ANUARIO STA ISTI O L S TOR L TRI O 2013 DE ENERGIA ELECTRICA ... CNDC Centro Nacional de Despacho de...

Anuario Estadístico del Sector Eléctrico 2013

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IAEA FINPLAN Manual ver 4 .doc

ANUARIO ESTADISTICO DEL SECTOR ELECTRICO 2013

SEPTIEMBRE 2014

Ministerio de Energía y Minas

Dirección General de Políticas y Planificación

Gi


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Contenido

SIGLAS Y ABREVIATURAS .................................................................................................................. 4

TERMINOLOGIA ................................................................................................................................ 5

PRESENTACION ................................................................................................................................. 7

I.CAPACIDAD INSTALADA ................................................................................................................. 8

1.1 Capacidad Instalada Nominal por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. ........................... 8

1.2 Capacidad Instalada Nominal por Tipo de Fuente. ........................................................ 10

1.3 Capacidad Instalada Efectiva por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. .......................... 11

1.4 Capacidad Instalada Efectiva por Tipo de Fuente .......................................................... 13

II.GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA ............................................................................... 14

2.1 Generación Bruta por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. ........................................... 14

2.2 Generación Bruta por Tipo de Fuente. ........................................................................... 16

2.3 Generación Neta por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. ............................................. 17

2.4 Generación Neta por Tipo de Fuente. ............................................................................ 20

III.COMBUSTIBLE PARA LA GENERACIÓN DE ENERGIA ELECTRICA Y RENDIMIENTO .. 22

3.1 Consumo de Combustible para la Generación de Energía. ............................................ 22

3.2 Rendimiento de Combustible por Tipo de Planta. ......................................................... 25

IV.IMPORTACION, EXPORTACION, DEM. MAXIMA, MÍNIMA Y FACTOR DE CARGA .. 27

4.1 Importaciones, Exportaciones e Interconexión Neta. .................................................... 27

4.2 Demanda Máxima, Mínima y Factor de Carga. .............................................................. 28

V.SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ...................................................... 30

5.1 Descripción del Sistema y Pérdidas. ............................................................................... 30

VI. VENTAS DE ENERGIA ELECTRICA, INGRESOS Y CLIENTES .......................................... 31

6.1 Ventas Netas de Energía Eléctrica por Tipo de Sistema. ................................................ 31

6.1.1 Ventas de Energía Eléctrica por Agente Económico. ..................................................... 33

6.1.2 Ventas de Energía Eléctrica por Bloques de Consumo................................................... 33

6.2 Ingresos por Ventas de Energía Eléctrica según Agente Económico. ............................ 36

6.2.1 Ingresos por Ventas de Energía Eléctrica según Bloques de Consumo (Miles US$). ..... 36

6.3 Clientes a Nivel Nacional. ............................................................................................... 38

6.3.1 Clientes de Energía Eléctrica por Agente Económico. ................................................... 39

6.3.2 Clientes Nacionales por Bloques de Consumo ............................................................... 40

6.4 Precio y Consumo Promedio por Bloques de Consumo en el SIN.................................. 42


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GRAFICOS Página Gráfico No.1 Capacidad nominal (MW) por sistemas. 08 Gráfico No.2 Capacidad nominal (MW) por tipo de fuente. 11 Gráfico No.3 Capacidad efectiva (MW) por sistemas. 13 Gráfico No.4 Capacidad efectiva (MW) por tipo de fuente. 14 Gráfico No.5 Generación bruta (GWh) por sistemas. 14 Gráfico No.6 Generación bruta (GWh) por tipo de fuente. 16 Gráfico No.7 Generación neta (GWh) por sistemas. 18 Gráfico No.8 Generación neta (GWh) por tipo de fuente. 20 Gráfico No.9 Consumo de combustible para la generación eléctrica. 24 Gráfico No.10 Importación y exportación de energía. 28 Gráfico No.11 Demanda máxima, mínima y factor de carga. 29 Gráfico No.12 Venta de energía eléctrica por agente económico. 33 Gráfico No.13 Ventas de energía eléctrica por bloques de consumo. 34 Gráfico No.14 Ingresos por ventas de energía eléctrica según agente económico. 36 Gráfico No.15 Ingresos por ventas de energía eléctrica según bloque de consumo. 38 Gráfico No.16 Clientes de energía eléctrica por agente económico. 40 Gráfico No.17 Clientes de energía eléctrica por bloques de consumo 42 Gráfico No.18 Precio y consumo promedio por bloques de consumo. 43 TABLAS Tabla No.1 Capacidad instalada nominal por sistemas, empresas y plantas 09 Tabla No.2 Capacidad instalada efectiva por sistemas, empresas y plantas. 12 Tabla No.3 Generación bruta por sistemas, empresas y plantas. 15 Tabla No.4 Generación bruta (GWh) por tipo de fuente. 17 Tabla No.5 Generación neta por sistemas, empresas y plantas 19 Tabla No.6 Generación neta (GWh) por tipo de fuente. 21 Tabla No.7 Consumo de combustible para la generación de electricidad. 23 Tabla No.8 Resumen de combustibles consumidos. 24 Tabla No.9 Consumo de fuel oil y diesel oil, miles de barriles. 24 Tabla No.10.1 Rendimientos por plantas del sistema interconectado nacional. 25 Tabla No.10.2 Rendimientos por plantas del sistema aislado nacional. 26 Tabla No.11 Importación y exportación de energía - MWh. 27 Tabla No.12 Demanda máxima, mínima y factor de carga. 29 Tabla No.13 Subestaciones, capacidad y líneas de transmisión. 30 Tabla No.14 Oferta disponible de energía eléctrica del SIN. 31 Tabla No.15 Ventas de energía (MWh), estructura y crecimiento. 32 Tabla No.16 Ventas de energía eléctrica por bloques de consumo. 35 Tabla No.17 Ingresos por ventas de energía eléctrica según bloque de consumo. 37 Tabla No.18 Clientes a diciembre, estructura y crecimiento. 39 Tabla No.19 Clientes por bloques de consumo. 41 Tabla No.20 Precio y consumo promedio por bloques de consumo. 42

ANEXOS Series Histórica 1991- 2013.


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SIGLAS Y ABREVIATURAS

ALBANISA Alba de Nicaragua, S.A. BCN Banco Central de Nicaragua BID Banco Interamericano de Desarrollo BEP Barriles Equivalentes de Petróleo BEP/Hab Barriles Equivalentes de Petróleo/Habitantes CEPAL Comisión Económica para América Latina y el Caribe CNDC Centro Nacional de Despacho de Carga DGE Dirección de Estudios Económicos y Tarifas DGPPEM Dirección General de Políticas y Plantificación Energética y Minera DISNORTE Distribuidora de Electricidad del Norte DISSUR Distribuidora de Electricidad del Sur ENATREL Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica ENEL Empresa Nicaragüense de Electricidad GECSA Generadora Eléctrica Central, S.A. GESARSA Generadora San Rafael, S.A. GWh Gigavatio-hora HIDROGESA Generadora Hidroeléctrica, S.A. INE Instituto Nicaragüense de Energía INIDE Instituto Nacional de Información de Desarrollo KWh Kilovatio-hora MEM Ministerio de Energía y Minas MW Megavatio MWh Megavatio-hora OLADE Organización Latinoamericana de Energía ONU Organización de las Naciones Unidas PENSA Polaris Energy Nicaragua, S.A. PIB Producto Interno Bruto RAAN Región Autónoma del Atlántico Norte RAAS Región Autónoma del Atlántico Sur S.A.-Privadas Sistemas Aislados – Privadas S.A.-Públicas Sistemas Aislados – Públicas SIN Sistema Interconectado Nacional SAN Sistema Aislado Nacional


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TERMINOLOGIA

Sistema Eléctrico:

Equipos de generación, transmisión, distribución y otros, conectados físicamente y operados como

unidad integral bajo un solo control, dirección o supervisión de operación.

Central Hidroeléctrica:

Central en la cual se convierte la energía hidráulica en energía eléctrica.

Central Térmica:

Central en la cual es convertida en energía eléctrica la energía Térmica producida por combustión.

Central Geotérmica:

Central en la cual es convertida en energía eléctrica la energía Térmica de la Tierra.

Turbina a vapor o de Gas:

Máquina motriz cerrada, de tipo rotatorio, en la cual la energía calórica en forma de vapor o de gas

se convierte en energía mecánica por la fuerza de un surtidor de vapor o de gas dirigido contra

sucesivas filas de paleta, unidas a un eje central.

Capacidad Instalada:

Es la suma de las capacidades nominales (datos de placa) de los grupos de generación que están

instalados en una central o conjunto de centrales eléctricas.

Potencia Eléctrica (KW):

La Potencia Eléctrica de una Central puede ser medida instantáneamente en un momento dado o

determinada convencionalmente por la potencia producida durante un cierto período

generalmente una hora, media hora, o un cuarto de hora. Puede ser Bruta o Neta. La potencia

bruta se mide en las terminales de los grupos de la central e incluye, por lo tanto, la potencia

absorbida por los servicios auxiliares y por pérdidas en los transformadores de la central, si existen.

Generación Bruta (KWh):

Es la energía eléctrica producida por una central o grupo de centrales e incluye la energía utilizada

por los equipos y aparatos auxiliares de las propias plantas.

Consumo Propio (KWh):

Es la energía utilizada en una Central en sus equipos auxiliares durante el proceso de

transformación de energía, incluyendo el consumo cuando está fuera de servicio.


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Generación Neta (KWh):

Es la generación bruta de la Central menos el Consumo Propio.

Demanda máxima:

Es el valor de potencia demandada y sostenida durante un lapso de tiempo, por los consumidores

de energía eléctrica y puede ser registrada durante una hora, día, mes y año.

Categoría del Consumidor:

Clasificación de los clientes, ventas e ingresos basada en el uso de aplicación predominante de la

energía eléctrica. Los consumidores se clasifican en las siguientes categorías:

a) Residencial: se refiere al consumo energético de las familias que residen en las zonas

urbanas y rurales.

b) Comercial: Se refiere a la cantidad de energía consumida por el Sector comercial (incluye

establecimientos comerciales, oficinas públicas y privadas, centros de salud, centros

recreativos, hospitales, etc.), además incluye lo que consumen diferentes organismos que

conforman el estado.

c) Industrial: Incluye los consumos energéticos de todas las ramas de la industria.

d) Irrigación: Se refiere a la energía consumida para el riego de los campos agrícolas.

e) Alumbrado Público: Se refiere a la energía consumida en el Alumbrado Público de calles,

parques, plazas, etc.

f) Bombeo: Se refiere a la energía utilizada para la extracción y bombeo de agua potable para

suministro público.

Curva de Carga:

Curva que representa los valores de la producción o carga en función del tiempo (diario, semanal,

etc.).

Precio Promedio por KWh vendido:

Es el cociente entre el ingreso de las ventas de energía eléctrica dividido por la cantidad

correspondiente de KWh vendidos, puede ser total o por categoría del consumidor.


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PRESENTACION

El Ministerio de Energía y Minas, basado en lo establecido en la Ley No. 612 “Ley de Reforma y Adición a la Ley No. 290, Ley de Organización, Competencia y Procedimientos del Poder Ejecutivo”, en la cual se le designan funciones y atribuciones en materia energética y minera, ha elaborado el documento “Anuario Estadístico del Sector Eléctrico año 2013”. El presente documento contiene material relevante de la memoria anual e histórica del sector eléctrico en forma resumida. Las bases de información del Anuario Estadístico, provienen de distintas fuentes primarias y secundarias de datos; de las que se ha comprobado su validez resultando confiables, consistentes y expresan con toda fidelidad los hechos relevantes ocurridos en el sector eléctrico en el año 2013. La recopilación del anuario estadístico es de consulta permanente para todos los agentes económicos del sector, por lo tanto se da a conocer de manera clara y sencilla, la forma en que evolucionó en el año, la generación, la transmisión, la distribución y las ventas de electricidad a consumidores finales y las actividades desarrolladas por las empresas públicas y privadas. El Anuario Estadístico se encuentra dividido en seis (6) capítulos:

I: Capacidad Instalada II: Generación de Energía Eléctrica III: Combustible para la Producción de Energía Eléctrica y Rendimiento IV: Importación, Exportación, Demanda Máxima, Mínima y Factor de Carga V: Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica VI: Ventas de Energía Eléctrica, Ingresos y Clientes

Se agradece a todas las áreas y dependencias del Ministerio de Energía y Minas y a las siguientes instituciones: Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL), Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte (DISNORTE) y Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur (DISSUR), Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), Instituto Nicaragüense de Energía (INE), Centro Nacional Despacho de Carga (CNDC) y empresas privadas que hicieron posible la elaboración de este Anuario Estadístico. Ministerio de Energía y Minas


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I.CAPACIDAD INSTALADA

1.1 Capacidad Instalada Nominal por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. Al finalizar el año 2013, la capacidad instalada nominal en el país registró 1,289.65 MW, correspondiendo 1,271.70 MW (98.61%) al Sistema Interconectado Nacional (SIN) y 17.95 MW (1.39%) al Sistema Aislado Nacional (SAN). El SIN y el SAN incluyen en su demarcación territorial empresas públicas y privadas. El SIN cuenta con 232.80 MW (18.05%) que corresponde a 5 plantas públicas y 1,038.90 MW (80.55%) que corresponde a 24 plantas privadas. Por otro lado, el SAN participa con 2.65 MW de capacidad (0.21%) en 7 plantas públicas que son propiedad de la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL) y 15.30 MW (1.19%) entre 3 plantas privadas, propiedad de las empresas: Empresa Generadora Ometepe S.A, Puerto Cabezas Power y Tichaná Power. En forma general, de los 1,289.65 MW instalados, 235.45 MW (18.26%) son de propiedad pública y 1,054.20 (81.74%) son empresas de propiedad privada. (Ver Gráfico No.1)

Gráfico No.1

La capacidad instalada nominal de 2013, tuvo un crecimiento neto de 3.71 MW respecto al 2012 (1,285.93 MW), con tasa creciente de 0.29%, debido principalmente a la instalación adicional en el SIN de 14.40 MW de la planta hidroeléctrica Hidro Pantasma y una disminución en la capacidad instalada nominal de 10.00 MW de la planta geotérmica de la empresa Polaris Energy Nicaragua, debido a la salida de las unidades 1 y 2 (planta de contrapresión), que han estado en funcionamiento desde el año 2005. Por otro lado, existen variaciones menores que deben mencionarse. En el caso del SIN existe un incremento neto 4.88 MW, mientras que en el SAN existe una disminución neta de 1.16 MW. Estas variaciones se presentan en empresas como Generadora San Rafael S.A, Eolo de Nicaragua, Plantas Aisladas ENEL, Empresa Generadora de Ometepe y Puerto Cabezas Power. En la Tabla No.1 se muestra el valor de la capacidad nominal de todas las empresas públicas y privadas del SIN y el SAN.


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Tabla No.1 Capacidad Instalada Nominal por Sistemas, Empresas y Plantas

Fuente: Empresas Públicas y Privadas del SIN y Sistemas Aislados. Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE. Análisis propio, Dirección General de Políticas y Planificación - MEM Notas: 1/ La Empresa de Generación Hidroeléctrica, Sociedad Anónima (HIDROGESA), la Empresa Generadora Momotombo, Sociedad Anónima (GEMOSA) y la Empresa Generadora Central, Sociedad Anónima (GECSA) deben leerse como Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), por mandato de la Ley No. 746 “Ley de Reforma al Decreto Ejecutivo No. 46-94, Creación de la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), a la Ley No. 272, Ley de la Industria Eléctrica y a la Ley No. 554, Ley de Estabilidad Energética. 2/ El 1 de junio 2013 la empresa Ormat cambia su razón social a Momotombo Power Company (MPC), quien tiene la responsabilidad de la operación y mantenimiento del campo geotérmico Momotombo, propiedad de ENEL. 3/ De acuerdo al contrato (PENSA – Distribuidora), se acordó que al entrar la unidad 4, las unidades 1 y 2 (10 MW) debían salir del SIN.

NOMINAL NOMINAL % NOMINAL CRECIM CRECIM2012 2013 2013 % MW

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 1,266.83 1,271.70 98.61 0.38 4.88

EMPRESAS PÚBLICAS 233.20 232.80 18.05 -0.17 -0.40

Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) /1 226.80 226.80 17.59 - -

Centroamérica 50.00 50.00 3.88 - -

Carlos Fonseca 54.40 54.40 4.22 - -

Managua 57.40 57.40 4.45 - -

Las Brisas 65.00 65.00 5.04 - -

Generadora San Rafael, S.A.(GESARSA) 6.40 6.00 0.47 (6.25) (0.40)

EMPRESAS PRIVADAS 1,033.63 1,038.90 80.56 0.51 5.28

Hidroeléctrica ATDER - El Bote 0.90 0.90 0.07 - -

Hidro Pantasma (HPA) - 14.40 1.12 - 14.40

Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) * 291.20 291.20 22.58 - -

(Hugo Chavez y 9 Plantas Che Guevara)

Corporación Eléctrica Nicaragüense, S.A. (CENSA) 65.30 65.30 5.06 - -

Empresa Energética Corinto (EEC) 74.00 74.00 5.74 - -

Tipitapa Power Company (TPC) 52.20 52.20 4.05 - -

Generadora Eléctrica de Occidente, S.A. (GEOSA) 106.00 106.00 8.22 - -

(Planta Nicaragua)

Momotombo Power Company (MPC) /2 77.50 77.50 6.01 - -

Polaris Energy Nicaragua, S.A. (PENSA)/3 87.00 77.00 5.97 (11.49) (10.00)

Nicaraga Sugar Estates Limited (NSEL) /4 79.30 79.30 6.15 - -

Monte Rosa, S.A. (IMR) /4 54.50 54.50 4.23 - -

Consorcio Eólico, S.A. (AMAYO) I y II 63.00 63.00 4.89 - -

Blue Power & Energy, S.A. 39.60 39.60 3.07 - -

Eolo de Nicaragua, S.A. 43.13 44.00 3.41 2.03 0.88

SISTEMAS AISLADOS 19.11 17.95 1.39 -6.09 -1.16


RAAN (Bull Kiamp y Waspam) 0.59 0.56 0.04 (5.64) (0.03)

RAAS (Corn Islan,Karawala, El Ayote, Orinoco, Pueblo Nuevo, 2.27 2.09 0.16 (7.93) (0.18)

San Juan del Norte y Tasbapauni)

CENTRO (Plan de Grama y Wamblan) - - - - -

EMPRESAS PRIVADAS 16.25 15.30 1.19 -5.85 -0.95

Empresa Generadora Ometepe, S.A. (EGOMSA) 2.20 2.45 0.19 11.39 0.25

Puerto Cabezas Power (PCP) 13.65 12.45 0.97 (8.79) (1.20)

Tichana Power (TP) 0.40 0.40 0.03 - -

TOTAL NACIONAL 1,285.93 1,289.65 100.00 0.29 3.71

CAPACIDAD INSTALADA NOMINAL -MWEMPRESAS


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4/Los ingenios azucareros NSEL y Monte Rosa reportan el total de su capacidad instalada nominal, utilizada para autoconsumo y para entrega de energía al SIN.

* A continuación se muestra la distribución de las capacidades de plantas de ALBANISA

La Planta Hugo Chávez 1 está ubicada en Las Brisas, Managua, con una potencia de 15.0 MW y la planta Hugo Chávez 2

con 45.0 MW de capacidad, está ubicada en la subestación Los Brasiles.

1.2 Capacidad Instalada Nominal por Tipo de Fuente. Del total de 1,289.65 MW instalados, 734.65 MW están constituidos por el parque Térmico que genera electricidad a base de fuel oil y diesel oil, el parque Hidroeléctrico tiene 120.10 MW, la capacidad Geotérmica es de 154.50 MW, las plantas Eólicas que funcionan a base de viento tienen 146.60 MW y las plantas Térmicas que operan principalmente con bagazo de caña incorporan 133.80 MW. (Ver Gráfico No.2 con los porcentajes de participación en el total instalado).

Gráfico No.2

PLANTAS % PARTIC.

NOMINAL

% CRECIM

NOMINAL CRECIM MW

2012 2013

Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) 291.20 291.20 22.58 - -

Hugo Chavez 60.00 60.00 4.65 - -

Che Guevara I (Tipitapa) 20.40 20.40 1.58 - -

Che Guevara II (Masaya) 20.40 20.40 1.58 - -

Che Guevara III (Managua) 20.40 20.40 1.58 - -

Che Guevara IV (Masaya) 20.40 20.40 1.58 - -

Che Guevara V (Masaya) 20.40 20.40 1.58 - -

Che Guevara VI (Nagarote) 13.60 13.60 1.05 - -

Che Guevara VII (Nagarote) 40.80 40.80 3.16 - -

Che Guevara VIII (León) 27.20 27.20 2.11 - -

Che Guevara IX (Puerto Sandino) 47.60 47.60 3.69 - -

CAPACIDAD NOMINAL


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1.3 Capacidad Instalada Efectiva por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. La capacidad instalada efectiva en 2013, registró 976.27 MW, distribuidos entre el SIN con 964.08 MW (98.75%) y el SAN con 12.19 MW (1.25%). El Gráfico No.3 muestra el tamaño de las capacidades y el porcentaje de participación en el total de capacidad efectiva.

Gráfico No.3

De 976.27 MW efectivo instalado, las empresas públicas figuran con 111.12 MW (11.38%) y las empresas privadas con 865.15 MW (88.62%). Respecto al año 2012, la capacidad instalada efectiva total tuvo una disminución neta de 64.84 MW debido principalmente a: i) disminución de 35 MW de la planta Las Brisas y 5.8 MW de la planta GESARSA, ambas debido a continuos mantenimientos durante el año 2013. ii) disminución de 50 MW en la planta Nicaragua de la empresa GEOSA, esto de acuerdo a comunicación del ente regulador en donde se expresa que la Unidad No.2 de la planta Nicaragua, puede ponerse fuera de servicio y mantenerse en stand-by frío, esto con el objetivo de que la tarifa al consumidor final se mantenga lo más estable posible sin experimentar incrementos. Es importante mencionar la instalación de 13 MW de capacidad efectiva de la planta hidroeléctrica Hidropantasma, la cual inició operaciones en el segundo semestre del 2013, además del aumento en la capacidad efectiva reportada por las empresas Blue Power & Energy S.A y Eolo de Nicaragua, que estuvieron en funcionamiento durante todo el año. Existen otras variaciones menores que presentan las empresas en su capacidad efectiva. Dentro del SIN se observa una disminución de 8.76 MW en las empresas Momotombo Power Company, Ingenio Monte Rosa y Polaris Energy Nicaragua, éste último relacionado con la salida de sus unidades 1 y 2 (planta de contrapresión). Con lo que respecta al SAN, existe un incremento neto de 0.84 MW. En la Tabla No.2, se muestra la capacidad efectiva de todas las empresas públicas y privadas del SIN y el SAN, el porcentaje de participación nominal respecto al total instalado en 2013 y la variación ocurrida en relación al año 2012.


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Tabla No. 2 Capacidad Instalada Efectiva por Sistemas, Empresas y Plantas

Fuente: Empresas Públicas y Privadas del SIN y Sistemas Aislados. Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE. Análisis propio, Dirección General de Políticas y Planificación - MEM Notas: 1/ La Empresa de Generación Hidroeléctrica, Sociedad Anónima (HIDROGESA), la Empresa Generadora Momotombo, Sociedad Anónima (GEMOSA) y la Empresa Generadora Central, Sociedad Anónima (GECSA) deberá leerse como Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), por mandato de la Ley No. 746 “Ley de Reforma al Decreto Ejecutivo No. 46-94, Creación de la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), a la Ley No. 272, Ley de la Industria Eléctrica y a la Ley No. 554, Ley de Estabilidad Energética. 2/ El 1 de junio 2013 la empresa Ormat cambia su razón social a Momotombo Power Company (MPC), quien tiene la responsabilidad de la operación y mantenimiento del campo geotérmico Momotombo, propiedad de ENEL. 3/ De acuerdo al contrato (PENSA – Distribuidora), se acordó que al entrar la unidad 4, las unidades 1 y 2 debían salir del SIN.

EFECTIVA EFECTIVA % EFECTIVA CRECIM CRECIM

2012 2013 2013 % MW

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 1,029.76 964.08 98.75 -6.38 -65.68


Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) /1 144.00 109.00 11.16 (24.31) (35.00)

Centroamérica 48.00 48.00 4.92 - -

Carlos Fonseca 50.00 50.00 5.12 - -

Managua 11.00 11.00 1.13 - -

Las Brisas 35.00 - - (100.00) (35.00)

Generadora San Rafael, S.A.(GESARSA) 5.80 - - (100.00) (5.80)

EMPRESAS PRIVADAS 879.96 855.08 87.59 -2.83 -24.88

Hidroeléctrica ATDER - El Bote 0.90 0.90 0.09 - -


Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) * 276.86 276.86 28.36 - -


Corporación Eléctrica Nicaragüense, S.A. (CENSA) 60.90 60.90 6.24 - -

Empresa Energética Corinto (EEC) 70.50 70.50 7.22 - -

Tipitapa Power Company (TPC) 50.90 50.90 5.21 - -

Generadora Eléctrica de Occidente, S.A. (GEOSA) 100.00 50.00 5.12 (50.00) (50.00)

(Planta Nicaragua)

Momotombo Power Company (MPC) /2 26.30 23.00 2.36 (12.55) (3.30)

Polaris Energy Nicaragua, S.A. (PENSA)/3 50.80 46.34 4.75 (8.78) (4.46)

Nicaraga Sugar Estates Limited (NSEL) /4 77.30 77.30 7.92 - -

Monte Rosa, S.A. (IMR) /4 48.50 47.50 4.87 (2.06) (1.00)

Consorcio Eólico, S.A. (AMAYO) I y II 63.00 63.00 6.45 - -

Blue Power & Energy, S.A. 32.00 39.60 4.06 23.75 7.60


SISTEMAS AISLADOS 11.35 12.19 1.25 7.38 0.84


RAAN (Bull Kiamp y Waspam) 0.47 0.45 0.05 (5.64) (0.03)

RAAS (Corn Islan, El Ayote, Orinoco, Pueblo Nuevo, 1.82 1.67 0.17 (7.93) (0.14)



EMPRESAS PRIVADAS 9.06 10.07 1.03 11.13 1.01


Puerto Cabezas Power (PCP) 6.85 7.40 0.76 8.03 0.55

Tichana Power (TP) 0.20 0.22 0.02 11.50 0.02

TOTAL NACIONAL 1,041.11 976.27 100.00 -6.23 -64.84

EMPRESAS

CAPACIDAD INSTALADA EFECTIVA -MW


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4/ Los ingenios azucareros NSEL y Monte Rosa reportan el total de su capacidad instalada efectiva, utilizada para autoconsumo y para entrega de energía al SIN.

* A continuación se muestra la distribución de las capacidades de plantas de ALBANISA

1.4 Capacidad Instalada Efectiva por Tipo de Fuente Los 976.27 MW instalados de capacidad efectiva están compuestos por plantas Térmicas con 532.13 MW, las Hidroeléctricas con 112.12 MW, las Eólicas con 137.88 MW, las Geotérmicas con 69.34 MW, y las plantas Térmicas que utilizan Biomasa (bagazo de caña) con 124.80 MW. (Ver Gráfico No.4 con los porcentajes de participación en el total).

Grafico No. 4

2012 2013

Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) 276.86 276.86 28.36 - 0.00

Hugo Chavez 60.00 60.00 6.15 - 0.00

Che Guevara I (Tipitapa) 19.20 19.20 1.97 - 0.00

Che Guevara II (Masaya) 19.20 19.20 1.97 - 0.00

Che Guevara III (Managua) 19.20 19.20 1.97 - 0.00

Che Guevara IV (Masaya) 19.20 19.20 1.97 - 0.00

Che Guevara V (Masaya) 18.60 18.60 1.91 - 0.00

Che Guevara VI (Nagarote) 12.87 12.87 1.32 - 0.00

Che Guevara VII (Nagarote) 38.00 38.00 3.89 - 0.00

Che Guevara VIII (León) 25.27 25.27 2.59 - 0.00

Che Guevara IX 45.32 45.32 4.64 - 0.00

CAPACIDAD EFECTIVA % PARTIC

EFECTIVA

% CRECIM

EFECTIVACRECIM MWPLANTAS


14

II.GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA

2.1 Generación Bruta por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. La Generación Bruta Nacional, totalizó 4,158.62 GWh en 2013, el SIN generó 4,104.72 GWh (98.70% del total) y el SAN generó 53.90 GWh (1.30%). En el SIN, las empresas públicas produjeron 450.29 GWh y las privadas 3,654.43 GWh. La generación de electricidad en el SAN se realizó de la siguiente forma, 7.75 GWh las empresas públicas y 46.15 GWh las privadas. A nivel nacional las plantas del sector público generaron 458.04 GWh, es decir 11.01% del total y las empresas privadas 3,700.58 GWh determinando el 88.99% de participación. (Ver Gráfico No. 5)

Grafico No. 5

De la comparación entre los años 2013 y 2012, resulta que la generación bruta logró crecer 137.16 GWh, es decir 3.41% respecto al 2012, que generó 4,021.46 GWh. El SIN creció con resultado neto de 131.70 GWh por el aumento de 2.09 GWh en las empresas públicas y un significativo incremento de 129.61 GWh en las empresas privadas. En el SAN, únicamente las empresas privadas añadieron 5.45 GWh. Es importante destacar el significativo aumento que hubo en la generación bruta de electricidad por parte de las plantas eólicas Blue Power & Energy y Eolo de Nicaragua, quienes aumentaron considerablemente su generación comparado con el año anterior, generando en conjunto 252.02 GWh más que en el 2012. Otro aporte relevante lo realiza la empresa geotérmica Polaris Energy Nicaragua, la cual aumentó su generación bruta en 163.82GWh adicionales a los generados en el año 2012, es decir un 54.04% más que el año pasado. (Ver Tabla No.3).


15

Tabla No.3 Generación Bruta por Sistemas, Empresas y Plantas

Fuente: Empresas Públicas y Privadas del SIN y Sistemas Aislados. Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE. Análisis propio, Dirección General de Políticas y Planificación - MEM Notas: 1/ La Empresa de Generación Hidroeléctrica, Sociedad Anónima (HIDROGESA), la Empresa Generadora Momotombo, Sociedad Anónima (GEMOSA) y la Empresa Generadora Central, Sociedad Anónima (GECSA) deberá leerse como Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), por mandato de la Ley No. 746 “Ley de Reforma al Decreto Ejecutivo No. 46-94, Creación de la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), a la Ley No. 272, Ley de la Industria Eléctrica y a la Ley No. 554, Ley de Estabilidad Energética. 2/ El 1 de junio 2013 la empresa Ormat cambia su razón social a Momotombo Power Company (MPC), quien tiene la responsabilidad de la operación y mantenimiento del campo geotérmico Momotombo, propiedad de ENEL. 3/ La generación bruta presentada por los ingenios azucareros NSEL y Monte Rosa corresponde al total de energía producida por su planta, utilizado tanto para sus instalaciones industriales como para la inyección de energía al SIN.

GENERAC. BRUTA-GWh % GENERAC CRECIM CRECIM

2012 2013 2013 % GWh


EMPRESAS PÚBLICAS 448.20 450.29 10.83 0.47 2.09

Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) /1 446.62 450.17 10.82 0.79 3.55

Centroamérica 228.14 252.12 6.06 10.51 23.98

Carlos Fonseca 185.30 175.12 4.21 (5.50) (10.18)

Managua 33.04 22.86 0.55 (30.80) (10.18)

Las Brisas 0.14 0.06 0.00 (54.80) (0.08)



Hidroeléctrica ATDER - El Bote 3.74 4.18 0.10 11.84 0.44


Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) * 674.95 559.48 13.45 (17.11) (115.47)


Corporación Eléctrica Nicaragüense, S.A. (CENSA) 228.43 230.09 5.53 0.73 1.66

Empresa Energética Corinto (EEC) 530.74 514.87 12.38 (2.99) (15.87)

Tipitapa Power Company (TPC) 368.72 322.53 7.76 (12.53) (46.19)


(Planta Nicaragua)


Polaris Energy Nicaragua, S.A. (PENSA) 303.16 466.98 11.23 54.04 163.82

Nicaraga Sugar Estates Limited (NSEL) /3 225.56 236.94 5.70 5.05 11.38

Monte Rosa, S.A. (IMR) /3 228.41 245.17 5.90 7.34 16.76

Consorcio Eólico, S.A. (AMAYO) I y II 264.07 244.07 5.87 (7.57) (20.00)





RAAN (Bull Kiamp y Waspam) 1.67 2.22 0.05 32.71 0.55







Tichana Power (TP) 1.46 1.48 0.04 1.62 0.02

TOTAL NACIONAL 4,021.46 4,158.62 100.00 3.41 137.16

PLANTAS


16

* A continuación se muestra la distribución de las capacidades en las plantas de ALBANISA.

2.2 Generación Bruta por Tipo de Fuente. La producción bruta de 4,158.62 GWh fue generada por plantas que utilizan diferentes tipos de procesos para la producción de electricidad. En ese sentido, las plantas Hidroeléctricas generaron 456.06 GWh; las plantas Geotérmicas generaron 679.36 GWh; plantas Eólicas generaron 561.57 GWh; las plantas Térmicas que utilizan fuel oil y diesel oil generaron 1979.51 GWh y finalmente las plantas Térmicas que utilizan Biomasa (bagazo de caña) generaron 482.11 GWh. El Gráfico No.6 muestra con valores y porcentajes la participación en el total nacional generado y la Tabla No.4 la generación por fuentes de los años 2012 y 2013. Gráfico No.6

GENERAC. BRUTA

PLANTAS 2012 2013

Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) 674.95 559.48 13.45 (17.11) -115.47

Hugo Chavez 3.28 2.59 0.06 (21.01) -0.69

Che Guevara I (Tipitapa) 35.10 28.70 0.69 (18.23) -6.40

Che Guevara II (Masaya) 35.59 29.25 0.70 (17.80) -6.33

Che Guevara III (Managua) 34.06 32.49 0.78 (4.62) -1.57

Che Guevara IV (Masaya) 25.41 16.03 0.39 (36.94) -9.39

Che Guevara V (Masaya) 15.99 9.44 0.23 (40.96) -6.55

Che Guevara VI (Nagarote) 72.68 66.46 1.60 (8.57) -6.23

Che Guevara VII (Nagarote) 172.18 187.16 4.50 8.70 14.98

Che Guevara VIII (León) 81.23 58.08 1.40 (28.50) -23.15

Che Guevara IX 199.42 129.29 3.11 (35.17) -70.14

% GENERAC

2012CRECIM % CRECIM GWh


17

Tabla No.4 Generación Bruta (GWh) por Tipo de Fuente

Fuente: Empresas Públicas y Privadas del SIN y Sistemas Aislados.

Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE. Análisis propio, Dirección General de Políticas y Planificación – MEM. Nota:

1/La generación bruta presentada por los ingenios azucareros NSEL y Monte Rosa, corresponde al total de energía producida por su planta, utilizada tanto para sus instalaciones industriales como para la inyección de energía al SIN.

En términos generales se observa que todas las fuentes renovables han aumentado su generación bruta en 26.29 % durante el 2013 comparado con el año anterior, mientras que las fuentes térmicas a base de fuel oil y diesel oil redujeron su generación en 13.78%. 2.3 Generación Neta por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. La generación neta de electricidad a nivel nacional, es decir, el total de electricidad que las plantas de generación entregaron al sistema, alcanzó 3,795.85 GWh, del cual el SIN participó con 3,744.66 GWh (98.65% del total nacional) mientras el SAN con 51.19 GWh (1.35%). En el SIN las empresas públicas generaron 443.26 GWh (11.68%) y las empresas privadas 3,301.40 GWh (86.97%). En el SAN las empresas públicas produjeron 7.68 GWh (0.20%) y las empresas privadas 43.51 GWh (1.15%). (Ver Gráfico No. 7)

TIPO DE FUENTE 2012 2013 Variación

Hidroeléctricas 417.18 454.59 8.97%

Geotérmicas 523.32 679.36 29.82%

Eólicas 329.55 561.57 70.40%

Termoeléctricas (Fuel Oil + Diesel) 2,249.01 1,927.10 -14.31%

Térmicas (Biomasa) 453.96 482.11 6.20%

TOTAL S.I.N. 3,973.02 4,104.72 3.31%


Termoeléctricas (Fuel Oil + Diesel) 46.98 52.42 11.56%

TOTAL AISLADOS 48.44 53.90 11.27%


Geotérmicas 523.32 679.36 29.82%

Eólicas 329.55 561.57 70.40%


Térmicas (Biomasa) /1

453.96 482.11 6.20%

TOTAL NACIONAL 4,021.46 4,158.62 3.41%


18

Gráfico No.7

Se destaca que entre los años 2013 y 2012 la generación neta de energía creció 123.21 GWh (3.35%) respecto a 3,672.63 GWh del año 2012. El SIN aumentó 118.69 GWh, efecto de un significativo incremento de 116.49 GWh proveniente de las empresas privadas y 2.20GWh de las empresas públicas. En el caso del SAN sólo añadieron 4.53 GWh por un incremento de 4.35 GWh de las empresas privadas y 0.18 GWh de las empresas públicas. Al igual que en la generación bruta, es importante destacar el significativo aumento que hubo en la generación neta de electricidad por parte de las plantas eólicas Blue Power & Energy y Eolo de Nicaragua, quienes en promedio aumentaron alrededor de 3.8 veces su generación comparado con el año anterior, entregando a la red en conjunto 249.85 GWh más que en el 2012. Así mismo la empresa geotérmica Polaris Energy Nicaragua, entregó a la red 50.47% más que en el año 2012. (Ver Tabla No.5)


19

Tabla No.5 Generación Neta por Sistemas, Empresas y Plantas

Fuente: Empresas Públicas y Privadas del SIN y Sistemas Aislados. Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE. Análisis propio, Dirección General de Políticas y Planificación - MEM Notas: 1/ La Empresa de Generación Hidroeléctrica, Sociedad Anónima (HIDROGESA), la Empresa Generadora Momotombo, Sociedad Anónima (GEMOSA) y la Empresa Generadora Central, Sociedad Anónima (GECSA) deberá leerse como Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), por mandato de la Ley No. 746 “Ley de Reforma al Decreto Ejecutivo No. 46-94, Creación de la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), a la Ley No. 272, Ley de la Industria Eléctrica y a la Ley No. 554, Ley de Estabilidad Energética. 2/ El 1 de junio 2013 la empresa Ormat cambia su razón social a Momotombo Power Company (MPC), quien tiene la responsabilidad de la operación y mantenimiento del campo geotérmico Momotombo, propiedad de ENEL. 3/ La generación neta presentada por los ingenios azucareros NSEL y Monte Rosa corresponde a la energía inyectada al SIN.

GENERAC. NETA-GWh % GENERAC CRECIM CRECIM

2012 2013 2013 % GWh



Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) /1 439.53 443.14 11.67 0.82 3.61

Centroamérica 225.58 249.26 6.57 10.50 23.68

Carlos Fonseca 181.91 171.88 4.53 (5.51) (10.03)

Managua 31.91 21.94 0.58 (31.23) (9.97)

Las Brisas 0.13 0.06 0.00 (52.81) (0.07)



Hidroeléctrica ATDER - El Bote 3.72 4.16 0.11 11.75 0.44


Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) * 659.56 545.79 14.38 (17.25) (113.77)

(Hugo Chavez y 9 Pltas Che Guevara)

Corporación Eléctrica Nicaragüense, S.A. (CENSA) 221.64 223.20 5.88 0.70 1.56

Empresa Energética Corinto (EEC) 505.70 490.77 12.93 (2.95) (14.93)

Tipitapa Power Company (TPC) 364.26 318.63 8.39 (12.53) (45.63)


(Planta Nicaragua)


Polaris Energy Nicaragua, S.A. (PENSA) 281.79 424.00 11.17 50.47 142.21

Nicaraga Sugar Estates Limited (NSEL) /3 94.00 108.91 2.87 15.87 14.92

Monte Rosa, S.A. (IMR) /3 154.24 166.27 4.38 7.80 12.03

Consorcio Eólico, S.A. (AMAYO) I y II 259.33 239.66 6.31 (7.58) (19.67)





RAAN (Bull Kiamp y Waspam) 1.50 2.21 0.06 47.29 0.71







Tichana Power (TP) 1.45 1.47 0.04 1.63 0.02

TOTAL NACIONAL 3,672.63 3,795.85 100.00 3.35 123.21

PLANTAS


20

* A continuación se muestra la distribución de las capacidades en las plantas de ALBANISA

2.4 Generación Neta por Tipo de Fuente. La producción neta de 3,795.85 GWh fue generada por diferentes tipos de plantas, en el Gráfico No.8 y Tabla No. 6, se destaca la contribución en GWh y el porcentaje de participación en el total de las plantas Hidroeléctricas (Centroamérica, Carlos Fonseca e Hidropantasma), plantas Geotérmicas (Momotombo y San Jacinto Tizate), Plantas Eólicas (Amayo I y II, Blue Power & Energy y Eolo de Nicaragua S.A), plantas Térmicas (fuel oil y diesel oil de las empresas públicas y privadas del SIN y Sistemas Aislados); y plantas Térmicas que utilizan Biomasa (bagazo de caña de ingenios Monte Rosa y San Antonio).

Gráfico No.8

GENERAC. NETA % GENERAC CRECIM CRECIM

PLANTAS 2012 2013 2013 % GWh

Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) 659.56 545.79 14.38 (17.25) -113.77

Hugo Chavez 3.24 2.22 0.06 (31.39) -1.02

Che Guevara I (Tipitapa) 34.29 28.02 0.74 (18.29) -6.27

Che Guevara II (Masaya) 34.65 28.46 0.75 (17.87) -6.19

Che Guevara III (Managua) 33.07 31.54 0.83 (4.61) -1.52

Che Guevara IV (Masaya) 24.71 15.57 0.41 (37.00) -9.14

Che Guevara V (Masaya) 15.56 9.18 0.24 (41.03) -6.38

Che Guevara VI (Nagarote) 71.17 64.98 1.71 (8.69) -6.18

Che Guevara VII (Nagarote) 168.62 183.05 4.82 8.56 14.44

Che Guevara VIII (León) 79.44 56.68 1.49 (28.65) -22.76

Che Guevara IX 194.84 126.10 3.32 (35.28) -68.74


21

Tabla No.6 Generación Neta (GWh) por Tipo de Fuente

Fuente: Empresas Públicas y Privadas del SIN y Sistemas Aislados. Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE. Análisis propio, Dirección General de Políticas y Planificación – MEM. Nota:

1/ La generación neta presentada por los ingenios NSEL y Monte Rosa corresponde a la energía inyectada al SIN.

En el caso de la generación neta se observa también que todas las fuentes renovables han aumentado su generación durante el 2013 comparado con el año anterior, mientras que las fuentes térmicas a base de fuel oil y diesel oil redujeron su generación en 13.76%.

TIPO DE FUENTE 2012 2013 Variación


Geotérmicas 473.80 607.31 28.18%

Eólicas 324.81 555.00 70.87%


Térmicas (Bagazo de Caña) 248.23 275.18 10.86%

TOTAL S.I.N. 3,625.97 3,744.66 3.27%


Termoeléctricas (Fuel Oil + Diesel) 45.21 49.72 9.96%

TOTAL AISLADOS 46.66 51.19 9.71%


Geotérmicas 473.80 607.31 28.18%

Eólicas 324.81 555.00 70.87%


Térmicas (Bagazo de Caña) /1

248.23 275.18 10.86%

TOTAL NACIONAL 3,672.63 3,795.85 3.35%


22

III.COMBUSTIBLE PARA LA GENERACIÓN DE ENERGIA ELECTRICA Y RENDIMIENTO

3.1 Consumo de Combustible para la Generación de Energía. La generación de electricidad utiliza diferentes fuentes de energía, tales como la térmica, donde su combustible principal es el Bunker (fuel oil) y diesel oil, los cuales son consumidos en centrales a vapor, turbinas a gas y motores de combustión interna; las plantas hidroeléctricas hacen uso del agua almacenada en los embalses ya sea de regulación horaria o estacional, además de pequeñas centrales a filo de agua; las centrales geotérmicas utilizan el vapor almacenado en el recurso geotérmico subterráneo, y los térmicas de Biomasa (ingenios azucareros) utilizan de combustible el bagazo de caña principalmente y en menor cantidad la leña, que son quemados en calderas de vapor. La mayor participacion de las energias renovables en la generacion de electricidad, ocasionó una disminución de 14.69 % en el consumo de diesel oil y fuel oil utilizados para la generacion . En ese sentido, el consumo de fuel oil para generación eléctrica fue de 2,859.30 miles de barriles y se redujo 14.81% respecto a 2012, cuya generación requirió 3,356.23 miles de barriles. Del consumo en 2013, expresado en miles de barriles, le correspondió 33.24 a ENEL (Managua), 0.23 a la empresa GESARSA, 768.74 a la empresa ALBANISA (plantas Hugo Chávez y 9 plantas Che Guevara), 334.38 a la empresa CENSA, 700.99 a la empresa EEC (Corinto), 465.42 a la empresa Tipitapa Power Company, 503.39 a planta Nicaragua (GEOSA) y 52.90 a la empresa Puerto Cabezas Power. El consumo de diesel oil en 2013, totalizó 79.86 miles de barriles, se redujo 10.50% respecto al 2012, que consumió 89.22 miles de barriles. En 2013, los consumos más significativos en miles de barriles de diesel se dieron en ALBANISA con 40.69 y en los Sistemas Aislados privados la Empresa Generadora de Ometepe (EGOMSA) con 15.06, así como la empresa Puerto Cabezas Power con 1.24. En los Sistemas Aislados públicos el consumo fue de 16.94 miles de barriles. Los restantes 5.9 miles de barriles de diesel, corresponde al consumo de las empresas GESARSA, ENEL (Las Brisas) y EEC (Corinto), así como otros usos diesel. El consumo de bagazo de caña medido en toneladas métricas durante el año 2013, fue de 1.553,775.56 (en los ingenios San Antonio con 807,088.78 y Monte Rosa con 746,686.78), este volumen implica un aumento de 11.38% respecto al año 2012, que registró un consumo de 1.395,051.97 toneladas métricas de bagazo de caña. Cabe mencionar, que el consumo de bagazo de caña corresponde al requerido para generación de electricidad, tanto para inyeccion al SIN como para su autoconsumo. El consumo de leña en el ingenio San Antonio de la empresa Nicaragua Sugar Estates Limited, pasó de 27,746.00 toneladas métricas en 2012, a 19,427.09 en el año 2013, disminuyendo en 29.98%. El consumo de vapor geotérmico utilizado en las plantas Momotombo Power Company y Polaris Energy Nicaragua, creció un 31.41% al pasar de 4,080.27 miles de tonelada en 2012, a 5,361.90 miles de toneladas en 2013. El consumo de agua caliente o agua de salmuera consumido en la planta binaria de los campos geotermicos Momotombo y planta de condesación en San Jacinto-Tizate de las empresas mencionadas anteriormente, aumentó en 50.29% respecto al 2012, al pasar de 8,208.59 miles de metros cúbicos en 2012 a 12,336.29 miles de metros cúbicos en 2013. Las generadoras Hidroeléctricas consumieron 781,534.74 miles de metros cúbicos de agua en el año 2012, para este año el consumo aumentó a 829,343.49 miles de metros cúbicos, es decir un


23

aumento de 47,808.75 miles de metros cúbicos que representa un incremento de 6.12% respecto al año anterior. (Ver Tablas No. 7 y 8).

Tabla No. 7 Consumo de Combustible para la Generación de Electricidad

Fuente: Empresas Públicas y Privadas del SIN y Sistemas Aislados. Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE. Análisis propio, Dirección General de Políticas y Planificación – MEM. Nota: 1/ El 1 de junio 2013 la empresa Ormat cambia su razón social a Momotombo Power Company (MPC), quien tiene la responsabilidad de la operación y mantenimiento del campo geotérmico Momotombo, propiedad de ENEL.

SISTEMA Y PLANTA Unidad 2012 2013 Crecim. %

SISTEMA INTERC. NACIONAL (PÚBLICAS)

Centroamérica (ENEL) 103 M3 Agua 378,264.79 418,526.13 10.64

Carlos Fonseca (ENEL) 103 M3 Agua 385,426.50 364,242.53 (5.50)

Managua (ENEL) 103 Barril FO 48.31 33.24 (31.19)

Generadora San Rafael, S.A.(GESARSA) 103 Barril FO 2.80 0.23 (91.91)

Las Brisas (ENEL) 103 Barril Diesel 0.25 0.18 (26.64)

Generadora San Rafael, S.A.(GESARSA) 103 Barril Diesel 0.03 0.01 (72.07)

SISTEMA INTERC. NACIONAL (PRIVADAS)

Hidroeléctrica ATDER - El Bote 103 M3 Agua 16,239.56 18,162.08 11.84

Hidropantasma (HPA) 103 M3 Agua - 24,751.50

Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) 103 Barril FO 930.07 768.74 (17.35)

Corporac.Eléctrica Nicaragüense, S.A. (CENSA) 103 Barril FO 331.13 334.38 0.98

Empresa Energética Corinto (EEC) 103 Barril FO 719.18 700.99 (2.53)

Tipitapa Power Company (TPC) 103 Barril FO 529.13 465.42 (12.04)

Nicaragua (GEOSA) 103 Barril FO 751.01 503.39 (32.97)

Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) 103 Barril Diesel 41.17 40.69 (1.15)

Empresa Energética Corinto (EEC) 103 Barril Diesel 1.95 0.92 (52.92)

Otros Usos - (Miles de Galones) 103 Barril Diesel 5.58 4.81 (13.82)

Momotombo Power Company (MPC) 103 Ton Vapor 1,627.48 1,655.94 1.75

Polaris Energy Nicaragua, S.A. (PENSA) 103 Ton Vapor 2,452.79 3,705.96 51.09

Polaris Energy Nicaragua, S.A. (PENSA) 103 M3 Agua de Salmuera - 3,860.68

Momotombo Power Company (MPC) 103 M3 Agua de Salmuera 8,208.59 8,475.61 3.25

Nicaraga Sugar Estates Limited (NSEL) Ton Met Bagazo 740,838.15 807,088.78 8.94

Monte Rosa, S.A. (IMR) /1 Ton Met Bagazo 654,213.82 746,686.78 14.13

Nicaraga Sugar Estates Limited (NSEL) /1 Ton Met Leña 27,746.00 19,427.09 (29.98)

SISTEMAS AISLADOS (PUBLICAS)

RAAN 103 Barril Diesel 4.46 4.56 2.24

RAAS 103 Barril Diesel 12.65 12.38 (2.20)

CENTRO 103 Barril Diesel - - -

SISTEMAS AISLADOS (PRIVADAS)

Puerto Cabezas Power (PCP) 103 Barril FO 44.61 52.90 18.60

Empresa Generadora Ometepe, S.A. (EGOMSA) 103 Barril Diesel 14.09 15.06 6.90

Puerto Cabezas Power (PCP) 103 Barril Diesel 9.04 1.24 (86.26)

Tichana Power (TP) 103 M3 Agua 1,603.89 3,661.24 128.27


24

Tabla No.8 Resumen de Combustibles Consumidos

Fuente: Empresas Públicas y Privadas del Sistema S.I.N. y Sistemas Aislados. Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE.

En la Tabla No. 9 y Gráfico No. 9 se muestra por mes el consumo de fuel oil y diesel oil en miles de barriles requeridos para satisfacer la producción de energía termoeléctrica del país.

Tabla No.9 Consumo de Fuel Oil y Diesel Oil, Miles de Barriles - Año 2013

Fuente: Empresas Públicas y Privadas del Sistema S.I.N. y Sistemas Aislados. Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE.

Gráfico No.9

RESUMEN COMBUSTIBLES CONSUMIDOS 2012 2013 Crecim %

Total Agua (103 M3) 781,534.74 829,343.49 6.12

Total Agua Salmuera (103 M

3) 8,208.59 12,336.29 50.29

Total Vapor Geotérmico (103 Toneladas) 4,080.27 5,361.90 31.41

Total Bagazo Caña (Toneladas Métricas) 1395,051.97 1553,775.56 11.38

Total Leña (Toneladas Métricas) 27,746.00 19,427.09 (29.98)

Total Fuel Oil (103 Barriles) 3,356.23 2,859.30 (14.81)

Total Diesel Oil (103

Barriles) 89.22 79.86 (10.50)

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

MILES DE BARRILES

Fuel Oil 188.06 189.90 204.81 254.27 290.38 256.65 248.81 279.63 252.75 288.43 235.58 170.02 2,859.30

Diesel Oil 5.00 5.41 5.80 6.65 6.72 6.16 6.90 7.23 7.72 8.72 7.43 6.11 79.86


25

3.2 Rendimiento de Combustible por Tipo de Planta. La Tabla No.10.1 y 10.2 muestra el rendimiento en kWh por cada tipo de combustible utilizado por todas las plantas públicas y privadas del SIN y los Sistemas Aislados en los años 2012 y 2013.

Tabla No.10.1 Rendimientos por Plantas del Sistema Interconectado Nacional

Fuente: Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE. Nota: 1/ El 1 de junio 2013 la empresa Ormat cambia su razón social a Momotombo Power Company (MPC), quien tiene la responsabilidad de la operación y mantenimiento del campo geotérmico Momotombo, propiedad de ENEL.

EMPRESA 2012 2013

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

EMPRESAS PÚBLICASEmpresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL)

- Centroamérica 0.60 0.60

- Carlos Fonseca 0.48 0.48

- Managua kWh / Galón de Fuel Oil 16.29 16.38

- Las Brisas kWh/Galón Diesel 13.19 8.12

Generadora San Rafael, S.A.(GESARSA) kWh / Galón de Fuel Oil + Diesel 13.30 12.63

EMPRESAS PRIVADAS

Hidroeléctrica ATDER - El Bote 0.23 0.23

Hidro Pantasma (HPA) 0.94

Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA)

Hugo Chavez kWh/Galón Diesel 13.99 13.65

Che Guevara I (Tipitapa) 16.27 16.30

Che Guevara II (Masaya) 16.39 16.35

Che Guevara III (Managua) 16.29 16.35

Che Guevara IV (Masaya) 16.37 16.39

Che Guevara V (Masaya) 16.43 16.38

Che Guevara VI (Nagarote) 16.56 16.47

Che Guevara VII (Nagarote) 16.57 16.48

Che Guevara VIII (León) 16.55 16.54

Che Guevara IX kWh/Galón Fuel Oil + Diesel 16.72 16.55

Corporación Eléctrica Nicaragüense, S.A. (CENSA) kWh/Galón Fuel Oil 16.43 16.38

Empresa Energética Corinto (EEC) kWh/Galón Fuel Oil + Diesel 17.52 17.46

Tipitapa Power Company (TPC) kWh/Galón Fuel Oil 16.59 16.50

Gener.Eléct de Occidente, S.A. (GEOSA)

Nicaragua 13.04 13.10

Momotombo Power Company /1 kWh/Ton. Vapor 104.90 99.60

Momotombo Power Company (MPC) - (EC) /1 kWh/ Salmuera 5.60

Polaris Energy Nicaragua, S.A. (PENSA) kWh/Ton. Vapor 123.60 126.01

Nicaraga Sugar Estates Limited (NSEL) 304.46 293.57

Monte Rosa, S.A. (IMR) 349.14 328.34

Consorcio Eólico, S.A. (AMAYO I)

kWh/Tonelada Bagazo de Caña

kWh/Galón Fuel Oil

kWh/Galón Fuel Oil + Diesel

kWh/M3

Agua

kWh/Metro Cúbico de Agua

kWh/Galón Fuel Oil + Diesel


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Tabla No.10.2 Rendimientos por Plantas del Sistema Aislado Nacional

EMPRESA 2012 2013

SISTEMAS AISLADOS 11.96 12.04

EMPRESAS PÚBLICAS 10.76 10.89Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL) 10.76 10.89

RAAN 8.91 0.00

Bull Kiamp 2.11 0.00

Waspam 9.01 11.56

RAAS 11.42 0.00

Corn Island 12.09 10.86

El Ayote 11.34 0.00

Karawala 9.25 9.85

Orinoco 8.23 7.03

Pueblo Nuevo 9.57 9.78

San Juan del Norte 10.73 11.42

Tasbapauni 6.04 6.37

CENTRO 0.00 0.00

Plan de Grama 0.00 0.00

Wamblan 0.00 0.00

EMPRESAS PRIVADAS

Empresa Generadora Ometepe, S.A. (EGOMSA) kWh/Galón Diesel 13.41 13.33

Puerto Cabezas Power (PCP) kWh/Galón Fuel Oil + Diesel 13.90 15.94

Tichana Power (TP) kWh/Metro Cúbico de Agua 0.91 0.40

kWh/Galón Diesel


27

IV.IMPORTACION, EXPORTACION, DEMANDA MAXIMA, MÍNIMA Y FACTOR DE CARGA

4.1 Importaciones, Exportaciones e Interconexión Neta. En el año 2013, se importaron 51,973.95 MWh de energía eléctrica procedente 12,436.79 MWh de los países ubicados al sur de Nicaragua (utilizando nodo de interconexión sur) y 39,537.16 MWh de los países localizados al norte del País (utilizando nodo de interconexión norte). La mayor importación ascendió a 14,028.00 MWh que ocurrió el mes de septiembre del 2013. Las exportaciones de energía sumaron 16,227.36 MWh en 2013 y se vendieron a los países del norte 117.00 MWh y a países del sur 16,110.36 MWh. La mayor exportación mensual ocurrió en mayo y fue de 9,443.69 MWh. Con respecto al año anterior, se observa que existe mayor dinamismo del mercado exterior, en especial lo referido a ventas de energía, las cuales alcanzaron valores 4 veces mayores a los reportados en el 2012. En Tabla No. 11 y Gráfico No. 10, se observan las transacciones internacionales de energía en 2012 y 2013, el crecimiento absoluto y los porcentajes de mejora o disminución.

Tabla No.11

Importación y Exportación de Energía – MWh

Fuente: Centro Nacional Despacho de Carga (CNDC). Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE.

1/ La interconexión neta se refiere a las variaciones de los flujos de energía entregados y recibidos en los cuatro puntos de interconexión del país.

Año Crecim Crecim

2012 2013 Absoluto %

IMPORTACIONES 20,019.18 51,973.95 31,954.77 159.6

Compras Norte 2,734.60 39,537.16 36,802.56 1,345.8

Compras Sur 17,284.58 12,436.79 -4,847.79 (28.0)

EXPORTACIONES 3,192.09 16,227.36 13,035.27 408.4

Ventas Norte 613.91 117.00 -496.92 (80.9)

Ventas Sur 2,578.18 16,110.36 13,532.18 524.9

INTERCONEXION NETA 1/ 29,080.00 -8,106.47 -37,186.47 (127.9)

ENERGIA NO SERVIDA 1,343.41 9,117.59 7,774.18 578.7

Racionamiento 0.00 0.00 0.00

Otras Causas 1,343.41 9,117.59 7,774.18 578.7

TRANSACCIONES


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Gráfico No.10

4.2 Demanda Máxima, Mínima y Factor de Carga. En el año 2013, la demanda máxima de potencia real registrada en el SIN se fijó en 620.10 MW1 y ocurrió el 11 de abril a las 19 horas. En el año 2012, esta demanda alcanzó 609.90 MW, de manera que el aumento al año 2013, es de 10.2 MW y representa un crecimiento de 1.7 %. La demanda mínima en 2013, se situó en 272.10 MW el día 30 de junio a las 6 horas. El Factor de Carga promedio del año fue de 69.14 %. La Tabla No. 12 muestra las demandas máximas, mínimas y el factor de carga obtenido en los años 2012 y 2013, así como las diferencias absolutas y el porcentaje de crecimiento. El Gráfico No.11 también muestra por meses del año 2013, la demanda máxima y mínima en MW y el factor de carga en porcentaje.

1 El CNDC presenta el mismo dato.


29

Tabla No.12 Demanda Máxima, Mínima y Factor de Carga

Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE.

Gráfico No.11

Demandas Año 2012 Año 2013 Diferencia Crecim %

Máxima 609.90 620.10 10.20 1.67

Hora 18:00:00 19:00:00

Fecha 11-dic-12 11-abr-13

Mínima 165.80 272.10 106.30 64.11

Hora 19:00:00 06:00:00

Fecha 25-may-12 30-jun-13

Factor de Carga 68.24 69.14 0.90 1.32


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V.SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

5.1 Descripción del Sistema y Pérdidas. La Red de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional está constituida por líneas de alta tensión, subestaciones y transformadores necesarios para trasladar la energía producida por las empresas generadoras hasta los diferentes puntos de entrega para la extracción en el mercado eléctrico de las diferentes distribuidoras. La longitud de las Líneas de transmisión en el año 2013, totalizan 2,226.37 kilómetros, distribuidos por niveles de voltaje de manera que 341.78 kilómetros corresponden líneas de 230 kV, 1,066.77 kilómetros a líneas de 138 kV y 817.82 kilómetros a líneas de 69 kV. Estas líneas también se distribuyen en 2,063.43 kilómetros de líneas públicas y 162.94 kilómetros de líneas privadas. Adicionalmente se debe mencionar los 305.64 kilómetros de línea de transmisión de 230 kV de circuito sencillo de la Empresa Propietaria de la Red EPR-SIEPAC. Así mismo se cuenta con 86 subestaciones eléctricas, 65 estatales y 21 privadas, con una capacidad +de transformación de 3,544.85 MVA que representó el 1.89% de incremento en relación al año 2013. (Ver Tabla No.13).

Tabla No.13 Subestaciones, Capacidad y Líneas de Transmisión

Fuente: Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL) INE - Dirección de Estudios Económicos y Tarifas. Nota: Se incluyen las subestaciones, capacidad de transformación MVA y líneas de transmisión tanto públicas como privadas. No se incluyen los 305.64 km en 230kV de la EPR-SIEPAC.

En el resumen de los principales indicadores del sector eléctrico que presenta el INE se destaca que las pérdidas del Sistema de Transmisión en 2013, fueron 2.46% y en el año 2013, las pérdidas de transmisión se fijaron en 2.41%.

Sistema de Transmisión 2012 2013

Subestaciones 86 86

Capacidad Transformación MVA 3,479.08 3,544.85

230 kV (KM Lineas Transmisión) 337.88 341.78

138 kV (KM Lineas Transmisión) 955.54 1,066.77

69 kV (KM Lineas Transmisión) 767.04 817.82

Total(KM Lineas de Transmisión) 2,060.46 2,226.37


31

VI. VENTAS DE ENERGIA ELECTRICA, INGRESOS Y CLIENTES

6.1 Ventas Netas de Energía Eléctrica por Tipo de Sistema. Para determinar la oferta disponible de energía eléctrica se inicia con la generación bruta total de todas las plantas que integran los sistemas SIN y SAN, a éstas se restan en forma individual los consumos propios por centrales de generación para obtener la generación neta. La oferta disponible para el SIN, se calcula adicionando a la generación neta el saldo neto de la Interconexión y los volúmenes de importación de energía eléctrica; la oferta disponible para el SAN es su misma generación neta. La suma de estas disponibilidades hace la oferta total del sistema eléctrico de Nicaragua. En la siguiente tabla se presenta las variables que intervienen en el cálculo de la oferta disponible

por sistemas.

Tabla No.14

Oferta Disponible de Energía Eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional -2013

GWh

Fuente: Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE. Análisis propio, Dirección General de Políticas y Planificación – MEM 1/ La interconexión neta se refiere a las variaciones de los flujos de energía entregados y recibidos en los

cuatro puntos de interconexión del país.

Las ventas netas de energía eléctrica realizadas a los usuarios finales por parte de los diferentes agentes del mercado suman 2,950.35 GWh, presentando un crecimiento de 4.21% respecto al año 2012 y su efecto neto fue de 119.16 GWh de incremento. El mayor incremento es atribuido a la evolución de las ventas de Disnorte y Dissur, las cuales aumentaron en 108.55 GWh respecto al año anterior, seguido por las ventas de las 19 pequeñas distribuidoras con 5.72 GWh más que el año pasado, los Grandes Consumidores 3.20 GWh y el SAN con 1.68 GWh de incremento anual. (Ver tabla No. 15) La diferencia entre la energía disponible (inyectada por los generadores en el mercado spot y de contratos) y la extraída por los distribuidores para la facturación o venta a sus clientes finales en el SIN, resultó en 20.71% en Pérdidas de Distribución. Los Sistemas Aislados registraron 40.60% en pérdidas de distribución. En el año 2012 las pérdidas en el SIN fueron 20.86% en distribución, reduciéndose en 0.15% en comparación al 2013.

CONCEPTOS SIN SIST.AISLADOS TOTAL

Generación Bruta 4,104.72 53.90 4,158.62

Consumo Propio 360.06 2.71 362.77

Generación Neta 3,744.66 51.19 3,795.85

Interconexión Neta 1/ (8.11) (8.11)

Importaciones 51.97 51.97

OFERTA DISPONIBLE 3,788.52 51.19 3,839.71


32

Tabla No.15 Ventas de Energía (GWh), Estructura y Crecimiento

Fuente: Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE. Análisis propio, Dirección General de Políticas y Planificación – MEM 1/ El dato corresponde a lo reportado por Dissur, de acuerdo a las ventas de energía eléctrica que ésta realiza a Hismow. 2/ El dato corresponde a lo reportado por las 19 pequeñas distribuidoras según lo que facturan con sus clientes. 3/ Referido a grandes consumidores de electricidad. 4/ Referido al total de ventas de energía eléctrica que Disnorte y Dissur le factura a las pequeñas distribuidoras. En el 2013, esta información ya no es tomada en cuenta. 5/ El uso de redes se refiere al trasiego de la energía eléctrica en las redes de distribución, por tanto no es tomada en cuenta en el cálculo de las ventas de energía nacional.

2012 2013

SIST.INT.NACIONAL 2,802.47 2,919.94 98.97 4.19 117.47

Disnorte 1,357.07 1,420.02 48.13 4.64 62.96

Dissur 1,305.76 1,351.36 45.80 3.49 45.59

DN + DS 2,662.83 2,771.38 93.93 4.08 108.55

Aprodelbo 0.72 0.97 0.03 35.39 0.25

Atder - bl 1.72 1.86 0.06 8.35 0.14

Bluefields 22.97 23.15 0.78 0.82 0.19

Bonanza 3.25 3.99 0.14 22.75 0.74

El Ayote 0.56 1.14 0.04 102.90 0.58

El Bluff 0.65 0.96 0.03 47.23 0.31

Kukra Hill 1.25 1.69 0.06 35.47 0.44

Laguna de Perlas 1.14 1.36 0.05 19.69 0.22

Mulukukú 3.47 3.94 0.13 13.48 0.47

Plan de Gramma 0.16 0.18 0.01 10.71 0.02

Rosita 3.86 4.54 0.15 17.69 0.68

Sahsa 0.24 0.38 0.01 53.99 0.13

Siuna 4.92 5.41 0.18 9.89 0.49

Tasbapauni 0.10 0.00 0.10

Tortuguero 0.09 0.00 0.09

Wamblan 0.09 0.11 0.00 18.72 0.02

Wiwili 1.64 2.17 0.07 31.75 0.52

Zelaya Luz 0.02 0.21 0.01 759.83 0.18

Hismow (Wapí) 1/ 0.30 0.01 0.30

Peq. Distribuidoras 2/ 46.66 52.54 1.78 12.60 5.88

Grand Consumos 3/ 92.82 96.02 3.25 3.45 3.20

Grand Cons DN-DS 4/ 0.15 (0.15)

Uso de Redes /5

SIST.AISLADO 28.72 30.41 1.03 5.86 1.68

Pub (ENEL) 22.40 23.78 0.81 6.17 1.38

Privados (Ometepe) 6.33 6.63 0.22 4.76 0.30

NACIONAL 2,831.19 2,950.35 100.00 4.21 119.16

Ventas por

Distribuidor

Año Estruct %

2013

Crecim

%

Crecim

GWh


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6.1.1 Ventas de Energía Eléctrica por Agente Económico. Las ventas netas realizadas en el SIN a los usuarios finales en el año 2013, fueron atendidas por (I) las distribuidoras: Disnorte y Dissur, (II) las ventas de las 19 pequeñas distribuidoras en el SIN, y (III) las ventas de los generadores a los grandes consumidores mediante contratos y mercado de ocasión. Por otro lado, el sistema aislado considera las ventas de la concesión de Dissur en la Isla de Omete y las comunidades a cargo de ENEL (Ver Tabla No.15). El total vendido fue 2,950.35 GWh, el SIN abasteció 2,919.94 GWh y los sistemas aislados 30.41 GWh, representando el 98.97% y 1.03% del total de ventas de energía eléctrica respectivamente (Ver Gráfico No.12).

Gráfico No.12

6.1.2 Ventas de Energía Eléctrica por Bloques de Consumo. El sector con mayor consumo de energía eléctrica fue el residencial, que participó con el 35.11% en el total de ventas a nivel nacional, seguido por la Industria2 y Comercio3 con el 24.97% y 24.80%, respectivamente. El resto se distribuyó entre Bombeo, Alumbrado Público y Riego (ver Gráfico No.13). Para el cálculo de las ventas por bloques de consumo se agregan las tarifas definidas por el INE para cada sector de consumo.

2 Según la resolución administrativa del INE No.542-08-2007, se tipifica al sector turismo bajo la tarifa Industria Turística

englobada en el pliego tarifario para el sector industrial. La tarifa de Industria Turística comprende las instalaciones de la Industria Hotelera con no menos de quince unidades habitacionales para alojamiento ubicados en zonas rurales o urbanas, que incluyen Hoteles, Condo Hoteles, Aparta Hoteles, Alojamiento en Tiempo Compartido, Moteles Turísticos, Paradores de Nicaragua, Parques de Atracciones Turísticas Permanentes (parques temáticos). 3 Así mismo, la resolución No.542-08-2007 del INE creó la tarifa Apoyo a la Industria Turística, que comprende

Hospederías Menores (instalaciones de la Industria Hotelera con menos de quince unidades habitacionales para alojamiento); Servicios de Alimentos y Bebidas; Entretenimiento y Centros Nocturnos; Centros de Convenciones; Marinas Turísticas. Esta tarifa se ubica dentro del sector comercio y servicios.


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Gráfico No.13

En la Tabla No. 16 se destacan las ventas a usuarios finales de los distintos sectores de consumo en Disnorte y Dissur; las 19 pequeñas distribuidoras y las ventas a los Grandes Consumidores habilitados por el INE4. También se muestra las ventas de los sistemas aislados públicos y privados distribuidos por bloques de consumo.

Es importante mencionar la participación de las ventas residenciales en la estructura del consumo por sistemas, estas representan el 34.84% en el SIN, 60.46% en Sistemas Aislados y 35.11% a nivel nacional.

4 La ley 272 Ley de la Industria Eléctrica define como gran consumidor aquel consumidor servido con un voltaje igual o

mayor a 13.8 Kilovoltios. Así mismo, el acuerdo INE-03-11-2005, dicto normativa para la habilitación de grandes consumidores, estableciendo una carga concentrada de por lo menos 1,000 Kilovatios.


35

Tabla No.16 Ventas de Energía Eléctrica por Bloques de Consumo – 2013

(GWh)

Fuente: Empresas Públicas y Privadas del SIN y Sistemas Aislados y Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE. Análisis propio, Dirección General de Políticas y Planificación - MEM 1/ El dato corresponde a lo reportado por Dissur, de acuerdo a las ventas de energía eléctrica que ésta realiza a Hismow. 2/ El dato corresponde a lo reportado por las 19 pequeñas distribuidoras según lo que facturan con sus clientes. 3/ Referido a grandes consumidores de electricidad. 4/ El uso de redes se refiere al trasiego de la energía eléctrica en las redes de distribución, por tanto no es tomada en cuenta en el cálculo de las ventas de energía nacional. * El bloque Alumbrado Público se refiere a circuitos exclusivos (parques, plazas, canchas, monumentos, etc)

BLOQUES Residencial Comercio Industrial Riego Bombeo A.Público * TOTAL

SIST.INT.NACIONAL 1,017.41 725.56 732.79 87.42 273.43 83.34 2,919.94

Disnorte 499.75 405.07 329.24 50.14 94.22 41.61 1,420.02

Dissur 481.29 308.43 373.94 37.28 109.71 40.71 1,351.36

DN + DS 981.04 713.50 703.18 87.42 203.92 82.31 2,771.38

Aprodelbo 0.97 - - - - - 0.97

Atder - bl 1.84 0.02 - - - - 1.86

Bluefields 12.84 7.34 1.54 - 0.46 0.98 23.15

Bonanza 3.96 0.03 0.00 - - - 3.99

El Ayote 1.11 0.01 - - 0.03 - 1.14

El Bluff 0.46 0.22 0.27 - - - 0.96

Kukra hill 1.19 0.49 - - - - 1.69

Laguna de Perlas 0.96 0.34 0.00 0.00 0.05 - 1.36

Mulukukú 3.08 0.77 0.01 - 0.07 - 3.94

Plan de Gramma 0.18 - - - - - 0.18

Rosita 2.92 1.47 0.15 - - - 4.54

Sahsa 0.37 0.01 0.00 - - - 0.38

Siuna 3.69 1.29 0.04 - 0.39 - 5.41

Tasbapauni 0.10 - - - - - 0.10

Tortuguero 0.06 0.02 - - - 0.01 0.09

Wamblan 0.11 - - - - - 0.11

Wiwili 2.05 0.04 - - 0.07 - 2.17

Zelaya luz 0.17 - - - - 0.03 0.21

Hismow (Wapí) 1/ 0.30 - - - - - 0.30

Peq. Distribuidoras 2/ 36.37 12.06 2.01 0.00 1.08 1.03 52.54

Grand Consumos 3/ - - 27.60 - 68.42 - 96.02

Uso de Redes 4/ - - - - - - -

SIST.AISLADO 18.38 6.15 3.81 0.01 1.61 0.44 30.41

Pub (ENEL) 14.55 4.79 3.76 - 0.59 0.09 23.78

Privados (Ometepe) 3.84 1.36 0.05 0.01 1.02 0.35 6.63

NACIONAL 1,035.79 731.71 736.60 87.43 275.03 83.79 2,950.35


36

6.2 Ingresos por Ventas de Energía Eléctrica según Agente Económico. Los ingresos facturados por ventas de energía a nivel nacional, expresados en dólares de EUA, totalizaron US$ 602,399 miles, de los cuales el SIN facturó US$ 596,656 miles representando 99.05% del total y los Sistemas Aislados facturaron US$ 5,744 miles concentrando 0.95% del total. De los ingresos que facturó el SIN, la distribuidora Disnorte registró US$ 302,756 miles y la distribuidora Dissur reportó US$ 284,021 miles, concentrando en conjunto el 97.41% de los ingresos facturados a nivel nacional. Las demás distribuidoras del SIN facturaron US$ 9,879 representando 1.64% de los ingresos a nivel nacional, distribuidos entre 19 pequeñas distribuidoras con US$ 7,807 miles, las ventas de Disnorte y Dissur a sus Grandes Consumidores5 con US$ 1,052 miles y en concepto de uso de red con US$ 1,020 miles (ver Gráfico No.14). Los U$ 5,744 miles facturados por los sistemas aislados solo inciden en 0.95% de los ingresos totales y se distribuyen entre las empresas públicas administradas por ENEL con US$ 4,594 miles y la privada (Isla de Ometepe) con US$ 1,150 miles.

Gráfico No.14

6.2.1 Ingresos por Ventas de Energía Eléctrica según Bloques de Consumo (Miles US$). En la Tabla No. 17, se detallan los ingresos por ventas de energía eléctrica en bloques de consumo en el SIN y sistemas aislados. Para el cálculo de los ingresos por ventas de energía, se toman en cuenta los ingresos de Disnorte y Dissur, tanto por ventas a consumidores finales como a las pequeñas distribuidoras, los ingresos por ventas de energía de las pequeñas distribuidoras a sus clientes finales, así como el ingreso obtenido por el uso de redes de distribución en el trasiego de la energía.

5 Los grandes consumidores Disnorte-Dissur se refiere a los ingresos que obtienen DN y DS por las ventas de electricidad a

las pequeñas distribuidoras Atder, Kukra Hill, Wiwilí, Hismow y Zelaya Luz.


37

Tabla No.17 Ingresos por Ventas de Energía Eléctrica según Bloques de Consumo – 2013

(Miles de US$)

Fuente: Empresas Públicas y Privadas del SIN y Sistemas Aislados y Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE. Análisis propio, Dirección General de Políticas y Planificación - MEM 1/ El dato corresponde a los ingresos reportados por las 19 pequeñas distribuidoras según lo que facturan con sus clientes. 2/ El dato corresponde a los ingresos obtenidos por Disnorte y Dissur por ventas de energía eléctrica a las pequeñas distribuidoras Atder BL, Hismow, Kukra Hill, Wiwilí y Zelaya Luz. 2/ Referido a grandes consumidores de electricidad. 4/ El uso de redes se refiere al trasiego de la energía eléctrica en las redes de distribución. * El bloque Alumbrado Público se refiere a circuitos exclusivos (parques, plazas, canchas, monumentos, etc)

En el Gráfico No. 15 se observa la distribución de ingresos por bloques de consumo en el total nacional. Para el cálculo de los ingresos por bloques de consumo se agregan las tarifas definidas por el INE en cada sector de consumo. El bloque de consumo que generó mayores ingresos para las distribuidoras fue el comercial, el cual concentró el 33.91% del total facturado a nivel nacional, seguido por el residencial e industrial con 25.55% y 26.92%, respectivamente. El resto se distribuyó entre Bombeo, alumbrado público y riego.


SIST. INT. NACIONAL 158,805 203,019 153,273 15,398 39,591 26,569 596,656

Disnorte 75,134 115,171 71,555 8,722 18,154 14,021 302,756

Dissur 78,414 85,874 79,399 6,676 21,267 12,390 284,021

DN + DS 153,548 201,045 150,954 15,398 39,421 26,411 586,777

Aprodelbo 231 - - - - - 231

Atder - bl 283 2 - - - - 285

Bluefields 1,448 974 181 - 47 148 2,798

Bonanza 644 3 0 - - - 647

El Ayote 182 2 - - 3 - 188

El Bluff 55 30 30 - - - 115

Kukra Hill 217 138 - - - - 356

Laguna de Perlas 167 62 1 - 8 - 237

Mulukukú 484 158 1 - 15 - 658

Plan de Gramma 27 - - - - - 27

Rosita 453 318 27 - - - 797

Sahsa 59 1 0 - - - 60

Siuna 591 272 7 - 82 - 951

Tasbapauni 19 - - - - - 19

Tortuguero 11 5 - - - 1 16

Wamblan 17 - - - - - 17

Wiwili 333 9 - - 16 - 358

Zelaya Luz 38 - - - - 9 46

Peq. Distribuidoras 1/ 5,258 1,974 248 - 170 158 7,807

Peq. Conc. DNDS 2/ - - 1,052 - - - 1,052

Grand Consumos 3/ - - - - - - -

Uso de Redes 4/ - - 1,020 - - - 1,020

SIST.AISLADO 3,356 1,279 660 2 282 165 5,744

Pub (ENEL) 2,891 903 646 - 71 83 4,594

Privados (Ometepe) 465 376 14 2 211 82 1,150

NACIONAL 162,161 204,298 153,933 15,400 39,873 26,733 602,399


38

Gráfico No.15

6.3 Clientes a Nivel Nacional. Durante el mes de diciembre del 2013, los clientes totales mostraron un crecimiento anual de 4.19%, ubicándose en 958,922 clientes, nivel superior en 38,596 respecto a diciembre del 2012. (Ver Tabla No.17). Según el número de clientes inscritos en los registros de las distribuidoras, el SIN atiende 939,815 representando el 98.01% de los clientes a nivel nacional, reflejando un aumento de 37,712 clientes y una tasa de crecimiento anual de 4.18% respecto a diciembre del 2012. El resto de clientes (19,107) son atendidos por el sistema aislado, incorporando 884 clientes adicionales, que significa un 4.85% de incremento anual.


39

Tabla No.18 Clientes a Diciembre, Estructura y Crecimiento

Año 2012-2013

Fuente: Empresas Públicas y Privadas del SIN y Sistemas Aislados y Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE. Análisis propio, Dirección General de Políticas y Planificación - MEM 1/ El dato corresponde a los clientes reportados por las 19 pequeñas distribuidoras. 2/ El dato corresponde a las 5 pequeñas distribuidoras a quienes Disnorte y Dissur venden energía eléctrica (Atder BL, Hismow, Kukra Hill, Wiwilí y Zelaya Luz) 3/ Referido a grandes consumidores de electricidad. 4/ El uso de redes se refiere al trasiego de la energía eléctrica en las redes de distribución.

6.3.1 Clientes de Energía Eléctrica por Agente Económico. De los 939,815 clientes del SIN lo integran 897,324 atendidos por Disnorte y Disssur, 4 clientes reportados como grandes consumidores habilitados por INE, 5 grandes consumidores servidos por Disnorte y Disssur, es decir, pequeñas distribuidoras a quienes Disnorte y Dissur venden energía eléctrica, además de 42,472 usuarios reportados por 19 pequeñas distribuidoras y 10 clientes

Clientes por Estruct % Crecim Crecim

Distribuidor 2012 2013 2013 % #

SIST. INT. NACIONAL 902,103 939,815 98.01 4.18 37,712

Disnorte 475,355 494,401 51.56 4.01 19,046

Dissur 388,223 402,923 42.02 3.79 14,700

DN + DS 863,578 897,324 93.58 3.91 33,746

Aprodelbo 1,532 1,555 0.16 1.50 23

Atder - bl 3,136 3,329 0.35 6.15 193

Bluefields 9,418 9,809 1.02 4.15 391

Bonanza 3,811 4,264 0.44 11.89 453

El Ayote 1,114 1,264 0.13 13.46 150

El Bluff 484 498 0.05 2.89 14

Kukra Hill 1,417 1,670 0.17 17.85 253

Laguna de Perlas 922 1,001 0.10 8.57 79

Mulukukú 3,980 4,359 0.45 9.52 379

Plan de Gramma 461 492 0.05 6.72 31

Rosita 3,832 4,100 0.43 6.99 268

Sahsa 688 715 0.07 3.92 27

Siuna 4,593 4,822 0.50 4.99 229

Tasbapauni - 278 0.03 278

Tortuguero - 751 0.08 751

Wamblan 305 302 0.03 (0.98) (3)

Wiwili 2,817 2,960 0.31 5.08 143

Zelaya Luz - 303 0.03 303

Peq. Distribuidoras 1/ 38,510 42,472 4.43 10.29 3,962

Peq. Conc. DNDS 2/ 5 5 0.00 - -

Grand Consumos 3/ 4 4 0.00 - -

Uso de Redes 4/ 6 10 0.00 66.67 4

SIST.AISLADO 18,223 19,107 1.99 4.85 884

Pub (ENEL) 12,726 13,202 1.38 3.74 476

Privados (Ometepe) 5,497 5,905 0.62 7.42 408

NACIONAL 920,326 958,922 100.00 4.19 38,596

Año


40

registrados en concepto de uso de redes (Ver Gráfico No. 16). Por su parte, los 19,107 clientes atendidos en el sistema aislado se distribuyen en 13,202 clientes reportados por ENEL y 5,905 clientes atendidos por la concesión privada (Isla de Ometepe).

Gráfico No.16

6.3.2 Clientes Nacionales por Bloques de Consumo A continuación se presentan los clientes distribuidos por bloques de consumo en el SIN y sistema aislado, las pequeñas distribuidoras, los grandes consumidores habilitados por el INE, los grandes consumidores atendidos por Disnorte y Dissur y el uso de redes. (Ver Tabla No.19).


41

Tabla No.19 Clientes por Bloques de Consumo (Dic 2013)

Fuente: Empresas Públicas y Privadas del SIN y Sistemas Aislados y Dirección de Estudios Económicos y Tarifas, DGE - INE. Análisis propio, Dirección General de Políticas y Planificación - MEM 1/ El dato corresponde a los clientes reportados por las 19 pequeñas distribuidoras. 2/ El dato corresponde a las 5 pequeñas distribuidoras a quienes Disnorte y Dissur venden energía eléctrica (Atder BL, Hismow, Kukra Hill, Wiwilí y Zelaya Luz) 3/ Referido a grandes consumidores de electricidad. 4/ El uso de redes se refiere al trasiego de la energía eléctrica en las redes de distribución. * El bloque Alumbrado Público se refiere a circuitos exclusivos (parques, plazas, canchas, monumentos, etc)

El sector residencial integra 895,065 clientes representando 93.34% de los clientes a nivel nacional, seguido por el comercio con 53,443 clientes (5.57%). El resto de los clientes que representaron 1.09 % de los clientes a nivel nacional, se distribuyen en los sectores industria, riego, bombeo y alumbrado público (ver Gráfico No. 17)


SIST. INT. NACIONAL 876,626 52,840 7,388 1,101 1,151 709 939,815

Disnorte 461,128 27,074 4,467 727 657 348 494,401

Dissur 374,509 24,360 2,859 373 483 339 402,923

DN + DS 835,637 51,434 7,326 1,100 1,140 687 897,324

Aprodelbo 1,555 - - - - - 1,555

Atder - bl 3,304 25 - - - - 3,329

Bluefields 9,140 643 5 - 3 18 9,809

Bonanza 4,258 3 3 - - - 4,264

El Ayote 1,262 2 - - - - 1,264

El Bluff 474 22 2 - - - 498

Kukra Hill 1,623 47 - - - - 1,670

Laguna de Perlas 965 31 2 1 2 - 1,001

Mulukukú 4,212 144 1 - 2 - 4,359

Plan de Gramma 492 - - - - - 492

Rosita 3,897 187 16 - - - 4,100

Sahsa 709 2 4 - - - 715

Siuna 4,628 181 11 - 2 - 4,822

Tasbapauni 278 - - - - - 278

Tortuguero 646 101 - - - 4 751

Wamblan 302 - - - - - 302

Wiwili 2,941 18 - - 1 - 2,960

Zelaya Luz 303 - - - - - 303

Peq. Distribuidoras 1/ 40,989 1,406 44 1 10 22 42,472

Peq. Conc. DNDS 2/ - - 5 - - - 5

Grand Consumos 3/ - - 3 - 1 - 4

Uso de Redes 4/ - - 10 - - - 10

SIST.AISLADO 18,439 603 31 4 16 14 19,107

Pub (ENEL) 12,840 340 12 - 3 7 13,202

Privados (Ometepe) 5,599 263 19 4 13 7 5,905

NACIONAL 895,065 53,443 7,419 1,105 1,167 723 958,922


42

Gráfico No.17

.

6.4 Precio y Consumo Promedio por Bloques de Consumo en el SIN. En la Tabla No.20 y en el Gráfico No. 18, se muestra el precio promedio en Dólares de EUA, así como el consumo promedio expresado en MWh por cliente.

Tabla No.20 Precio y Consumo Promedio por Bloques de Consumo – Año 2013

Fuente: INE - Dirección de Estudios Económicos y Tarifas. Análisis propio, Dirección General de Políticas y Planificación - MEM * El bloque Alumbrado Público se refiere a circuitos exclusivos (parques, plazas, canchas, monumentos, etc)

SISTEMA BLOQUES DE CONSUMO (DN+DS) Tar no Reg SISTEMA PROMEDIO

SIN Residencial Comercial Industrial Riego Bombeo A.Público * Peq.Conc AISLADO NAC.

US$/kWh 0.243 0.230 0.274 0.229 0.187 0.195 0.321 0.120 0.024 0.198 0.243

MWh/Clte 3.107 1.174 13.872 95.985 79.470 178.880 119.815 59.693 0.000 1.591 3.077

Uso Red AÑO 2013


43

Gráfico No.18


44

ANEXO

SERIES HISTORICAS DEL SECTOR ELECTRICO PERIODO: 1991 - 2013


45

Capacidad Instalada Nominal por Tipo de Fuente (MW) Periodo 1991-2013

Análisis Propio Dirección General de Políticas y Planificación - MEM *

Las plantas de Biomasa reportan el total de su capacidad instalada nominal, utilizada para autoconsumo y para entrega de energía al SIN.

PLANTAS POR TIPO DE FUENTE

Hidroeléctrica Geotérmica Eólica Termoeléctrica Biomasa

1991 107.81 70.00 203.03 380.84

1992 107.81 70.00 231.40 409.21

1993 107.81 70.00 232.32 410.13

1994 107.81 70.00 214.05 391.86

1995 107.81 70.00 217.43 395.24

1996 107.81 70.00 215.43 12.00 405.24

1997 107.81 70.00 238.38 12.00 428.19

1998 107.81 70.00 285.30 27.80 490.91

1999 107.81 70.00 415.84 27.80 621.45

2000 107.81 70.00 444.28 27.80 649.89

2001 107.81 70.00 442.33 27.80 647.94

2002 104.63 77.50 445.36 40.80 668.29

2003 104.63 77.50 444.18 65.30 691.61

2004 104.71 77.50 451.87 121.80 755.88

2005 104.63 87.50 456.56 121.80 770.49

2006 104.63 87.50 449.12 121.80 763.05

2007 105.30 87.50 517.12 121.80 831.72

2008 105.30 87.50 576.36 121.80 890.96

2009 105.30 87.50 40.00 627.15 121.80 981.75

2010 105.30 87.50 63.00 694.99 121.80 1072.59

2011 105.30 87.50 63.00 731.14 121.80 1108.74

2012 105.70 164.50 145.73 736.21 133.80 1285.94

2013 120.10 154.50 146.60 734.65 133.80 1289.65

AÑO TOTAL


46


47

Capacidad Instalada Efectiva por Tipo de Fuente (MW) Periodo 1991-2013


Las plantas de Biomasa reportan el total de su capacidad instalada efectiva, utilizada para autoconsumo y para entrega de energía al SIN.


Hidroeléctrica Geotérmicas Eólicas Termoeléctrica Biomasa *

1991 97.10 70.00 194.30 0.00 361.40

1992 97.10 70.00 222.77 0.00 389.87

1993 97.10 70.00 223.57 0.00 390.67

1994 97.41 41.30 203.96 0.00 342.67

1995 97.41 39.00 206.77 0.00 343.18

1996 97.41 31.00 203.80 10.20 342.41

1997 97.41 24.00 218.78 10.20 350.39

1998 97.40 14.00 262.10 26.00 399.50

1999 97.79 13.00 343.64 22.80 477.23

2000 95.79 21.00 418.73 24.20 559.72

2001 94.00 26.00 409.44 14.00 543.44

2002 98.12 34.00 420.35 32.35 584.82

2003 98.12 31.20 415.47 61.00 605.79

2004 98.13 30.00 392.70 96.10 616.93

2005 98.13 37.50 395.04 108.30 638.97

2006 100.13 39.83 367.55 100.30 607.81

2007 98.90 39.33 428.66 102.30 669.19

2008 98.90 38.50 451.58 103.30 692.28

2009 98.90 37.17 20.13 524.18 115.30 795.68

2010 105.50 36.80 60.90 619.03 103.30 925.53

2011 98.90 36.30 63.00 593.24 104.30 895.74

2012 99.10 77.10 117.00 622.11 125.80 1041.11

2013 112.12 69.34 137.88 532.13 124.80 976.27

TOTALAÑO


48


49

Generación Bruta de Energía (GWh) - Nacional Periodo: 1991 – 2013


Las plantas de Biomasa reportan el total de energía producida, utilizada para autoconsumo y para entrega de energía

al SIN.


Hidroeléctrica Geotérmica Eólica Termoeléctrica Biomasa *

1991 336.68 457.69 0.00 599.24 0.00 1393.62

1992 256.95 467.97 0.00 803.68 0.00 1528.60

1993 482.96 405.55 0.00 746.20 0.00 1634.71

1994 383.21 359.51 0.00 900.39 0.00 1643.11

1995 406.91 309.55 0.00 1010.84 0.00 1727.31

1996 430.71 276.50 0.00 1127.38 29.44 1864.02

1997 407.14 208.75 0.00 1191.02 29.32 1836.23

1998 295.56 120.53 0.00 1635.44 59.00 2110.53

1999 393.26 102.14 0.00 1573.17 54.89 2123.47

2000 209.55 134.16 0.00 1847.90 71.09 2262.69

2001 196.80 206.08 0.00 2021.23 47.82 2471.93

2002 303.80 210.27 0.00 1975.18 130.69 2619.94

2003 297.98 270.70 0.00 2021.48 181.81 2771.96

2004 321.52 254.84 0.00 2110.97 233.75 2921.08

2005 433.61 270.76 0.00 1995.27 351.62 3051.27

2006 308.05 310.99 0.00 2195.62 322.78 3137.44

2007 306.57 243.24 0.00 2278.69 380.67 3209.17

2008 534.45 322.14 0.00 2166.53 337.83 3360.95

2009 296.72 296.53 112.00 2386.25 362.56 3454.06

2010 503.15 302.11 163.39 2305.77 384.65 3659.07

2011 443.70 272.85 210.66 2524.47 372.75 3824.42

2012 418.63 523.32 329.55 2295.99 453.96 4021.45

2013 456.06 679.36 561.57 1979.51 482.11 4158.62

AÑO TOTAL


50

Generación Neta de Energía (GWh) – Nacional

Periodo: 1991 – 2013

Análisis Propio Dirección de Planificación – MEM, Dpto. Estudios Económicos. * Las plantas de Biomasa reportan el total el total de energía inyectada al SIN.


Hidroeléctrica Geotérmica Eólica Termoeléctrica Biomasa *

1991 335.63 427.66 560.92 0.00 1324.20

1992 255.98 435.10 755.48 0.00 1446.57

1993 481.56 376.62 700.23 0.00 1558.42

1994 375.29 327.84 861.29 0.00 1564.43

1995 398.58 280.75 951.84 0.00 1631.18

1996 423.99 243.27 1051.91 13.85 1733.02

1997 397.94 187.37 1118.33 13.89 1717.54

1998 288.66 107.13 1551.33 36.11 1983.23

1999 385.53 90.39 1497.20 33.02 2006.15

2000 204.13 120.75 1758.27 33.45 2116.60

2001 189.50 187.56 1918.05 33.50 2328.61

2002 296.34 191.22 1870.13 95.79 2453.49

2003 292.18 242.40 1922.76 134.10 2591.44

2004 311.82 227.16 2012.91 127.92 2679.81

2005 426.62 241.21 1904.00 203.43 2775.26

2006 299.57 276.98 2098.71 194.35 2869.61

2007 300.62 211.06 2157.63 235.29 2904.60

2008 529.47 289.84 2065.19 197.62 3082.12

2009 290.16 262.84 109.22 2282.13 206.00 3150.35

2010 499.25 268.25 160.30 2211.67 224.56 3364.02

2011 438.20 241.56 206.49 2433.55 210.52 3530.32

2012 412.66 473.80 324.81 2213.14 248.23 3672.64

2013 449.70 607.31 555.00 1908.66 275.18 3795.85

AÑO TOTAL


51

Consumo de Combustibles para la Generación de Energía Eléctrica

Período 1991 – 2013

Fuente: INE - Dirección de Estudios Económicos y Tarifas. Análisis propio Dirección de Planificación - MEM, Dpto. de Estudios Económicos Nota: a) El consumo de Cascarilla de Arroz se dio en año 2000 y 2003 con 6,913 y 6,333 toneladas respectivamente. b) El consumo de leña y biomasa es utilizado para autoconsumo y para entrega de energía al SIN.

Fuel Oil Diesel Vapor Geot Agua Agua Caliente Leña Biomasa Fuel Oil Diesel

(103 Glns) (103 Glns) (103Ton.Vapor) (106m3) (103 M3) Ton (103Ton) (103 Bbls) (103 Bbls)

1991 47,585.10 1,433.74 3,995.20 645.41 - - - 1,132.98 34.14

1992 62,707.53 1,652.94 4,405.93 499.75 - - - 1,493.04 39.36

1993 57,124.69 3,727.64 3,863.94 939.21 - - - 1,360.11 88.75

1994 56,674.33 12,955.71 3,775.60 739.69 - - - 1,349.39 308.47

1995 68,582.00 10,740.48 3,329.20 835.77 - - - 1,632.90 255.73

1996 82,190.91 3,581.97 3,177.04 808.72 - - 179.29 1,956.93 85.29

1997 79,614.71 10,363.56 2,333.36 851.01 - - 178.59 1,895.59 246.75

1998 98,197.65 26,811.10 1,432.73 597.65 - - 171.76 2,338.04 638.36

1999 99,642.09 13,246.58 1,195.00 783.90 - - 161.66 2,372.43 315.39

2000 116,049.43 6,870.43 1,487.06 429.81 - 7,768.62 350.09 2,763.08 163.58

2001 127,558.11 6,027.78 2,055.55 350.90 - - 147.36 3,037.10 143.52

2002 128,787.73 2,635.99 1,945.04 553.77 - 28,656.71 432.08 3,066.37 62.76

2003 129,747.05 3,211.36 1,740.61 545.84 9,532.62 21,849.90 531.67 3,089.22 76.46

2004 134,846.02 3,533.31 1,758.33 583.58 8,724.48 51,741.83 924.92 3,210.62 84.13

2005 125,633.06 4,226.77 1,990.78 803.12 9,146.49 26,175.88 1,010.79 2,991.26 100.64

2006 137,729.56 6,907.57 2,532.61 560.23 9,239.55 27,047.16 950.94 3,279.28 164.47

2007 131,849.50 19,848.96 2,055.39 578.65 7,713.66 29,334.24 1,103.37 3,139.27 472.59

2008 135,175.66 7,617.66 2,758.57 994.53 8,663.83 29,677.57 990.21 3,218.47 181.37

2009 148,963.85 5,485.75 2,738.13 546.53 7,910.25 24,320.00 1,041.36 3,546.76 130.61

2010 145,089.23 3,625.71 2,652.69 939.71 8,930.28 19,532.01 1,167.95 3,454.51 86.33

2011 155,173.84 3,996.14 2,466.71 833.23 8,616.52 56,968.82 1,071.23 3,694.62 95.15

2012 140,961.79 3,747.36 4,080.27 781.53 8,208.59 27,746.00 1,395.05 3,356.23 89.22

2013 120,090.47 3,354.01 5,361.90 829.34 12,336.29 19,427.09 1,553.78 2,859.30 79.86

Años


52

Importación y Exportación de Energía Eléctrica, Demanda de Potencia y Factor de Carga Sistema Interconectado Nacional

Fuente: Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC). INE - Dirección de Estudios Económicos y Tarifas. Análisis propio Dirección General de Políticas y Planificación.

ENERGIA ELECTRICA (GWh) DEMANDA DE POTENCIA (MW) F.CARGA

IMPORTAC EXPORTAC MAXIMA MINIMA %

1991 92.20 0.00 271.00 102.00 62.30

1992 31.53 0.00 286.00 104.00 61.30

1993 0.00 47.50 296.00 90.00 60.10

1994 0.61 8.82 312.00 105.00 59.20

1995 0.00 0.00 326.50 118.00 59.60

1996 13.96 10.15 341.00 111.00 62.20

1997 162.32 0.00 353.50 129.00 64.25

1998 6.77 0.00 379.70 131.00 63.20

1999 79.92 20.20 386.60 139.10 62.82

2000 113.74 0.58 396.80 136.70 65.75

2001 17.27 0.00 411.60 163.00 66.00

2002 15.74 6.84 421.80 175.30 66.22

2003 11.88 20.95 441.60 178.40 65.84

2004 23.31 21.78 465.60 194.10 65.43

2005 25.16 8.35 482.80 199.30 65.91

2006 53.32 0.07 500.80 158.70 67.12

2007 63.95 0.00 507.40 191.80 70.35

2008 28.20 0.03 506.27 181.10 68.56

2009 1.69 1.50 524.50 181.70 67.94

2010 10.25 43.29 538.90 185.10 69.68

2011 9.93 40.56 569.50 134.00 68.50

2012 20.02 3.19 609.90 165.80 68.24

2013 51.97 16.23 620.10 272.10 69.14

AÑOS


53


54

Subestaciones, Líneas de Transmisión (Kms) Y Capacidad de Transformación (MVA) Sistema de Transmisión

Fuente: Serie Histórica INE. Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL), Gerencia de Transmisión. Notas: No incluye subestaciones privadas.

TOTAL CAPACIDAD

Subestaciones Total (MVA) 230 KV 138 KV 69 KV TOTAL

1991 53 1481.03 328.95 865.95 653.7 1848.6

1992 56 1481.03 328.67 865.95 653.7 1848.32

1993 55 1481.03 328.67 865.95 653.7 1848.32

1994 55 1598.03 328.67 865.95 653.7 1848.32

1995 58 1581.03 328.67 865.95 653.7 1848.32

1996 58 1581.03 328.67 865.95 725 1919.62

1997 61 1581.03 330.87 867.87 725 1923.74

1998 61 1855.89 330.87 906.37 725 1962.24

1999 61 1849.84 330.87 906.37 725 1962.24

2000 62 1849.84 330.87 906.37 679.8 1917.04

2001 63 1959.84 322.9 961.46 691.05 1975.41

2002 63 2194.84 322.9 961.46 691.5 1975.86

2003 64 2194.83 336.5 970.96 691.5 1998.96

2004 64 2194.83 336.5 970.96 691.5 1998.96

2005 64 2284.84 336.5 970.96 691.5 1998.96

2006 64 2327.68 334.55 922.37 666.62 1923.54

2007 61 2583.08 334.55 923.97 640.82 1899.34

2008 63 2776.83 334.55 940.28 782.64 2057.47

2009 63 3126.83 334.55 939.22 767.04 2040.81

2010 63 3156.58 334.55 939.22 767.04 2040.81

2011 63 3486.20 334.55 955.54 767.04 2057.13

2012 64 3479.08 337.88 955.54 767.04 2060.46

2013 65 3544.85 341.78 1066.77 817.82 2226.37

LINEAS DE TRANSMISION POR NIVELES DE VOLTAJE (KMS)AÑO


55


56

Ventas de Energía por Bloques de Consumo (GWh) - SIN Periodo 1991 – 2013

Fuente: INE - Dirección de Estudios Económicos y Tarifas. Análisis propio Dirección de Planificación - MEM, Dpto. de Estudios Económicos.

Nota: No se incluyen los sistemas aislados

Años Residencial Comercio Industria Otros Total1991 399.77 216.71 255.64 216.83 1,088.94 1992 432.21 230.12 232.74 223.82 1,118.89 1993 439.86 246.51 200.98 229.30 1,116.65 1994 399.88 244.48 209.91 226.14 1,080.41 1995 403.54 265.40 228.15 216.86 1,113.94 1996 421.71 291.18 257.17 225.54 1,195.60 1997 459.53 335.84 285.29 271.53 1,352.19 1998 450.76 360.60 305.85 265.01 1,382.23 1999 460.21 398.81 333.94 273.40 1,466.37 2000 451.72 421.32 336.88 290.11 1,500.03 2001 461.07 449.50 351.91 298.88 1,561.35 2002 474.31 479.83 409.60 291.96 1,655.70

2003 514.78 496.77 430.25 304.99 1,746.79

2004 558.90 525.65 435.92 323.11 1,843.59

2005 600.37 554.93 458.23 332.25 1,945.78

2006 640.29 583.40 495.74 331.94 2,051.36

2007 658.73 587.18 518.58 330.71 2,095.21

2008 705.58 601.32 577.39 344.63 2,228.93

2009 756.46 615.89 545.63 379.37 2,297.35

2010 822.91 644.08 609.90 375.72 2,452.60

2011 896.77 664.50 660.34 399.45 2,621.06

2012 968.39 690.39 713.69 429.99 2,802.47

2013 1,017.11 725.56 733.09 444.19 2,919.94


57


58

Clientes por Bloques de Consumo al Mes de diciembre 2013

Periodo 1991 – 2013

Fuente: INE - Dirección de Estudios Económicos y Tarifas. Análisis propio, Dirección de Políticas y Planificación - MEM Uso de Redes. Se refiere a los Grandes Consumidores que usan las redes de distribución para el transporte de energía que compran a los generadores.

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL SISTEMA TOTAL

Años Resid Comerc Ind Riego Bombeo A.P Uso Red TOTAL AISLADO NACIONAL

1991 286,111 12,034 2,854 675 388 1,370 303,432 8,581 312,013

1992 303,810 13,131 3,083 648 409 1,374 322,455 8,863 331,318

1993 329,993 14,546 3,347 565 408 1,369 350,228 9,480 359,708

1994 344,916 14,969 3,646 523 422 1,388 365,864 9,861 375,725

1995 359,114 15,679 3,863 396 470 1,536 381,058 2,960 384,018

1996 371,207 16,208 4,073 400 464 1,548 393,900 3,103 397,003

1997 388,649 17,336 4,274 520 460 1,591 412,830 3,271 416,101

1998 398,177 17,572 4,311 386 464 1,659 422,569 7,471 430,040

1999 401,695 18,954 4,482 611 507 1,772 428,021 11,778 439,799

2000 412,473 20,146 4,677 454 555 1,780 440,085 11,091 451,176

2001 429,327 22,021 5,207 851 844 2,021 460,271 13,060 473,331

2002 416,218 21,884 4,507 687 636 - 443,932 13,255 457,187

2003 461,450 27,301 4,677 729 663 239 6 495,065 13,458 508,523

2004 509,270 30,526 4,948 770 668 297 3 546,482 16,203 562,685

2005 542,005 33,135 5,308 821 711 361 3 582,344 15,718 598,062

2006 562,671 36,387 5,291 814 740 373 4 606,280 17,217 623,497

2007 597,182 39,087 5,545 847 772 388 3 643,824 18,656 662,480

2008 634,354 39,512 5,897 901 834 560 3 682,061 19,717 701,778

2009 664,833 46,281 6,508 924 899 579 4 720,028 16,469 736,497

2010 757,380 47,644 6,821 984 943 592 6 814,370 16,504 830,874

2011 804,735 49,665 7,107 1,032 1,014 624 7 864,184 17,981 882,165

2012 840,669 51,330 7,225 1,070 1,121 682 6 902,103 18,223 920,326

2013 876,626 52,840 7,378 1,101 1,151 709 10 939,815 19,107 958,922


59

Precios Promedios por Bloques de Consumo (SIN + Aislado) (US$/kWh)

Fuente: INE - Dirección de Estudios Económicos y Tarifas. Análisis propio, Dirección de Planificación - MEM, Dpto. de Estudios Económicos. 1/

El bloque de alumbrado público, se refiere a circuitos exclusivos (Parques, Plazas, Canchas, Monumentos, etc.) 2/

Uso de redes. Se refiere a los grandes consumidores que usan las redes de distribución para el transporte de energía que compran a los generadores.

PRECIOS POR BLOQUES DE CONSUMO PEQUEÑAS USO DE SISTEMA

RESIDENC COMERC INDUST RIEGO BOMBEO A. PÚB CONCES. REDES AISLADO

1991 0.0696 0.0722 0.1005 0.0672 0.0406 0.0420 0.0710 0.0696

1992 0.0804 0.0862 0.1002 0.0785 0.0569 0.0560 0.0788 0.0804

1993 0.0840 0.0941 0.1015 0.0783 0.0555 0.0570 0.0871 0.0841

1994 0.0797 0.0892 0.0991 0.0739 0.0494 0.0552 0.0851 0.0797

1995 0.0871 0.0936 0.1091 0.0821 0.0542 0.0635 0.0878 0.0872

1996 0.0943 0.0964 0.1164 0.0897 0.0713 0.0759 0.0947 0.0943

1997 0.0987 0.1032 0.1230 0.0921 0.0736 0.0774 0.0988 0.0987

1998 0.1106 0.1112 0.1328 0.1010 0.0813 0.0859 0.1532 0.1390 0.1108

1999 0.1122 0.1192 0.1298 0.1024 0.0838 0.0834 0.1112 0.1363 0.1125

2000 0.1102 0.1102 0.1297 0.1024 0.0919 0.0874 0.0996 0.1487 0.1105

2001 0.1085 0.1069 0.1283 0.1009 0.0845 0.0881 0.1100 0.1478 0.1089

2002 0.1148 0.1125 0.1348 0.1045 0.0891 0.0937 0.1271 0.1480 0.1151

2003 0.1201 0.1179 0.1416 0.1074 0.0940 0.0978 0.1235 0.1656 0.1202

2004 0.1226 0.1187 0.1427 0.1105 0.0954 0.0970 0.1461 0.1258 0.0157 0.1623 0.1230

2005 0.1264 0.1206 0.1479 0.1151 0.0967 0.0999 0.1526 0.1292 0.0144 0.1605 0.1268

2006 0.1564 0.1467 0.1853 0.1437 0.1190 0.1259 0.1835 0.1098 0.0154 0.1832 0.1559

2007 0.1637 0.1526 0.1953 0.1495 0.1286 0.1344 0.1913 0.1189 0.0156 0.1901 0.1632

2008 0.1997 0.1863 0.2431 0.1863 0.1509 0.1639 0.2296 0.1562 0.0174 0.1978 0.1997

2009 0.1741 0.1613 0.2106 0.1634 0.1309 0.1394 0.2134 0.1563 0.0184 0.1867 0.1743

2010 0.1964 0.1821 0.2379 0.1821 0.1481 0.1614 0.2513 0.2059 0.0193 0.1880 0.1963

2011 0.2416 0.2231 0.2944 0.2279 0.1751 0.2015 0.3231 0.2595 0.0219 0.1993 0.2412

2012 0.2438 0.2295 0.2762 0.2307 0.1897 0.1979 0.3286 0.1240 0.0220 0.1977 0.2438

2013 0.2434 0.2298 0.2740 0.2290 0.1869 0.1947 0.3209 0.1200 0.0241 0.1982 0.2429

AÑOS S.I.N. PROMEDIO

NACIONAL


60

Consumo Promedio por Bloques de Consumo (SIN + Aislado) (MWh/Cliente)

Fuente: INE - Dirección de Estudios Económicos y Tarifas. Análisis propio, Dirección de Planificación - MEM, Dpto. de Estudios Económicos. Nota: 1/

El bloque de alumbrado público, se refiere a circuitos exclusivos (Parques, Plazas, Canchas, Monumentos, etc.)

PRECIOS POR BLOQUES DE CONSUMO TARIFA NO USO DE SISTEMARESID COMERC INDUST RIEGO BOMBEO A PÚB REGULADA REDES AISLADO

1991 3.57 1.38 18.01 89.57 168.59 207.16 16.53 1.29 3.51

1992 3.45 1.40 17.52 75.49 180.45 209.36 15.48 1.47 3.40

1993 3.16 1.30 16.95 60.05 183.26 257.18 15.22 1.66 3.13

1994 2.93 1.13 16.33 57.57 195.06 245.31 14.85 1.77 2.90

1995 2.92 1.13 17.22 59.44 218.77 231.81 13.57 2.70 2.94

1996 3.04 1.12 17.97 63.14 230.43 242.30 13.53 2.94 3.03

1997 3.28 1.17 19.37 66.75 231.01 270.83 16.86 2.97 3.27

1998 3.27 1.12 20.52 70.95 256.74 307.35 14.05 1.53 3.24

1999 3.43 1.14 21.04 74.51 139.48 304.57 19.05 1.25 3.37

2000 3.41 1.08 20.91 72.03 201.27 286.19 22.39 1.24 3.36

2001 3.39 1.06 20.41 67.58 103.76 201.96 19.85 1.22 3.33

2002 3.73 1.13 21.93 79.36 110.84 254.38 0.00 1.28 3.66

2003 3.53 1.11 18.10 75.91 87.92 238.20 230.26 1.25 3.47

2004 3.37 1.10 16.99 68.21 86.78 233.83 231.22 69.15 696.25 1.30 3.31

2005 3.34 1.11 16.53 68.48 80.04 211.35 196.91 92.45 716.17 1.37 3.29

2006 3.38 1.14 15.86 72.44 80.54 205.48 192.68 1092.23 631.94 1.51 3.33

2007 3.25 1.10 15.05 78.95 84.79 202.15 154.93 1355.15 609.09 1.51 3.21

2008 3.27 1.11 15.24 84.92 70.83 195.74 127.75 1351.24 680.70 1.48 3.22

2009 3.19 1.14 13.37 79.09 88.97 192.36 131.37 172.50 739.14 1.51 3.15

2010 3.01 1.09 13.55 85.19 66.61 192.18 130.83 109.32 555.82 1.46 2.98

2011 3.03 1.12 13.32 88.68 71.80 190.86 126.49 142.57 591.24 1.43 3.00

2012 3.11 1.17 13.49 95.06 87.24 177.72 121.51 30.82 0.00 1.58 3.08

2013 3.11 1.17 13.87 95.98 79.47 178.88 119.82 59.69 0.00 1.59 3.08

AÑOS SISTEMA

S.I.N.

PROMEDIO

NACIONAL

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