POTENCIAL ENERGETICO DE NICARAGUA:POTENCIAL ENERGETICO DE NICARAGUA:

BIOMASABIOMASAHIDROELECTRICAHIDROELECTRICAPLANTAS TERMICASPLANTAS TERMICASSOLARSOLAREOLICAEOLICAGEOTERMIAGEOTERMIA

ELABORADO POR:ELABORADO POR:

JOSE FRANCISCO MARTINEZJOSE FRANCISCO MARTINEZOSCAR DANILO OSORIOOSCAR DANILO OSORIORUDDY MENA VILLAGRA SANDOR RUDDY MENA VILLAGRA SANDOR TERCEROTERCEROFERNANDO RODRIGUEZ RAMIREZFERNANDO RODRIGUEZ RAMIREZGABRIEL BALTODANOGABRIEL BALTODANO

Managua 25 de Agosto de 2006Managua 25 de Agosto de 2006

TERMINOLOGIA

COMISION NACIONAL DE ENERGIA:El Arto. 9. de la ley 272 crea la CNE como un organismo interinstitucional adscrito al Poder Ejecutivo, cuya funcion principal es la formulacion de los objetivos, politicas, estrategias y directrices generales de todo el sector energetico, asi como la de su planificacion indicativa, con el fin de procurar el desarrollo y optimo aprovechamiento de los recursos energeticos del pais.ENEL:

Empresa Nicaragüense de Electricidad. Empresa publica con patrimonio propio que tiene por objetivo generar, transmitir, distribuir y comercializar energia electrica, comprando o vendiendo para ello la misma, debiendo realizar investigaciones sobre necesidades futuras, los recursos existentes y explotar comercialmente los mismos. Asi mismo coordina el Centro Nacional de Despacho de Carga y la operación del Sistema Interconectado Nacional. En la actualidad ENEL administra las Generadoras HIDROGESA, GECSA, y a dado en arrendamiento la Planta Nicaragua, la Geotermica MOMOTOMBO, y algunas plantas aisladas que funcionan en la Costa Caribe e Islas del pais.

CENTRO NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA:

El Arto. 53. de la ley 272 establece que el objetivo de CNDC es programar y realizar la operación integrada del sistema en forma económica, dando prioridad al mantenimiento de los parámetros de calidad y confiabilidad vigente, así como administrar el mercado en tiempo y forma conforme los procedimientos y criterios definidos en la normativa de operación aprobada por INE.

SISTEMA DE TRANSMISION:

Es el conjunto de líneas de transmisión y subestaciones y equipos asociados necesarios para transportar la energía desde las centrales de Generación a sistemas de distribución.(ENTRESA)

SISTEMA DE DISTRIBUCION:

Es el conjunto de líneas y subestaciones de distribución a niveles de voltaje inferior, a 69KW con sus equipos asociados al servicio de los consumidores finales de una empresa de distribución.

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL:

Es el conjunto de centrales de generacion electrica y sistema de distribución que se encuentran interconectados entre si por el sistema nacional de transmision.

GENERADOR:

Es el agente economico que bajo licencia desarrolla la actividad de generacion con el fin de venderla comercialmente

Configuración del sistema energético de Nicaragua Configuración del sistema energético de Nicaragua ( año 2004).( año 2004).

Los NIVELES DE VOLTAJES DE GENERACION, TRANSMISION Y DISTRIBUCION.

GENERACION. Las principales fuentes de generación de energía eléctrica en

Nicaragua son:

La mayor parte (74%) de la generación de la electricidad viene de plantas térmicas ( crudo y diesel). 12% de la generación eléctrica viene de plantas hidroeléctrica ( particularmente las dos plantas Centroamérica (50MW) y Santa Bárbara (54MW)).

Para un resumen de la plantas instaladas ver anexo. La Capacidad instalada nominal del parque de generación nacional en 2004 fue de 754MW. 32% de la generación de electricidad se pierde en la transmisión o es utilizada ilegalmente. Esta es una perdida grave en comparación con los países vecinos que tienen una porción de perdida menor al 10%.

Empresa Generadora Eléctrica Central S.A. (GECSA), son plantas térmicas y esta formada por las centrales de Managua (45MW) y Las Brisas (65MW).

SISTEMA DE GENERACION DEL SINSISTEMA DE GENERACION DEL SIN

CENTRALES CAPACIDAD INC.OPER

NOMINAL ( MW)

EFECTIVA (MW)

HIDROELECTRICA 100 94

Centroamérica 50 48 1965

Santa Bárbara 50 46 1971

Geotérmicas 70 15

Momotombo 70 15 1983

Turbinas vapor 145 145

Managua-3 45 45 1971

Nicaragua 100 100 1976

Diesel / Bunker 187 187

SISTEMAS DE GENERACION DEL SISTEMA DE INTERCONECTADO SISTEMAS DE GENERACION DEL SISTEMA DE INTERCONECTADO NACIONALNACIONAL

Managua-4,5 10 10 1996

Censa (PRIVADO) I 30 300 1997

Censa (PRIVADO) II

27 27 2000

Tipitapa Power (privado)

50 50 1999

Corinto (privado) 70 70 1999

TURBINA A GAS 80 80

Las Brisas1 26 26 1994

Las Brisas2 40 40 1998

Chinandega 14 14 1967

COGENERACION 14 7.5

ISA 14 7.5 1998

TOTAL 596 528.5

TRANSMISION.TRANSMISION.

EL sistema de transmisión de Nicaragua consiste en un Sistema Interconectado Nacional (SIN) con un total de 1975.7 kilómetros de líneas de transmisión. La mayoría de las plantas generadoras y el sistema de distribución se encuentran interconectados a través del SIN, quedando solo Puerto Cabeza, Isla de Ometepe y pequeñas comunidades de la Costa Atlántica en los Sistemas Aislados.

La siguiente tabla muestra el numero de kilómetros de líneas de ENTRESA y Empresas Privadas por el nivel de voltaje:

* : Línea 9050: Pta. Nicaragua-Amfels. **: Línea 8300: Pta. Corinto León. ***: Línea 6220 : Pta Chichigalpa-Ingenio San Antonio

Voltaje Entresa (Kms) Privados (Kms) Total (kms)

230KV 320.7 2.2* 322.9

138KV 907.77 53.69** 961.46

69KV 672.6 18.9*** 691.5

Total 1901.07 74.79 1975.86

SUBESTACIONES.SUBESTACIONES.

El sistema de transmisión cuneta con 61 subestaciones transformadoras de alta/alta y alta/media tensión y bahías de maniobra de las plantas generadoras.

En las estructuras de las red se destacan las interconexiones en 230kv con Costa Rica por el sur y con Honduras por el norte, y el anillo central de 230kvy 138kv que enlaza las subestaciones de Managua, Acahualinca,Los brasiles, Nicaragua, León y santa Bárbara. En la zona metropolitana existe otro anillo de 138kv de menor longitud. Las restantes líneas son radiales. La capacidad de transformación a 13.8 kv es de 620MVA y a 24.9KV de 210 MVA.

Tipo Numero Capacidad (MVA)

TRANSMISION 3 450

TRANSMISION/SUBTRANSMISION 5 278

ELEVADORAS 7 569

DISTRIBUCION 46 955

TOTAL 61 2252

DISTRIBUCIONDISTRIBUCION UNION FENOSA representa la parte de distribución de energía eléctrica para

un plazo de 30 años prorrogable, contempla su plan de negocio una inversión de mas de 75 millones de dólares (14.000millones de pesetas) en la mejora de la gestión y de la red de distribución.para reducir las tarifas o al menos, estabilizarlas es necesario incorporar a la matriz energética proyectos que utilicen los recursos renovables como el agua, el viento o vapor geotérmico. Sin embargo , este cambio solamente podrá darse a mediano plazo y en la medida que exista en el país las condiciones de estabilidad y seguridad que requiere un inversionista.En Nicaragua , donde el sector residencial consume 39% de la energía eléctrica y cerca de 50% de la demanda máxima, los refrigeradores y la iluminación consumen mas de 95% de la electricidad en el sector.Al entrar en operación, las plantas térmicas privadas pasaron a representar en le año2000 mas de 50% de la capacidad total de generación de energía eléctrica elevando sal extremo la dependencia del país de las inversiones de hidrocarburos para la generación de electricidad. Estas inversiones también sobre-expandieron la capacidad de generación. Llego a colocarse un 55% por encima de la demanda máxima total observada de consumo de energía eléctrica del país. Provocando una importante sobrecapacidad en el sector, un gran “coeficiente de reserva”. La capacidad de generación ascendió a un 686 megavatios. A pesar de este notable “coeficiente de reserva” mas de la mitad de la población Nicaragüense siguió careciendo de acceso a la electricidad, sobre todo en las zonas rurales. De acuerdo a datos de la CEPAL, el “índice de electrificación”, que mide a la cobertura del acceso de la poblaciones de solo el 48% en Nicaragua. En Costa Rica es de97%, en El Salvador del 80%, en Honduras 63% y en Guatemala del 87%.

DEMANDA MAXIMA DE LA CARGA EN NICARAGUA.DEMANDA MAXIMA DE LA CARGA EN NICARAGUA.

Se considera dos escenarios de crecimiento de la demanda, los limites inferiores y superiores mas probable para el mediano y largo plazo, el cual la demanda se moverá dentro de la franja delimitada por estas dos trasas de crecimiento que son de 4% y 7% de crecimiento anual, respectivamente tanto para la demanda máxima de potencia como de energía.

Geográficamente se ha de los registros históricos de las demandas medidas en las subestaciones de distribución, conservando a lo largo del periodo del estudio de la relación entre las demandas y la demanda total del SIN. En la siguiente tabla nos representa un estimado de la demanda máxima el cual corresponde a ambos escenarios que son el 4% y 7%, para el 2000 es de 395.0MW no se considera probable superar este valor para dentro de muchos años.

Proyección de la demanda del SIN periódica 2000-2005Proyección de la demanda del SIN periódica 2000-2005

Demanda baja (4%) Demanda alta(7%)

Año Potencia Energía Potencia Energía

MW GWH MW GWH

2000 395.0 2179.3 395 2179.3

2001 410.8 2266.4 422.7 2331.8

2002 427.2 2357.1 452.2 2495.0

2003 444.3 2451.4 483.9 2669.7

2004 462.1 2549.4 517.8 2856.6

2005 480.6 2651.4 554.0 3056.5

Todas las ciudades son servidas por una sola subestación, con excepción de Managua, que es servida por 9 y León que es servida por 2.Para la ciudad de Managua, representa el 55% de la demanda del SIN, el cual se dividió en 5 zonas geográficamente las que mencionamos a continuación:Zona 1, comprende la región noroccindental de la región de la ciudad, y tiene como limites; por el este la avenida que pasa por la iglesia El Redentor, el colegio Bautista y el edificio Petronic. Por el sur bordea la laguna de tiscapa, pasa por el hospital militar Dávila Bolaños, plaza España la actual subestación Asososca y se abre cubriendo toda la zona occidental de Managua. Esta zona esta servida por la subestaciones los Brasiles, Acahualinca Asososca.las dos empresas adquiridas por UNIO FENOSA Disnorte y Dissur, que cubre las totalidad del mercado eléctrico nacional, cuenta con un total de 430.000 clientes y su facturación prevista para este año supera los 185 millones de dólares.L a demanda eléctrica se sitúa en 1.477 millones de kilovatios hora y disponen de una red de líneas de distribución de 18.5000 kilómetros . La plantilla de las dos compañías suma 2.060 empleados.

RESUMENRESUMEN

CARACTERISTICAS DE LA MATRIZ ELECTRICA

SON LAS ANTERIORES INSTITUCIONES JUNTO CON UNA SERIE DE INSTRUMENTOS LEGALES Y CONTRACTUALES ENTRE EL ESTADO Y LOS PRIVADOS LO QUE DETERMINA ENTRE OTROS ASPECTOS QUIÉNES, COMO Y A QUE PERCIO DEBE GENERARSE ,DISTRIBUIRSE Y COBRARSE LA ELECTRICIDAD.

EN TODO CASO LOS ASPECTOS INSTITUCIONALES Y LEGALES HAN SIDO DTERMINMADOS POR LOS INTERESES POLITICOS DE LOS GRUPOS POLITICOS QUE ENCUENTRAN SU CAJA DE RESONANCIA EN EL GOBIERNO DE TURNO LO QUE HA OCACINADO QUE EN NICARAGUA NO SOLO SE HAYA PRIVATIZADO UNA PARTE DE LA GENERACION SINO QUE LA POCA INVERSION PRIVADA REALIZADA FUERA CON CRITERIOS CORTOPLACISTAS, INVERSION MINIMA Y MAXIMIZACION DE GANANCIAS , LIGITIMADA A TRAVES DE ENEROSOS CONTRATOS CON UNA MATRIZ A BASE DE PETROLEO.

CON ESA LOGICA SE HA REAFIRMADO UNA ESTRUCTURA DE GENERACION FUNDAMENTALMENTE TERMICA , EN EL AÑO 2003 EL ORIGEN DE LA OFERTA ENERGETICA ERA EN UN 80.3 %TERMICA ,9.7%HIDROELECTRICA Y 9.9% GEOTERMICA .SI BIEN LA CAPACIDAD INSTALADAERA 617 MW Y LA EFECTIVA DE 546 MW ,LA ENERGIA FINAL DISMINUYE DEBIDO A LOS ALTOS INDICES DE PERDIDAS O FUGAS TECNICAS QUE SOBREPASA EL 30%. ESTO EXPLICA EN PARTE POR QUE LOS USUARIOS EN NICARAGUA PAGAN LA ENERGIA ELECTRICA MAS CARA DE C.A.

ESTA ES LA DURA REALIDAD QUE ENCARAMOS LOS NICARAGUENSES QUE EN EL PASADO LLEGAMOS A TENER UNA MATRIZ ENERGETICA DONDE LA ENERGIA RENOBABLE TENIA UN ROL MAS SUSTANTIVO Y EXISTIAN TARIFAS ,MAS FAVORABLES .RESULTA INJUSTIFICABLE A TODAS LUCES QUE EXISTIENDO SUFICIENTES ESTUDIOS ACERCA DE LAS FUENTES CON POTENCIAL DE GENERACION DE ENERGIA RENOBABLE ,LOS GOBIERNOS DE LOS ULTIMOS 15 AÑOS NO SE HAYAN OCUPADO DE REALIZAR INVERSIONES DEL SECTOR PUBLICO Y CO-INVERSIONES QUE PERMITIERAN UNA INDEPENDENCIA ESTRATEGICA EN LA PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA .

LOS ESTUDIOS REFERIDOS REVELAN QUE LA GEOTERMIA PODRIA CONTRIBUIR CON 1000 MW ,LAS HIDROELECTRICAS CON 1766 MW, Y LA EOLICA CON 200 MW.DE HABERSE IMPLEMENTADO SIQUIERA UN TERCIO DE ESO PROYECTOS, NUESTRO PAIS HOY NO DEPENDERIA TAN DRAMATICAMENTE DEL PETROLEO Y ODRIA PRODUCIR MAS DEL DOBLE DE SU CAPACIDAD EFECTIVA ACTUAL,E INCLUSO OBTENER DIVISAS EXPORTANDO ENERGIA A C.A.CUYOS PAISES A EXCEPCION DE COSTA RICA REFLEJAN UNA IMPORTANTE DEPENDENCIA DE LA ENERGIA TERMICA .

DEL TOTAL DE LA FACTURA PETROLERA LO QUE SE DESTINO A LA GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA PARA 2002, 2003 Y 2004 FUE EL 34 %,31 %, 35% RESPECTIVAMENTE , SIGNIFICANDO UNA IMPORTACIONTOTAL DE 9949 MILLONES DE BARRILIES EN 2004,DONDE EL COMPONENTYE FULL OIL Y BUNKER FUE DE 3500 MILLONES DE BARRILES.

DE ACUERDO A DATOS DE LA CEPAL DEL 2003 , EN NICARAGUA EL 79.6% DE LA CAPACIDAD DE ENERGIA ELECTRICA DEPENDE DE LAS IMPORTACIONES DE PETROLEO HABIENDOSIDO UN 55% EN 1993. EN TERMINOS COMPARATIVOS ESOS PORCENTAJES SON BAJOS EN LOS DEMAS PAISES DE LA REGION ,48 % EN EL SALVADOR, 55 % EN HONDURAS , Y MENOS DEL 5 % EN COSTA RICA.

SI EL ESTADO DE NICARAGUA SE HUBIESE PREOCUPADO POR HABER ESTABLECIDO LA CAPACIDAD QUE TENIA LA PLANTA GEOTERMICA MOMOTOMBO, CON UN POTENCIAL DE 70 MW ,ELLO HUBIERA PERMITIDO UN AHORRO EN LA FACTURA PETRIÓLERA DE 44 MILLONES DE DOLARES ANUALES ,TENIENDO EN CUENTA QUE PARA GENERAR ESE POTENCIAL, UNA PLANTA TERMICA NECESITA 750 MIL BARRILES POR AÑO.

CUANTO SE HABRIA AHORRADO EL PAIS EN LA COMPRA DE PETROLEO ENLA ULTIMA DECADA SI SE HUBIESE HECHO REALIDAD EL PROYECTO SAN JACINTO TIZATE CON CAPACIDAD DE PRODUCCION DE 300 MW.

LA FACTURA PETROLERA PARA LA GENERACION DE ENERGIA PRESENTA EN LA ACTUALIDAD MAS DEL 60 %DE NUESTRAS EXPORTACIONES .LOS GASTOS EN ESTE RUBRO EN EL AÑO 2003 FUERON DE 328.4 MILLONES DE DOLARES , EN EL 2004 SUBIERON A 425.9 MM,Y A AGOSTO DEL 2005 LA CIFRA ALCANSA LOS 353.6 MM .Y DE CONTINUAR LA TENDENCIA ACTUAL LA FACTURA PETROLERA LLEGARA A 558 MILLONES DE DOLARES.

CAPACIDAD POTENCIAL E INSTALADA DE GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA DE NICARAGUA

0

10

20

30

40

50

60

70

80

COSTA RICA

NICARAGUA

PANAMA

EL SALVADOR

HONDURAS

GUATEMALA

PARTICIPACION DE LAS CENTRALES TERMICAS EN LA GENERACION DE ELECTRICIDAD (2002)

PAIS HIDRO GEOTERMIA EOLICACO GENERACION A BASE DE

BAGAZO TOTAL

           

BELIZE 27.00 0.00 20.00 20.00 67.00

GUATEMALA 5000.00 1000.00 200.00 250.00 6450.00

HONDURAS 1667.00 35.00 60.00 110.00 1872.00

EL SALVADOR 575.00 100.00 30.00 33.00 738.00

NICARAGUA 1760.00 1000.00 200.00 100.00 3060.00

COSTA RICA 3052.00 900.00 60.00 24.00 4036.00

PANAMA 2215.00 120.00 300.00 20.00 2655.00

TOTAL 14296.00 3155.00 300.00 557.00 18878.00

PLANTAS GENERADORAS DEL SIN

(DATOS GENERALES 2005)

Cuadro I. Plantas Generadoras Del SinPlanta Propietario Unidad Tipo Año Cap.Nom

(MW)Cap.Efect.(MW)

Observaciones

Managua GECSA #1#2#3

Turb.VaporComb.InternaComb.Interna

197119941998

4566

Total 36 -Estatal-Rehabilitación

Parcial

Nicaragua GEOSA #1 #2

Turb.VaporTurb.Vapor

19761976

5050

Total 95 Recientes reparaciones

P.Sandino CENSA Comb.Interna 1997 63.9 60 Ampliando 27 MW adicionales

Tipitapa TCP Comb.Interna 1999 56.7 52.2

Corinto EEC Comb.Interna 1999 70 50 Barcaza. 20MW de reserva

Chinandega GEOSA Turbina De Gas 1967 15 13.5 Rehabilitada en 1990

Las Brisas GECSA #1 #2

Turbina De GasTurbina De Gas

19921998

2640

Total 35 -Estatal-

Momotombo ORMAT #1 #2

GeotermicaGeotermica

19931989

3535

030

Estado/ORMATFalta de vapor en el campo

Inge.S. Antonio ISA Biomasa - 19.6 6 Ingenio San Antonio, Chichig.

CentroAmerica

HIDROGESA #1 #2

HidroHidro

19651965

2525

2424

Estatal

Santa Barbara HIDROGESA #1#2

HidroHidro

19711971

2525

2424

Estatal

Wawule ENEL Hidro 1990 1.62 0

Las Canoas ENEL #1#2#3

HidroHidroHidro

199019901990

0.650.570.57

Total 1.79 ENEL/ Municipio Teustepe

Subtotal SIN MW Kui.61 475.49  

+Sistemas Aislados(Fuel Oil y diesel) 10.57 9.28  

Total 581.57 484.28  

De acuerdo con los datos de ENELO Y CEPAL, Nicaragua ha desmejorado su disponibilidad energético respecto a la capacidad del 2002, es decir que en la actualidad hay un balance de entradas y salidas del sistema que muestra una disminución de 24MW de energía. Entre las plantas que han contribuido a la disminución esta GECSA, conformada por la planta Managua (térmica) y las Brisas (Gas), que actualmente aportan 39MWmenos que el 2002. De igual manera redujo sus entregas de Energía el Ingenio San Antonio pasando de 12 MW a solo 6MW.

En contraposición hay un reporte de un incremento en la energía entregada respecto a ese mismo año. Por Momotmbno/Ormat, que paso 12MW a 30MW, y de CENSA (térmica) que elevo en 30MW. Este comportamiento pone en evidencia la fragilidad de la estructura de generación del país precisamente en una época en que los precio del petróleo aumentan en el mercado internacional. Tomando como universo la capacidad efectiva a noviembre de 2005, de 484.28 MW, del cuadro anterior podemos inferir los siguientes datos significativitos.

A- La generación base derivados del petróleo asciende a 356.58 MW, es decir 736.%, de los cuales las plantas estatales producen 83MW que equivale a 23.3% de la generación base de hidrocarburos; siendo por diferencia el 76.6% de la generación térmica de la producción privada, que generan 273.6MW.

B- La producción hidroeléctrica y geotérmica representa el 127.7 MW, es decir el 26% del total generado en el país. De estas fuentes hidro geotérmicas el 76.5% es estatal y la diferencia 23.5% proviene del campo Momotombo que es de propiedad estatal pero cosecionado a ORMAT.

C- La generación por biomasa obtenida por el bagazo de la caña y alcanza de manera efectiva 6MW en el año, lo que representa un 1.2%.

D- La generación total. Independientemente de los insumos que use es producida por plantas estatales en un 36.7% que equivale a un 178.28 y la diferencia, 306.28MW es de producción privada.,

Los datos obtenidos durante esta investigación reafirman la tesis de la fragilidad del sistema eléctrico de Nicaragua. Su principal soporte esta en manos de empresas privadas que generan el 63.2 del total, y la distribución esta bajo el control de un monopolio extranjero. Esta situación tiene dos agravantes : 1)-Que el 33.2% de la generación privada las concentra el grupo económico Coastal Power/Banco UNO/Ernesto Fernández Holman); 2)- Que del total producido por los empresarios privados, solo9.8% es generado con recursos renovables (OEMAT) y el resto de la energía que aportan al sistema es dependiente del petróleo.

De acuerdo a datos de la CEPAL. El “índice de electrificación”, que mide el acceso a la cobertura de la población es de solo 48% en Nicaragua. En Costa Rica es del 97%, en El Salvador del 80%, en Honduras del 63% y en Guatemala del 87%.

En Nicaragua en el 2002 había 2.8 millones de personas, 457 mil hogares, “pendientes de electrificar”. De acuerdo al Banco Mundial, Nicaragua muestra unos niveles de consumo de energía eléctrica per cápita que lo colocan al país muy por debajo del nivel de consumo de otros países tan pobres como el nuestro. Cuando se deja de lado la rentabilidad social de un servicio publico como el acceso a la electricidad no puede partirse solo en consideraciones estrictas de rentabilidad privada, porque las regiones geográficas mas aisladas o los segmentos de la población mas pobres continuarían sin acceso a este.

En los periodos subsiguientes el destino de la energía eléctrica distribuida no ha sufrido variaciones significativas.

Grafico D. Producción de Energía- Insumo

50

0

100

150

200

250

300

Estatal Privado

70

97.7

9.5830

6

270.7

Producción a Base derivado del Petróleo MW

Hidroeléctrica Geotérmica MW

Geotérmica MW Biomasa MW Sistemas Aislados

Cuadro J. Producción de Energía Según Control de Propiedad

Entidad

Producción a base de derivados del Petróleo

MW

HidroeléctricaGeotérmica

MW

GeotérmicaMW

BiomasaMW

SistemasAislados

Total

Estatal 71 97.7 9.58 178.28

Privado 270.7 30 6 306.7

Total 341.7 97.7 30 6 9.58 484.98

Entidad Producción independiente del insumo MW

%

Estatal 178.28 36.76

Privado 306.7 63.24

Total 484.98 100

Cuadro K. Concentración de la generación en Grupos económicos

Entidad Tipo de Producción MW %

Corinto Power Enron Térmica 60.00 19.56

Costal-Banco UNO Térmica 160.70 52.40

EC Térmica 50.00 16.30

ISA Biomasa 6.00 1.96

ORMAT* Geotérmica 30.00 9.78

Total 306.70 100.00

Cuadro Q. Aumento en el Precio de la Energía.Enero – Octubre 2005

Energia Ene-05 Oct-05 Ener-05 Oct-05 Diferencia * Los precios indicados en córdobasC$ C$ US$ US$ US$

25kWh 0.7494 0.8543 0.0458 0.0504 0.0048

25kWh 1.6145 1.8404 0.0988 0.1086 0.0098 *La conversión a dólares se hizo

conforme al cambio oficial del día indicado en la

tabla

50kWh 1.6909 1.9275 0.1035 0.1137 0.0102

400kWh 2.2348 2.5474 0.1368 0.1503 0.0135

500kWh 3.5495 4.0461 0.2173 0.2388 0.0215

1000kWh 4.3649 4.9756 0.2672 0.2937 0.0265 * La conversión a dólares se hizo para

eliminar el aumento por

deslizamiento del Córdoba

T-1 2.1757 2.4801 0.1332 0.1464 0.0132

T-1a 1.5772 1.7978 0.0965 0.1061 0.0096

T-2 1.5955 1.8187 0.0975 0.1073 0.0097

T-3 1.9003 2.1661 0.1163 0.1278 0.0115 *La DIFERENCIA en dólares indica el aumento por causa del alza del petróleo

T-3a 1.3404 1.5279 0.0828 0.0902 0.0902

T-4 1.4616 1.6661 0.0894 0.0983 0.0089

T-5 1.4928 1.7016 0.0875 0.1004 0.0129

T-6 1.7057 1.9443 0.1044 0.1147 0.0103

T-6a 1.2522 1.4274 0.0766 0.842 0.0076

Unión Fenosa deberá aplicar para el consumo residencial una escala de cambios de tarifa en correspondencia con la normativa: 25KW, 50KW, 400KW etc, pero han estratificado mas el consumo y creado una escala progresiva que les permite duplicar el proceso del KW a los usuarios entre 400y500KW, donde se ubican decenas de miles de profesionales que trabajan por cuenta propia, pequeñas oficinas, pulperías, farmacias, salas de belleza, talleres artesanales, pequeñas industria, etc.

Unión Fenosa también altera los cobros por comercialización en las diversa categorías de consumidores, como si no fuese un gasto fijo y tuviese algún vinculo con los precios del petróleo, con el agravante que el cobro de comercialización ya esta incluido en el valor de KWH

Cuadro R. Comercialización.

Ener-05 Oct-5 Ener-05 Oct-05 Diferencia

Tarifas C$ C$ US$ US$ US$

T-2 815.1317 894.1887 49.9122 52.7912 2.879

T-4 815.1317 894.1887 49.9122 52.7912 2.879

T-5 1358.5528 1490.3144 83.187 87.9854 4.7984

T-0 Residencial

25kWh 11.2087 12.2958 0.6863 0.7259 0.0396

25kWh 11.2087 12.2958 0.6863 0.7259 0.0396

50kWh 11.2087 12.2958 0.6863 0.7259 0.0396

400kWh 33.9838 37.2579 2.0797 2.1996 0.1199

500kWh 63.1729 69.2998 3.8682 4.0913 0.2231

1000kWh 135.8553 149.0314 8.3187 8.7985 0.4798

Cuadro S. Planta MWH Entregado Costo Promedio

US/KWHFacturado

02-NovTipo de Generadora

C. America 1,549 0.076 117,724 Hidroeléctrico

S. Barbara 2,115 0.0795 168,142 Hidroeléctrica

Nicaragua 3,156 0.08658 273,246 Térmica

ORMAT 1,325 0.0475 69,937 Geotérmica

P. Managua 204 0.0885 18,054 Térmica

CENSA 1,677 0.0748 130,806 Térmica

Tip. Power 2,093 0.0676 141,486 Térmica

Cor. Power 2,968 0.0638 189,358 Térmica

Compra Ext 160 n/dato n/dato Térmica

Total 15,247 1,108,753.00

Cuadro T.Cuadro T. Valor promedio de KW/H entregado

por generadore

s*

30% costos de la

distribución

15% perdidas-admitidas por INE

4% por peaje a ENTRESA

4% de utilidades

según Unión-

Fenosa**

Valor del KW/H al Usuario

C$ 12,347 C$ 0.37 C$ 0.19 C$ 0.05 C$ 0.05 C$ 1.83

Categoría domiciliar >150

kw

Categoría domiciliar >200kw

Categoría domiciliar >300kw

Categoría domiciliar kw

TOBTD

Categoría industria

pequeña kw T-1BT

Categoría T-1 BT General

Menor

Facturación industria

mediana T-4

Nis2097909 C$ 2078

Nis 2114734 C$ 2253.

Nis2112836 C$

2346

Nis2113554 C$

2549

Nis2112831 C$

2635

Nis2093107 C$

2440

Nis2093108C$

2977

Nis2112836 C$

2191

Nis2057379 C$

2396

Nis2006658 C$

2658

CUADRO U

Este valor de las facturas seleccionadas incluye el consumo directo en KWH y el monto de la comercialización, no así demás conceptos que cobra Unión Fenosa, como INE, alumbrado publico, impuestos, alquiler de medidor y otros. En una misma categoría el precio de KWH puede variar según el consumo total. Para algunos casos se incluye el factor de potencia.

En primer lugar en todos los equipos de consumo observamos:1. Que con independencia de la categoría en la cual se ubica el usuario, del

total de kwh consumidos y destino del consumo, no existe el precio de kwh constante, sino una escala ascendente, que inicia 25kwh y va cambiando de valor a los 50kw, de manera que cuando llega a los 400y 500 kwh de consumo mensual las tarifas aplicadas están a un 50 a 60% por encima del valor que Unión Fenosa deberá cobrar a los usuarios el kwh.

2. Adicionalmente a cierto estrato de usuarios, además del precio móvil por kwh y de la escala ascendente, se le aplica un factor fijo de potencia que aumenta sustancialmente el valor de la factura a causa de los pagos leoninos que reconocen a los generadores en los PPA.

3. Que no obstante de estar incluido el rubro de comercialización en los costos de operación de la empresa (VAD) Unión Fenosa cobra nuevamente esta concepto en cada factura mensual lo que el lector puede constatar en el lado derecho de la factura donde siempre aparece un cobro especifico de comercialización, duplicado en perjuicios de los usuarios este gasto.

PROYECTO COPALARPROYECTO COPALAR

El proyecto Copalar generaría en la actualidad 657 MW, lo que significa que duplicaría la energía que consume el país. El río grande de Matagalpa iba a ser utilizado en 1997 para el desarrollo hidroeléctrico. Diversos estudios apuntaron que era el más favorable.

Los primeros estudios fueron realizados por la División de Estudios Básicos de la Empresa Nacional de Luz y Fuerza (ENALUF), entidad gubernamental precursora del Instituto Nicaragüense de Energía (INE), en 1970.

En estos estudios participaron varias firmas muy reconocidas: Grineering Company, INC., (IECO), Canadien International Proyect Managers (CIPM), Tecnopromexport.

El primer estudio fue realizado por la consultora internacional (IECO), que en 1974 presentó el informe The National Power Study, donde establecen la viabilidad del proyecto, recomendando la continuación de los estudios.

En 1977 (CIPM) entrega el informe final de factibilidad, presentando diseños y documentos del proyecto. Seis años más tarde, la firma soviética Tecnopromexport realiza el estudio de desarrollo hidroeléctrico del río Grande de Matagalpa en dos etapas:

A) Estudio de la factibilidad del río y cuencas vecinas. B) Estudio tecno-económico sobre la prioridad entre los

proyectos hidroeléctricos Mojolka, en el río Tuma y Copalar, en el río Grande de Matagalpa.

En 1984 se presenta un informe final de la primera etapa, indicándose que se deberían explotar por separado los proyectos Copalar y Santa Rita. La segunda etapa anotaba ventajas económicas sobre el proyecto Mojolka.

Copalar desde su inicio fue bautizado con el nombre de la pequeña comarca que lo adoptaría, es por ello que no es tan conocido por los capitalinos.

Copalar fue diseñado para aprovechar el río Grande de Matagalpa, ya que es una fuente hidroeléctrica bastante competente.

Copalar necesitaba de muchos estudios para poder llevarse a la práctica: Geotecnia, Geología, Topografía, evaluación ambiental.

Este proyecto costaría construirse 277 Millones de dólares, los cuales no serían tan fácil de conseguir, porque los organismos como el (BID), que pensaban financiarlo, desistieron por varias razones: Estábamos en guerra, el lugar no era nada seguro, y lo más importante: no les interesaba invertir en proyectos que no les devolverían su dinero en corto plazo.

Para el proyecto se construirían varias obras ingenieras: una presa de roca y arcilla a través del ancho del valle. Un vertedero serviría para disminuir o almacenar el agua de la presa. Un embalse cubrirá 330 túneles de desvío que ayudarían a la construcción de la presa.

Una central eléctrica que convertirá la energía hidráulica a mecánica y 4 turbinas francis (turbina vertical con gran energía potencial en forma de presión y menos energía cinética).

La presa contaría con tres presas más para cerrar los bajos topográficos y 2 circuitos sencillos de 230 KV, distancia de 185 KM.

PORQUE SE ESCOGE COPALAR

Los ríos principales de Nicaragua son el Coco, Prinzapolka, Grande de Matagalpa, Escondido, Viejo y San Juan. De estos sólo el río Viejo y el Tuma se han desarrollado hidroeléctricamente.

El Copalar mostró ser el mejor en esta parte del río. Después de estudios de factibilidad, se tomaron en cuenta también análisis sobre terremotos.

Sus tierras son una mezcla de arena y arcilla y las rocas subyacentes son de origen volcánico, la vegetación tiene área de bosques, maderas duras, tierras cultivables y pastizales.

Además que podía empalmar con el otro proyecto que le quedaba cerca -Santa Rita- que le permitiría tener mayor ventaja en relación a los demás, por presentar viabilidad tecno- económica.

Otro punto muy importante es con respecto a la presa que se podía construir con un núcleo de arcilla revestido con capas alternadas de rocas, lo que permite la impermeabilidad y resistencia que los investigadores buscaban.

Otros datos que confirman su factibilidad, son:Otros datos que confirman su factibilidad, son:

1) Rasgos topográficos de la zona, que permiten la construcción de una presa relativamente alta.

2) Debido a la presa se formará un lago artificial que almacenará el agua, regulando el caudal del río cuando crezca o se disminuya.

Copalar en un inicio fue concebida como un proyecto total, después con los estudios se llegó a la conclusión que se tendría que trabajar por separado y lo dividieron en dos fases:

A) La revisión y la actualización del estudio de factibilidad del proyecto. Durante esta fase se toma en cuenta la integración del otro proyecto- Santa Rita.

B) Teniendo como base los resultados de la revisión y actualización de la fase I, se procedería a realizar el diseño total y los documentos de licitación.

VENTAJAS DEL PROYECTOVENTAJAS DEL PROYECTO

El proyecto Copalar uno de los más grandes sueños, y consta de muchas ventajas que a la larga serían muy bien recompensadas.

Mitigaría uno de los grandes problemas de nuestro país, como es el empleo. Se crearía un estimado de mano de obra de 2,600 hombres. Supliría las necesidades de potencia, energía y reserva al sistema interconectado nacional del año 2005.

Proveería agua para riego, ya que este es un sector que consume un alto porcentaje. Reactivaría la economía, demandaría insumos y tecnología actualizada. Capacitación y especialización adecuada.

IMPACTO En el ámbito regional tendría un fuerte impacto, ya que realizaría una carretera, se desarrollarían nuevos tipos de peces con la represa.

Sin embargo, no todo es tan bueno en este proyecto, ya que 4,000 familias son las que llegarían a ubicar en la zona de la presa, es decir, que nada de lo que ahí exista estaría a salvo.

Se tendrían que adoptar nuevas estrategias a favor del medio ambiente, ya que llegarían a instalarse en una zona virgen, explotando la madera y otros materiales indiscriminadamente.

Una de las mayores desventajas es la privatización, ya que la ambición de estos inversionistas por tener su dinero cuanto antes, hace que se inviertan en otros proyectos sucios, es decir, en proyectos que contaminan el ambiente.

También el desbalance que existe en la compra es desigual, se compra el petróleo en dólares y se vende la energía en córdobas, lo que deja una pérdida muy significativa.

La flora y la fauna tendrían un brusco cambio y por último, se ocuparían zonas fértiles de producción.

GEOTERMIA

Antecedentes En 1966 se inicia la exploración

geotérmica en Nicaragua cuando una misión de la empresa italiana

ELECTROCONSULT realiza las primeras investigaciones sobre la existencia de

campos geotérmicos. En un estudio de la Compañía TEXAS

INSTRUMENTS INCORPORATED realizado entre Junio de 1969 a Febrero de 1971, se

definieron dos zonas geotérmicas importantes; la falda meridional del Volcán Momotombo y las zonas de fumarolas de San Jacinto Tizate.  Las conclusiones de este estudio señalaron que el reservorio

del Volcán Momotombo de acuerdo a indicadores geocientíficos, era susceptible

de ser explotado comercialmente para fines de generación eléctrica, con

capacidad para soportar una planta de 35 MW.  

• En 1971 a solicitud del Gobierno de Nicaragua, una misión de las Naciones Unidas examinó y confirmó los estudios realizados, recomendando la ejecución de un programa amplio de explotación en Momotombo. Los estudios se incrementaron después de 1973, cuando la crisis del petróleo impactó severamente la economía de Nicaragua. La producción de energía eléctrica comenzó en Momotombo en 1983 con la entrada en operación de una unidad de 35 MW, 1989 se instaló una segunda unidad de 35 MW.

• En Noviembre de 2001, se complementó el Plan Maestro Geotérmico para términos de su potencial geotermoeléctrico

• En Diciembre del año 2002, ORMAT MOMOTOMBO POWER COMPANY MANAGUA BRANCH, instala una unidad binaria de 7.5 MW, totalizando la capacidad instalada en el campo geotérmico Momotombo a 77.5MW. .

El Gobierno de Nicaragua ha otorgado hasta la fecha dos concesiones de Explotación Geotérmica:

• 1) Campo geotérmico Momotombo, cuyo operador  es la empresa ORMAT MOMOTOMBO POWER COMPANY MANAGUA BRANCH, la cual tiene como objetivo recuperar la capacidad instalada original de 70 MW.

• 2) Campo geotérmico San Jacinto Tizate, con el fin de instalar 66 MW con unidades a contrapresión y ciclo binario, más dos unidades a condensación de 23 MW cada una. La empresa San Jacinto Power, S.A es la empresa encargada del desarrollo de este campo, que actualmente se encuentra en proceso de construcción.

CAMPO GEOTERMICO DE MOMOTOMBO  • El campo geotérmico de Momotombo se ubica al Nor-

Oeste de la orilla del Lago de Managua y sobre la pendiente Sur-Oeste del activo volcán Momotombo, el que a su vez se localiza en  la zona central de la depresión o grabén nicaragüense y en el extremo Sur-Este de la cadena volcánica de los Marrabios.

• El cono del volcán Momotombo creció sobre viejas formaciones de lavas, las cuales afloran en los relieves de la loma La Guatusa, localizados al Sur-Este y Este del Momotombo y parcialmente encima de la estructura volcánica de la Caldera de Monte Galán; la cual se encuentra en la parte Nor-Oeste de la base del volcán. Alrededor del Momotombo tanto en la zona Norte como al Sur-Oeste se observan amplias formaciones de tobas y pomas conocidas generalmente como: Escudo Ignimbrítico de Malpaisillo.

• Actualmente la Capacidad Instalada de la Planta Geotérmica de Momotombo es de 70MW, consistente en dos unidades de 35MW cada una.

• Tres reservorios geotérmicos se han identificado en Momotombo: uno es somero (entre 300-800metros); otro intermedio (800-1700metros); y un último profundo que va de los 1700 a los 3000metros.

• El campo tiene actualmente 12 pozos productores y cuatro de reinyección.

• Debido a la sobreexplotación del campo, bajos volúmenes de reinyección, mantenimiento inadecuado y rápida infiltración de agua fría, se produjo la caída de la presión y entalpía de los pozos productores de Momotombo.Esto afectó la cantidad de vapor a la salida de boca pozo y por ende la producción de electricidad de la planta, la cual había descendido a fines de 1998 a 12MW. 

• En 1999, Ormat International Inc., ganó un contrato, construir-Operar-Transferir (BOT por sus siglas en inglés) para explotar los recursos geotérmicos y mejorar la capacidad de generación eléctrica del campo geotérmico de Momotombo. Perforando nuevos pozos (cuatro en total, uno productor),usando métodos mecánicos e inhibidores químicos, así como reinyectando el 80% de las aguas de desechos, Ormat logró recuperar la producción de electricidad de la planta hasta 27MW.En Noviembre del 2002; Ormat instaló una planta binaria de 7.5Mw elevando la capacidad instalada a aproximadamente 35Mw. 

ENERGÍAS ALTERNATIVAS

Energía de la biomasa(Importancia para la tierra)

DEFINICIÓN DE LA BIOMASA

• La biomasa es la energía solar convertida por la vegetación en materia orgánica; esa energía la podemos recuperar por combustión directa o transformando la materia orgánica en otros combustibles.

•Las plantas usan el sol para crecer. La materia orgánica de la planta se llama biomasa y almacena a corto plazo la energía solar en forma de carbono. La biomasa es parte del ciclo natural del carbono entre la tierra y el aire.

• Existen muchas fuentes de energía clasificables bajo el concepto de biomasa, así como diversas técnicas para su conversión en energía limpia. Evidentemente, son estas formas modernas de aprovechamiento las que pueden ser utilizadas para la obtención de energía limpia, nada que ver con las formas tradicionales (leña, excrementos, etc.), en muchos casos insostenibles, que todavía se emplean ampliamente en países empobrecidos, y que aún constituyen más del 10% del consumo mundial de energía primaria.

Biomasa puede ser:

•Residuos agrícolas: paja, orujos.Residuos forestales: ramas finas.Restos de madera de las industrias forestales: astillas, aserrín.Cultivos energéticos: cerdoResiduos ganaderos: purinas y otros excrementos del ganado

ESQUEMA GENERAL DE UNA PLANTE DE COGENERACION

UTILIZACIÓN DE LA BIOMASA

• Bosques. La única biomasa realmente explotada en la actualidad. Para fines energéticos es la de los bosques para cubrir parte de la demanda energética sólo puede constituir una opción razonable en países donde la densidad territorial de dicha demanda es muy baja, así como también la de la población (Tercer mundo).

• Cultivos energéticos. Consiste en cultivar vegetales para la posibilidad del aprovechamiento de cultivos energéticos. Esta opción no es muy rentable. Es muy discutida la conveniencia de los cultivos o plantaciones con fines energéticos, no sólo por su rentabilidad en si mismos, sino también por la competencia que ejercerían con la producción de alimentos y otros productos necesarios, (madera, etc.) Las dudas aumentan en el caso de las regiones templadas, donde la asimilación fotosintética es inferior a la que se produce en zonas tropicales. Así y todo.

Tipos de biomasa

• La biomasa como fuente para la producción de energía renovable puede clasificarse en:

• Biomasa natural. Se produce de forma espontánea en la naturaleza, sin intervención humana. Por ejemplo, las podas naturales de los bosques.

• Biomasa residual seca. Procede de recursos generados en las actividades agrícolas, forestales. También se produce este tipo de biomasa en procesos de la industria agroalimentaria y de la industria de transformación de la madera. Dentro de este tipo de biomasa, se puede diferenciar la de origen forestal y la de origen agrícola.

• Biomasa residual húmeda. Procede de vertidos biodegradables formados por aguas residuales urbanas e industriales y también de los residuos ganaderos.

• Cultivos energéticos tanto forestales como agrícolas. Son aquellos cultivos realizados tanto en terrenos agrícolas como forestales y que están dedicados a la producción de biomasa con fines no alimentarios

Figura 1. Esquema de la planta eléctrica del ingenio San Antonio durante la zafra. La turbina grande puede generar 19.3 MWe cuando la extracción de vapor es máxima. Si no hay extracción de vapor, su capacidad es de solamente 15 MWe. "n.d." significa no disponible.

Figura 2. Esquema de la planta eléctrica del ingenio durante la no-zafra. La turbina grande puede generar 19.3 MWe cuando la extracción de vapor es máxima. Si no hay extracción de vapor, su capacidad es solamente de 15 MWe. "n.d." significa no disponible.