EN LA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (2007 y 2008) 2007 Fuente: ASEP. 2008 Fuente: ASEP. PANAMÁ: IMPACTO FINANCIERO EN LAS PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (2008) PURCHASES SALES REAL LOSSES PERMITTED LOSSES US$M COMPANY GWH GWH GWH % GWH % LOSS 1/ EDEMET 3,003 2,647 356 11.8% 250 8.3% 21.5 ELEKTRA 2,502 2,136 366 14.6% 210 8.4% 31.8 EDECHI 459 420 39 8.5% 42 9.2% -0.7 TOTAL 5,964 5,203 760 12.7% 503 8.4% 52.6 1/ Estimated with US$ 204/MWh average selling price in 2008 Fuente: estimación del consultor con base en estadísticas de ASEP. Los costos adicionales por pérdidas que no se incluyen en las tarifas implican que el costo efectivo de generación recuperado a través de la tarifa minorista promedio se reduce de los valores regulados incluidos en las tarifas minoristas a los valores que se presentan a continuación: 200 PRECIO DE GENERACIÓN PROMEDIO RECUPERADO A TRAVÉS DE LAS TARIFAS MINORISTAS 2008 - SEMESTER I ($/MWH) COMPANY Avg. Price Distr. VAD Distr. Losses Trans. Charge Trans. Losses Gen. Price EDEMET 192.3 39.4 15.6 2.4 3.3 131.7 ELEKTRA 208.0 44.0 20.1 2.7 3.4 137.7 EDECHI 136.1 58.2 6.1 (1.4) 1.8 71.4 AVERAGE 177.8 129.4 2008 - SEMESTER II ($/MWH) COMPANY Avg. Price Distr. VAD Distr. Losses Trans. Charge Trans. Losses Gen. Price EDEMET 231.5 39.4 19.6 2.4 4.1 165.9 ELEKTRA 247.4 44.0 25.0 2.7 4.2 171.3 EDECHI 154.3 58.2 7.5 (1.4) 2.2 87.8 AVERAGE 212.9 162.0 2009 - ESTIMATION FOR SEMESTER I ($/MWH) COMPANY Avg. Price Distr. VAD Distr. Losses Trans. Charge Trans. Losses Gen. Price EDEMET 229.2 39.4 19.4 2.4 4.0 163.9 ELEKTRA 235.2 44.0 23.5 2.7 4.0 161.0 EDECHI 168.7 58.2 8.6 (1.4) 2.5 100.8 AVERAGE 226.9 157.7 Fuente: estimaciones del consultor (valor agregado [VAD] de distribución del estudio de la ASEP sobre el Ingreso Máximo para las Disco para el período 2006-2010 y cargos de transmisión estimados a partir de los cargos de transmisión de las Disco). A4.7.5 Pronósticos ilustrativos Los pronósticos obtenidos para el mercado eléctrico de Panamá se presentan a continuación. PANAMÁ PRONÓSTICOS PARA EL SECTOR ELÉCTRICO 2008 2009 2010 2011 2012 DEMAND (GWH) 7,343 7,730 8,202 8,671 HYDRO GEN. (GWH) Existing 3,682 3,682 3,682 3,682 New 81 1,897 3,009 THERMAL & OTHERS GEN. (GWH) 3,914 4,035 1,947 1,800 NET EXPORTS (GWH) 253 67 (676) (180) AVG. SHORT RUN MARGINAL COST & CAPACITY COMPONENT (US$/MWh) 1/ Reference Case (WTI: $ 55/B) 228 128 91 66 62 Sensitivity (WTI: $ 75/B) 228 128 119 89 84 CONTRACTED PURCHASES (USD/MWh) 2/ 101 GEN. COST IN AVG. TARIFF ($/MWH) 3/ 146 158 158 158 158 1/ Obtained from SDDP simulations including US$ 10/MWh as capacity component 2/ Result of EDEMET 01-08 tender process to purchase 350 MW 3/ Assumed stable after January 2009 Fuente: Basado en simulaciones del modelo SDDP, 2008 201 Los principales resultados relacionados con la sostenibilidad financiera del mercado eléctrico panameño están vinculados a: i) la asignación presupuestaria del Gobierno transferida a Etesa para mantener los subsidios explícitos para los usuarios residenciales, y ii) los costos asumidos por las Disco por las pérdidas de electricidad, que son más altas que las pérdidas autorizadas. En un escenario con precios WTI de entre US$55/bbl y US$75/bbl aproximadamente, el costo corriente de generación recuperado a través de la tarifa minorista promedio (sin subsidios financiados por el Gobierno) bastaría para cubrir los costos marginales de corto plazo y el componente de capacidad estimado para Panamá o el precio promedio de los precios del reciente contrato de compra de electricidad obtenido en las licitaciones públicas, lo que muestra una perspectiva de sostenibilidad financiera. 202 ANEXO 5 INFORMACIÓN SOBRE ENERGÍAS RENOVABLES 5.1 Los proyectos incluidos en cada uno de los países. De acuerdo con los seis planes de expansión del sistema eléctrico se estima que, entre 2008 y 2022, podrán desarrollarse 144 centrales generadoras en América Central. La lista incluye diferentes tecnologías disponibles, tales como la energía térmica (gas natural, carbón, hidrocarburos), la eólica, la geotérmica y la hidráulica. Panamá: 25 proyectos  14 centrales térmicas de entre 34 MW (Pana Tower) y 250 MW (gas comprimido, sin identificar);  11 centrales hidroeléctricas de entre 10 MW (Sindigo) y 223 MW (Changuinola). Costa Rica: 34 proyectos  5 centrales con biomasa de entre 5 MW (Taboga) y 8 MW (Catsa);  11 centrales térmicas de entre 24 MW (Pujol) y 200 MW (Garabito);  4 centrales eólicas, cada una de 50 MW (sin identificar);  2 centrales geotérmicas de entre 35 MW (Pailas) y 70 MW (sin identificar);  12 centrales hidroeléctricas de entre 8 MW (El Encanto) y 622 MW (Diquis). Nicaragua: 10 proyectos  2 centrales geotérmicas de 30 MW cada una (El Hoyo 1 y 2);  8 centrales hidroeléctricas de entre 24 MW (Pantasma) y 350 MW (Copalar). Honduras: 24 proyectos  1 proyecto eólico de 60 MW (sin identificar);  8 proyectos térmicos de entre 100 MW con carbón y 300 MW con diésel (sin identificar);  6 centrales hidroeléctricas de entre 19 MW (Tablón) y 270 MW (Patuca 2);  9 proyectos de entre 2 MW y 160 MW (sin tecnología específica). El Salvador: 9 proyectos  5 proyectos geotérmicos de entre 10 MW (Berlín) y 54 MW (Chinameca);  4 proyectos hidroeléctricos de entre 24 MW (15 de Septiembre) y 261 MW (Cimarrón). 203 Guatemala: 42 proyectos (candidatos)  13 proyectos térmicos de entre 32 MW (Zapaca-diésel) y 600 MW (sin especificar);  28 proyectos hidroeléctricos de entre 10 MW (Izabal) y 800 MW (Usumacinta 1,2, 3, 4);  1 proyecto geotérmico de 44 MW (Geo-I) 5.2 Parámetros sugeridos para realizar un análisis técnico  Tipo de represa  Altura de la represa (m)  Volumen utilizable del reservorio (hm3)  Volumen total del reservorio (hm3)  Costo estimado (US$)  Costo unitario (US$/kW)  Tasa interna de retorno (TIR)  Base hidrológica (años)  Tamaño de las estructuras subterráneas (m)  Longitud del túnel (m)  Diámetro del túnel (m)  Estudio de identificación  Estudio de prefactibilidad  Estudio de factibilidad (cuando está disponible) Referencias útiles: E. Salas y G.A. Schultz (1989).“Worth of Hydrological Data in Water Resources Projects”. “The Pennsylvania Code” – Classification of Dams and Reservoirs. ASCE (1989). “Guidelines for Planning and Designing Hydroelectric Developments”. Parámetros sugeridos para realizar un análisis ambiental  Área de la cuenca (km2)  Flujo natural promedio (m3/s)  Carga hidrostática bruta (m)  Flujo de diseño (m3/s)  Flujo ecológico (m3/s)  Inundación de diseño (m3/s)  Elevación de la corona de la represa (masl)  Tipo de tubería de carga  Tipo de central eléctrica  Longitud T/L (km)  Área de superficie del reservorio (ha) 204  Área de superficie del reservorio por MW (ha/MW)  Tiempo de retención del agua (días)  Biomasa inundada (toneladas/ha)  Longitud de embalse del río (km)  Longitud del río que queda seco (km)  Tributarios corriente abajo (principales, no embalsados)  Transferencias entre cuencas (#)  Probabilidad de estratificación del reservorio (F)  Vida útil del reservorio (años)  Longitud del camino de acceso (km)  Caminos de acceso a través del bosque (km)  Hábitats naturales críticos afectados (#)  Diversidad y endemismo de las especies de peces (#) Referencias útiles: G. Ledec y J.D. Quintero (2003). “Good Dams Bad Dams”, Banco Mundial. UNFCCC. “CDM Methodology ACM0002 – Grid-connected electricity generation from renewable resources.” Parámetros sugeridos para realizar un análisis social Un último aspecto muy importante de la evaluación de los proyectos con energías renovables de escala mediana y grande es el aspecto social del proyecto. La lista siguiente no es exhaustiva, pero incluye un subconjunto de datos importantes y necesarios para realizar un análisis social. Nuevamente, el peso de cada variable dependerá de cada situación y de cada contexto.  Personas afectadas por el proyecto (#)  Personas que deben ser reubicadas (#)  Área de la superficie del terreno afectado (ha)  Efecto sobre el suministro local de agua  Cantidad total de personas desplazadas (#)  Cantidad de personas desplazadas por MW (#/MW)  Patrones de propiedad del suelo  Cambios anticipados en el uso del suelo  Cambios anticipados en la prestación de servicios sociales  Magnitud del impacto en los medios de vida  Propiedad cultural afectada (# y tipo) Referencias útiles: Correa, E. (1999). Impactos socioeconómicos de grandes proyectos: evaluación y manejo (Colección Medioambiente y Energía). Spanish Edition. Fondo FEN Colombia (1ª edición) 205 APÉNDICE 1 DESCRIPCIÓN Y BASE DEL MODELO SDDP UTILIZADO PARA LAS SIMULACIONES DEL MERCADO DE AMÉRICA LATINA A. Descripción resumida del modelo SDDP El modelo SDDP es un modelo de despacho hidrotérmico con representación de la red de transmisión utilizada para los estudios de operación a corto, mediano y largo plazo. El modelo utiliza la programación dinámica dual fortuita, desarrollada por PSR, para estimar la función del costo de oportunidad futura del agua almacenada en las centrales hidroeléctricas. Por esta característica, no es necesario enumerar las combinaciones de los niveles de los reservorios, lo que permite la determinación de la solución fortuita óptima para los sistemas que incluyen una gran cantidad de centrales hidroeléctricas, tales como los sistemas energéticos interconectados de América Central. El modelo calcula la política estocástica de operación del costo mínimo para un sistema hidrotérmico, teniendo en cuenta los siguientes aspectos: i) detalles operativos de las centrales hidroeléctricas (balance de agua, límites de almacenamiento y caudal turbinado, derrame, filtración, etc.); ii) modelo detallado de la central térmica (compromiso de unidad, contratos de combustibles de compra en firme, curvas cóncava y convexa de eficiencia, limitaciones para el consumo de combustibles, combustibles múltiples, etc.); iii) representación de los mercados spot y de los contratos de suministro; iv) incertidumbre hidrológica; es posible usar los modelos de flujo de entrada casual que representan las características del sistema hidrológico (estacionalidad, dependencia del tiempo y del espacio, sequías severas, etc.) y el efecto de fenómenos climáticos específicos tales como El Niño; v) red de transmisión detallada: leyes de Kirchhoff, límites para los flujos de energía en cada circuito, pérdidas, limitaciones de seguridad, límites de exportación e importación para las áreas eléctricas, etc.; vi) variación de la carga por nivel de carga y barras (bus), con etapas mensuales o semanales (estudio a mediano o largo plazo) o niveles horarios (estudios a corto plazo). Además de la política de operación de costo mínimo, el modelo SDDP calcula varios índices económicos y resultados operativos, entre ellos: i) estadísticas operativas: generación hidroeléctrica y térmica, costos de operación térmica, intercambio de energía, consumo de combustible, riesgos de déficit y energía no suministrada; ii) costos marginales de corto plazo (precios spot) para cada mercado interconectado; iii) beneficios marginales de capacidad (es decir, medida del beneficio operativo de reforzar la capacidad instalada de una central térmica, el límite de turbina de una central hidroeléctrica o la capacidad de almacenamiento de un reservorio). Todos los resultados detallados del modelo SDDP se escriben en archivos de formato *. csv. Estos archivos los maneja una interfaz gráfica (el programa GRAF) que produce archivos Excel con los resultados deseados. B. Datos principales utilizados Los datos principales utilizados en las simulaciones del modelo se obtuvieron de XM 206 Company, que figuran en el “Documento de supuestos para los análisis energéticos” de febrero de 2009. (Gerencia Centro Nacional de Despacho. Dirección Planeación de la Operación. Febrero de 10 de 2009. XM. Colombia [www.xm.com.co]). B.1 Pronósticos de la demanda El cuadro siguiente resume los pronósticos de la demanda utilizados en las simulaciones del modelo. PAÍSES DE AMÉRICA CENTRAL PRONÓSTICOS DE LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD PANAMA COSTA RICA HONDURAS Año TWh/año % TWh/año % TWh/año % 2008 6.6951 9.5621 6.7467 2009 7.3421 9.7 10.0430 5.0 7.1626 6.2 2010 7.7289 5.3 10.5559 5.1 7.5355 5.2 2011 8.2007 6.1 11.0828 5.0 7.9375 5.3 2012 8.6697 5.7 11.6357 5.0 8.3335 5.0 2013 9.1397 5.4 12.2186 5.0 8.7895 5.5 2014 9.6117 5.2 12.8345 5.0 9.2574 5.3 2015 10.0917 5.0 13.4843 5.1 9.7373 5.2 2016 10.6007 5.0 14.1762 5.1 10.2303 5.1 2017 11.1368 5.1 14.9091 5.2 10.7332 4.9 2018 11.6998 5.1 15.6819 5.2 11.2482 4.8 2019 12.2888 5.0 16.4998 5.2 11.7751 4.7 NICARAGUA EL SALVADOR GUATEMALA Año TWh/año % TWh/año % TWh/año % 2008 3.1776 5.5991 8.3558 2009 3.3496 5.4 5.8401 4.3 8.8978 6.5 2010 3.5226 5.2 6.0911 4.3 9.1926 3.3 2011 3.6795 4.5 6.3531 4.3 9.7496 6.1 2012 3.8435 4.5 6.6261 4.3 10.3116 5.8 2013 4.0165 4.5 6.9111 4.3 10.8786 5.5 2014 4.2014 4.6 7.2081 4.3 11.4505 5.3 2015 4.3974 4.7 7.5181 4.3 12.0125 4.9 2016 4.5964 4.5 7.8411 4.3 12.5795 4.7 2017 4.8104 4.7 8.1781 4.3 13.1686 4.7 2018 5.0403 4.8 8.5301 4.3 13.7796 4.6 2019 5.2753 4.7 8.8971 4.3 14.4146 4.6 Fuente: XM (Etesa, octubre de 2008. Escenario medio). 207 B.2 Programas de expansión del sistema de generación Los programas de expansión del sistema de generación utilizados para cada país se presentan a continuación. PAÍSES DE AMÉRICA CENTRAL PROGRAMAS DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE GENERACIÓN PANAMA COSTA RICA NICARAGUA PLANTA MW PLANTA MW NICARAGUA MW Tcativa(Ene) 43.5 EolBOT(Ene) 25 E AMAYO(ene) 40 Pocosol(ene) 26 ALBANISA4(mar) 80 2009 CC_tcol(Jun) 130 INGEN_BUN(Abr) 38 PMANAG_U3(Jul) -43 El_Encant(oct) 8 MMV 44 (ago) 44 INGENIOS(Dic) 42 Blmcarbon(Ene) 120 EolBOT(Ene) 25 BLM123(Ret-Ene) -120 Pirris(Ago) 128 2010 Mendre(Ene) 20 MMV GARAB(Sep) 200 PTIZATE1(dic) -10 Bjo Mina(Ene) 52 ALQUILER(Sep) -200 PTIZATE2 (dic) 33 PTIZATE3(dic) 33 Chan I (Abr) 213 GEO PAILA(May) 70 10 LARREYNAG (sep) 17 2011 Baitun(Abr) 86 Toro3(Ago) 50 PANTASMA(sep 17 Gulaca(Nov) 26 Los Anile(Mar) 36 COLIMA(Ene) -14 Chiriquí(Sep) 56 MOIN_MT(Ene) -26 2012 Pando(Sep) 32 EolProy1(Ene) 20 CB100(dic) 100 Mon Lirio(Sep) 52 COL NEW(Ene) 30 PGEHOYOI(dic) 40 El Alto(Ene) 60 EolProy1(ene) 30 BOBOKE(ene) 70 Bonyic(Ene) 30 EolProy2(Ene) 100 PBRISA_U1 -24 2013 EolProy3(Ene) 100 PBRISA_U2 -38 Bot-Proy(ene) 150 SALTO Y-Y(sep) 25 Reventazo(ene) 300 2014 TUMARIN(may) 160 Tab II(ene) 35 S ANT NEW (Ene) 34 MMV100a(ene) 100 2015 S ANT(ene) -34 MMV100b(ene) 100 Sindigo(ene) 10 BARRANC(ene) -36 VALENTIN(ene) 28 2016 BARR NEW(ene) 36 Diquís(ene) 622 CORRIE LI(ene) 40 2017 MMV100c(ene) 100 MMV100d(ene) 100 2018 CB250a(ene) 250 PIED FINA 42 2019 B. Blanco(Ene) 20 CCLNG500a 500 EL CARMEN(ene) 60 CCDS150a(ene) 150 2020 CB150(ene) 150 2021 CB250b(ene) 250 2022 CCLNG500b 500 HONDURAS EL SALVADOR GUATEMALA PLANTA MW PLANTA MW PLANTA MW Biomasa(ene) 93 TALNIQUE(may) 50 CALD3b-B(ene) 22 Alsthom (mar) 27 CALD3c-B(ene) 11 Sulzer(may) 30 GESSA-B (ene) 35 2009 Ceiba(sep) -24 ENVAS MOT(oct) 33 TERMOPUER(nov) 75 CECSA MOT(oct) 50 Biomasa(ene) 11 SONSONATE(ene) 20 ESC2-V(ene) -24 Elcosa(jun) -80 OZATLAN(ene) 50 ESC3_V(ene) 200 2010 Lufussa1(dic) -40 DUKE-C(ene) 80 TECUAMBU(ene) 44 STAROSA-C(ene) 100 CECSA(ene) 150 CHAPARRAL(ene) 66 XACBAL(ene) 94 ENVASA(ene 100 05-Nov(ene) 64 RENACE(ene) 163 2011 Biomasa(ene) 100 AES F(ene) 250 CECSA MOT (oct) -33 ENVAS MOT(oct) -50 CB60(ene) 60 CERRON GD(ene) 86 CB275(ene) 275 2012 Alsthom(ene) -27 Sulzer(ene) -30 2013 CUTUCO(ene) 525 2014 SERCHIL(ene) 145 Patuca2A(ene) 150 CIMARRON(ene) 261 Tornillit(ene) 160 2015 Llanitos(ene) 98 Puert ENE(ene) -10 Puert MEX(ene) -16 Tablon(ene) 20 2016 Jicatuyo(ene) 173 CB250a(ene) 250 2017 Lufu3-210(dic) -210 CB100(dic) 100 Enersa(ene) -15 MMV100a(ene) 100 2018 MDMV 2(ene) 500 CB300a(ene) 300 CB500(ene) 500 2019 Emce2(abr) -55 Lufussa2(may) -77 2020 MMV100b(ene) 100 Amp-ENERS(ene) -15 CB250c(ene) 250 2021 Enersa(ene) -200 CB200(ene) 200 Fuente: XM (Etesa, octubre de 2008). 208 B.3 Los precios de los combustibles Los precios del combustóleo # 2 (diésel) y del combustóleo # 6 (bunker), principales impulsores de los costos marginales y de los precios de la electricidad en América Central, fueron actualizados por el consultor de acuerdo con los pronósticos preparados por el CND (Etesa) en Panamá para los tres últimos trimestres de 2009 (sobre la base de los pronósticos de corto plazo de la AIE). Se ha previsto que los niveles de precios (US$2,97/galón para el diésel y US$0,97/galón para el bunker C) permanezcan estables en el período 2010-2016 y con un precio WTI de aproximadamente US$55/bbl. También se ha previsto un escenario adicional para las simulaciones del mercado correspondiente a un precio WTI de US$75/bbl. El gráfico siguiente ilustra los pronósticos mensuales de los precios para el combustóleo y para el diésel preparados por Etesa para el mercado panameño de 2009. Fuente: “Informe mensual de operaciones”. Etesa, CND. Marzo de 2009. 209 C. Otros aspectos Las simulaciones se realizaron en dos fases: i) la primera consistió en una fase de optimización que permitió obtener la evaluación del costo de oportunidad del agua almacenada en cada reservorio principal utilizado para la generación hidroeléctrica. Esto se realizó en forma individual para cada sistema de electricidad de cada país; y ii) la segunda fase consistió en la simulación de la operación de los sistemas interconectados (despacho de costo mínimo) sujeto a las políticas hidrotérmicas operativas óptimas, determinadas previamente (regidas por el costo de oportunidad del agua almacenada) y teniendo en cuenta los intercambios económicos de energía entre los distintos sistemas. Ambas fases se realizaron sobre una base mensual y tomando en consideración la representación mensual de la demanda en cinco bloques. En la simulación, se utilizó un cargo de transmisión variable de US$7,5/MWh en cada una de las interconexiones internacionales. Esto se estimó sobre la base de US$430 millones del costo de inversión del proyecto Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC), una tasa de descuento del 10%, un 4% de la inversión como costo anual de operación y mantenimiento, 290 MW como capacidad promedio disponible en cada tramo internacional y un factor de carga del 55% (que implica un máximo de 8,200 GWh/año para los intercambios internacionales). Los ingresos adicionales de transmisión se recuperarían a través de los cargos fijos de transmisión. Las operaciones de los sistemas interconectados fueron simuladas en 100 secuencias hidrológicas mensuales de igual probabilidad generadas sintéticamente, representativas de los flujos de entrada utilizados para la generación hidroeléctrica, internamente generados por el modelo SDDP (preservando los parámetros estadísticos asociados con las series históricas). Los resultados obtenidos fueron procesados para obtener los valores anuales promedio. 210 Unidad de Energía Departamento de Desarrollo Sostenible Región de América Latina y el Caribe Banco Mundial