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GENERACION EN COSTA RICA

ESTADO ACTUAL, PLANES FUTUROS Y

LICITACIONES

20TH ANNUAL

CENTRAL AMERICAN ENERGY CONFERENCE

Junio 2017, Ciudad Panamá

INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD

Generador

privado

Generador

privado Generador

ICE

Agencia

Compradora

Cliente

Alta

Tensión

Distribuc. Distribuc. Distribuc.

Operador

Sistema

G

G

Agentes

Regionales

EOR

Operador

Regional

ESQUEMA DEL SISTEMA ELECTRICO COSTA RICA

CRIE

Comisión

Regional de

Interconexión

Eléctrica

MERCADO REGIONAL

MINAE

Política energética

Política ambiental

ARESEP

Calidad

Precio

DEMANDA DE ENERGIA TOTAL EN COSTA RICA

Balance Energético Nacional año 2015

63%

21%

9%7%

Consumo final por fuente

Fósiles Electricidad

Otra biomasa Leña

50%

24%

13%

10%2% 1%

Consumo final por sector

Transporte IndustriaResidencial Comercial y ServAgropecuario Otros

0

20

40

60

80

100

Tra

nsport

e

Industr

ia

Resid

encia

l

Co

merc

ial y

Se

rv

Agro

pecuario

Otr

os

TJ X

10

3

Consumo total de energía por sector y fuente

Fósiles Otra biomasa

Electricidad Leña

CARACTERISTICAS DEL MERCADO

ELECTRICO DE COSTA RICA

MATRIZ ELECTRICA COSTA RICA

Hidroeléctri67%

Geotérmica6%

Eólica9%

Biomasa1%

Solar0%

Térmica17%

CAPACIDAD INSTALADA, 2016

Capacidad instalada: 3467 MW

Hidroeléctri74%

Geotérmica12%

Eólica11%

Biomasa1%

Solar0% Térmica

2%

GENERACION POR FUENTE, 2016

Generación anual: 10 782 GWh

PLANTAS DE GENERACION

FUENTES DE GENERACION PARA

ATENDER LA DEMANDA

0%

20%

40%

60%

80%

100%

198

2

198

3

198

4

198

5

1986

1987

198

8

198

9

199

0

199

1

199

2

199

3

199

4

199

5

199

6

199

7

199

8

199

9

200

0

200

1

200

2

200

3

200

4

200

5

2006

200

7

200

8

200

9

201

0

201

1

201

2

201

3

201

4

201

5

201

6

Generación Histórica por Fuente1982 - 2016

Hidro Geot Eólic Biom Térm

CONSUMO DE DERIVADOS DE PETROLEO

- COSTA RICA -

Fuente: Balance Energético 2015, DSE

Comercio y Servicios 1%

Público 0%

Agro 2%

Transporte 79%

Residencial 3%

Industrial 13%

Construcción y Otros 1%

Generación térmica 1%

Consumo de derivados del petróleo por sector 2015

Cobertura eléctrica

por provincia

Areas de concesión por

empresa distribuidora

COBERTURA ELECTRICA DEL PAIS

País: 99.3 %

VENTAS POR EMPRESA Y SECTOR DE

CONSUMO

Ocho empresas distribuidoras

sirven al país. ICE

41.0%

CNFL36.6%

ESPH6.0%

JASEC6.0%

Guan4.4%

Lesc4.7%

Sant1.1%

Alfa0.3%

Ventas por empresa. 2016

Resi38.4%

Gene36.0%

InMe13.8%

InMa6.9%

AlTe2.3%

AlPu2.6%

Ventas por sector de consumo. 2016

SISTEMA INTERCONECTADO

El sistema de transmisión conecta

todo el país y está enlazado con

la Región Centroamericana

MERCADO ELECTRICO REGIONAL

(MER)

El Mercado Eléctrico Regional funciona como un séptimo mercado,

superpuesto con los sistemas nacionales existentes.

El MER convive con los mercados internos particulares de cada país y

respeta las diferencias que existen entre ellos.

La operación técnica y comercial se rige por el Reglamento del MER,

denominado “RMER”.

El MER es cinco veces mayor que el de Costa Rica.

El MER muestra un elevado potencial de crecimiento de la demanda.

Cerca del 40% de la generación proviene de combustibles fósiles.

País Población Indice

Electrificación

1/

Area Población

sin

Electricidad

Generación

Anual

Densidad de

Población

Generación

per Capita

Anual

mill % mil Km2 mill GWh Hab/Km2 KWh-año

Guatemala 16.4 85.5 109 2.3 9 781 150 597

Honduras 8.1 85.7 112 1.1 7 789 72 962

El Salvador 6.3 84 21 0.4 5 877 300 933

Nicaragua 6.1 74.7 139 1.5 3 999 44 657

Costa Rica 4.8 99.3 51 0.0 10 118 95 2099

Panamá 3.9 89.7 77 0.4 9 191 51 2339

Total 45.6 87.0 509 5.8 46 755 90 1025

Característica demográficas de los países Centroaméricanos -2015

CENTROAMERICA Y EL MER

El volumen de intercambio en el 2015 de Costa Rica fue de un punto

porcentual de la demanda total.

Guatemala y El Salvador lideran por mucho los intercambios en la Región.

El primero como exportador y el segundo como importador.

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

GW

h

Centroamérica. Inyecciones por país. 2015

Total

Guatemala

El Salvador

Honduras

Nicaragua

Costa Rica

Panamá

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

GW

h

Centroamérica. Retiros por país. 2015

Total

Guatemala

El Salvador

Honduras

Nicaragua

Costa Rica

Panamá

INTERCAMBIOS REGIONALES

EL MER Y EL PLAN DE EXPANSION

La entrada en servicio de la línea SIEPAC aumenta sustancialmente la

capacidad de transmisión en la región centroamericana. Sin embargo,

Costa Rica y Panamá tienen serias limitaciones de trasferencia sur-norte

a través del área de control de Nicaragua.

Es necesario que maduren las

instituciones del mercado y la

confianza de los agentes para

alcanzar Intercambios

significativos

Por seguridad del sistema, los

planes de expansión se

formulan suponiendo que Costa

Rica está aislada.

EOR, mayo 2017

PLAN DE EXPANSION DE LA

GENERACION

CRECIMIENTO DE LA DEMANDA ELECTRICA

La tasa de crecimiento se

redujo en la última década

La demanda se ha estancado en el sector

industrial. El sector general ha mantenido

un ritmo importante de crecimiento.

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

19

78

19

80

19

82

19

84

19

86

19

88

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

20

14

%C

reci

m A

nu

al

GW

h

Crecimiento histórico demanda

%crec Dem Dem

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

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20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

GW

h

Ventas por sector de consumo

Residencial General

Industria Alumbrado Público

PROYECCIONES DE DEMANDA ELECTRICA

La demanda eléctrica en el largo plazo se estima proyectando de manera

independiente cada sector de consumo.

Proyecciones de demanda

Proyecciones de demanda 2016-2040

Escenario Bajo: 2.0%

Escenario Medio: 2.8%

Escenario Alto: 4.2%

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

20

05

20

07

20

09

20

11

20

13

20

15

20

17

20

19

20

21

20

23

20

25

20

27

20

29

20

31

20

33

20

35

20

37

20

39

GW

h

Proyecciones de demanda de energía

Medio Bajo Alto Histórico

Crecimiento 2016-2040:

PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION

(PEG)

Es una declaración de los objetivos y metas de largo plazo del

sector eléctrico en el área de generación.

Constituye el marco de referencia para los principales propósitos

de planeamiento de mediano y largo plazo de los participantes

en el sector eléctrico de Costa Rica.

Proporciona una base común en temas tan amplios como

inversiones, estrategias de desarrollo, necesidades de recursos,

fijación de tarifas, estudios de mercado, entre otros.

Se sustenta en las políticas energéticas del país.

CRITERIOS PARA LA FORMULACION DEL

PEG

Soluciones ambiental y socialmente sostenibles

Reducir dependencia de combustibles fósiles

Fuentes renovables

Mercado Eléctrico Regional

Costos e Inversiones

Diversificación de fuentes

Seguridad energética

PRINCIPALES TEMAS DE PLANEAMIENTO

EN EL PEG 2016-2035

Es suficiente la capacidad que se está instalando a corto plazo?

Es el PH El Diquís interesante? En que fecha?

Es el GNL interesante? En qué fecha?

Es interesante la geotermia?

Es interesante seguir desarrollando proyectos hidroeléctricos a filo de

agua considerando la oposición creciente de las comunidades ?

Es económicamente interesante la instalación intensiva de eólico y solar a

pesar de que requieren respaldos importantes para manejar la

intermitencia?

La enumeración detallada de los proyectos no es tan importante como la

determinación de las grandes líneas de posible desarrollo

RECURSOS ENERGETICOS DISPONIBLES

El país tiene un potencial geotérmico explotable

El país dispone de gran cantidad de proyectos hidros y eólicos a costos

interesantes

RECURSOS RENOVABLES

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

20% 40% 60% 80%

$/k

W

Factor de Planta

Costo Unitario de Instalación

Pailas 2

Borinquen 1

Eólico

El Encanto

Torito

Canalete

Diquis

Reventazón

Pocosol

Pirrís

Chucás

Los Llanos

Valle Central

Toro3

Carbón

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

20% 40% 60% 80%

$/k

Wh

Factor de Planta

Costo Unitario de Generación

El Encanto

Pailas 2EólicoTorito

Diquis

Reventazón

Pocosol

Pirrís

Canalete

Chucás

Toro3

Los Llanos

Valle Central

Borinquen 1

Carbón

RECURSOS ENERGETICOS DISPONIBLES RECURSOS RENOVABLES

RECURSOS ENERGETICOS IMPORTADOS COMBUSTIBLES FOSILES

o Infraestructura disponible y compartida con otros usos

o Compras variables según necesidad

o No hay infraestructura. Inversiones exclusivas en puertos

carboneros

o Volúmenes grandes para tener economías de escala

o No hay infraestructura. Inversiones exclusivas en puerto y terminal regasificadora

o Volúmenes grandes para tener economías de escala

o Necesario contratar a largo plazo cadena de suministro. Contratos take-or-pay

Petróleo y derivados

Carbón

Gas Natural Licuado

Importaciones del MER

o Hay infraestructura para hacer intercambios, con limitaciones

o Hay un mercado eléctrico regional incipiente

o Depende de la confianza en la garantía de suministro a largo

plazo

Por política

ambiental no se

considera

Todavía no

equiparable a otras

fuentes energéticas

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

22,000

201

5

201

7

201

9

202

1

202

3

202

5

202

7

202

9

203

1

203

3

203

5

PROYECCION DE DEMANDA DE ENERGIA PARA GENERACION (GWh)

Atención de la demanda en el largo plazo

Período de referencia

PERIODO DE

DECISIONES DE

EXPANSIONObras en

ejecución

Demanda de Energía en GWh

PERIODOS DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSION

PERIODOS DE PLANEAMIENTO EN EL PEG

Decisiones de

proyectos a

ejecutar

ESTRATEGIAS EVALUADAS EN EL

PLAN DE EXPANSION

Estrategia PH El Diquís

Estrategia Gas Natural Licuado

Estrategia Mixta (térmico y renovable)

Estrategia renovable con desarrollo

acelerado de la geotermia

DEMANDA MEDIA

Las estrategias se evaluaron también para demanda Alta y Baja

EJES CENTRALES DE LA ESTRATEGIA DE

DESARROLLO 2016-2035

El eje central de la estrategia de desarrollo del parque de

generación es el proyecto hidroeléctrico El Diquís de 650 MW.

La operación de Diquís permitirá la incorporación económica y

segura de una cantidad importante de fuentes no convencionales,

fundamentalmente eólicas y solares.

El PEG 2016-2035 promueve un plan totalmente renovable, con

excepción de un requerimiento térmico de paso.

2,903

2016 Moín 1 Térm -20 2,883

Ampliación El Ángel Hidro 5 2,888

Reventazón Hidro 306 3,194

Bijagua (CoopG) Hidro 18 3,212

Chucás Hidro 50 3,262

Mogote Eólic 20 3,282

Altamira Eólic 20 3,302

Campos Azules Eólic 20 3,322

Vientos de Miramar Eólic 20 3,342

Vientos de la Perla Eólic 20 3,362

2017 3,362

2018 Valle Escondido Solar 5 3,367

Los Negros II (ESPH) Hidro 28 3,395

2019 Pailas 2 Geot 55 3,450

2020 3,450

2021 3,450

2022 3,450

2023 Borinquen 1 Geot 52 3,502

Capacidad temporal contratada Térm 60 3,562

2024 Capacidad temporal contratada Térm 65 3,627

2025 3,627

2026 El Diquís Hidro 650 4,277

Capacidad temporal contratada Térm -60 4,217


2027 4,152

2028 4,152

2029 4,152


2031 Renovables 150MW Eólic 150 4,357

Renovable 50MW Hidro 50 4,407

2032 Renovable 50MW Eólic 50 4,457

Renovable 20MW Solar 20 4,477

2033 Geotérmico 55MW Geot 55 4,532





Capacidad Efectiva Instalada en Dic 2015:


Año OFERTA

Proyecto FuentePotencia

MW

Cap Instalada

MWPEG 2016-2035

Estrategia El Diquís

Proyectos en

ejecución

Período de decisiones:

Período de referencia

2,903

2016 Moín 1 Térm -20 2,883










2017 3,362



2019 Pailas 2 Geot 55 3,450

2020 3,450

2021 3,450

2022 3,450




2025 3,627




2027 4,152

2028 4,152

2029 4,152













Año OFERTA


MW

Cap Instalada

MW

PEG 2016-2035: Decisiones de expansión

Período de decisiones:

Se definen las siguientes

expansiones de generación

2,903

2016 Moín 1 Térm -20 2,883










2017 3,362



2019 Pailas 2 Geot 55 3,450

2020 3,450

2021 3,450

2022 3,450




2025 3,627




2027 4,152

2028 4,152

2029 4,152













Año OFERTA


MW

Cap Instalada

MW

Dada la reducción en el ritmo de crecimiento de la demanda de los últimos años, la

siguiente adición de capacidad se requiere en el año 2023.

DATOS DE LA ESTRATEGIA DE DESARROLLO

2016-2035

Hidro73%

Geotérm13%

Eól+ Biom+ Solar11%

Térmico3%

Generación Esperada 2017-2035

Hidro63%

Geotér9%

Eol + Bag + Solar18%

Térmico10%

Capacidad Instalada al 2035

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

201

5

201

7

201

9

202

1

202

3

202

5

202

7

202

9

203

1

203

3

203

5

Potencia Instalada por Fuente (MW)

Hidro

Eol+Bag+Solar

Térmica

Geo

Capacidad: 4827 MW

0

20

40

60

80

201

7

201

9

202

1

20

23

202

5

202

7

202

9

20

31

203

3

203

5

Emisiones Unitarias del Sistema(ton CO2/GWh)

DATOS DE LA ESTRATEGIA DE DESARROLLO

2016-2035

0

50

100

150

200

250

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

G W

h

Importaciones de Costa Rica

2026-2035

2018-2024

0

50

100

150

200

250

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

GW

h

Exportaciones de Costa Rica

2018-2024

2026-2035

-

50

100

150

200

250

300

350

ene-2

017

ene-2

019

ene-2

021

en

e-2

023

ene-2

025

ene-2

027

ene-2

029

ene-2

031

en

e-2

033

ene-2

035

Costo Marginal de Corto Plazo ($/MWh)

-

50

100

150

200

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Costo Marginal Promedio 2017-2035($/MWh)

El PH El Diquís de 650 MW, es el aprovechamiento hídrico más completo

que se ha visualizado en el país, después del PH Arenal, y su desarrollo

impactará la configuración de la matriz eléctrica de las próximas dos

décadas.

La estrategia de desarrollo con El Diquís plantea un esquema de

generación con PH Arenal inyectando energía desde el norte del país, el

PH Reventazón (y las plantas en cascada Río Macho, Cachí y Angostura)

desde el Atlántico y el PH El Diquís desde el sur.

Esta distribución geográfica, además de permitir la explotación de

proyectos con regímenes hídricos independientes, también favorece la

robustez del sistema de transmisión porque los grandes polos de

generación están dispuestos en zonas diferentes.

El Plan satisface plenamente los objetivos del país orientados a la

reducción de emisiones de CO2.

RESULTADOS RELEVANTES

25%

18%

10%

ESTRATEGIA DE DESARROLLO CON EL DIQUIS

Porcentajes

10%, 25%, 18%

Representan la

generación

promedio anual del

grupo de plantas

respectivos, en el

período 2016-2035

Corto Plazo

En el corto plazo se tiene capacidad suficiente para atender escenarios

altos de demanda.

Geotérmico

Resulta muy interesante en las evaluaciones realizadas. El siguiente

proyecto a desarrollar es el PG Borinquen 1, que forma parte de un campo

con una capacidad del orden de 100 MW.

OTROS RESULTADOS RELEVANTES

Energías renovables variables

El sistema puede integrar en forma económica una gran cantidad de

fuentes variables después de la entrada de El Diquís.

Proyectos hidroeléctricos filo de agua

Aún cuando los proyectos hidro filo de agua resultan económicamente

interesantes, estas opciones se limitaron considerando que en el futuro

aumentará la dificultad de viabilizar socialmente los mismos.

Gas Natural Licuado

La introducción del GNL no resulta atractiva, aún sin El Diquís. Con las

características de la demanda del país, las opciones tradicionales de GNL

resultan muy costosas.

En el futuro podrían surgir opciones no convencionales, económicamente

interesantes, producto del desarrollo del GNL en Panamá.

Respaldo Térmico

Se prevé un requerimiento térmico temporal en los años 2023-2025, hasta

que El Diquís entre en operación. Esta necesidad podrá ser también

cubierta con contratos en el MER.

Importancia del Mercado Eléctrico Regional

Las limitaciones de transmisión afectan el disfrute de las potencialidades del

MER.

RESULTADOS RELEVANTES

GRACIAS POR SU ATENCION

Ing. Marianela Ramírez L.

Proceso Expansión del Sistema

Planificación y Desarrollo Eléctrico, ICE

[email protected]

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