CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGIA

GENERACIÓN Y DEMANDA

Sistema Eléctrico Nacional Operador del Mercado Reportes Adjuntos

INFORME ANUAL

2018

Indicadores: PRODUCCIÓN

ENERGÍA BRUTADEMANDA DE

ENERGÍAPOTENCIA

INSTALADANIVELES DE

EMBALSE ARENALDEMANDASMÁXIMAS

INDICADORES:

Balance Eléctrico por Fuente PRODUCCIÓN ENERGÍA BRUTA

OPERADOR DEMERCADO

15,84%

PRODUCCIÓN LIMPIA

Tipo de Fuente GWh %

Termoeléctrica 158.55 1.40%

Tipo de Fuente GWh %

HidroeléctricaGeotérmicaBagazoEólicaSolar

Renovable 11 196.6 98.60%

8 342,90968.57

76.671 798.87

9.89

73.47%8.53%0.68%

15.84%0.09%

No renovable 158.55 1.40%

Generación bruta: 11 355.45GWhIntercambio de energía: -240.75GWh

Demanda Nacional: 11 114.70 GWh 0.87%

EÓLICA SOLAR

0,09%

COMPARACIONES

Producción bruta de energía termoeléctrica

11 196 902 98.6% 158 551 1.40%

2017 2018

0.00.20.40.60.81.00.00.20.40.60.81.0

En el año 2018 se dió un crecimiento enla producción termoeléctrica.

2017 MWh %RenovableNo RenovableProducción Bruta: 11 210 098

11 172 683 99.67%37 415 0.33%

2018 MWh %Renovable No RenovableProducción Bruta: 11 355 453

11 196 902 98.6% 158 551 1.40%

98,6%

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Producción Bruta de Energía MWh

3.06% 0.8% 0.87% ������������������������

�� � �� � �� �

Demanda MWh 2017-2018

Mes 2017% Crecimiento

mensual2018

% Crecimiento

mensual

% Crecimiento

anualEne 910,471.47 1.82% 918,610.32 2.00% 0.89%Feb 850,988.37 -3.94% 848,705.03 -6.53% -0.27%Mar 966,328.08 7.84% 961,663.04 13.55% -0.48%Abr 918,575.10 -1.79% 937,216.18 -4.94% 2.03%May 955,793.57 1.53% 972,384.18 4.05% 1.74%Jun 912,059.92 -5.66% 925,982.34 -4.58% 1.53%Jul 918,829.38 0.83% 938,871.23 0.74% 2.18%

Ago 934,920.44 2.00% 937,050.92 1.75% 0.23%Set 901,918.12 -2.75% 901,836.89 -3.53% -0.01%Oct 924,416.13 2.28% 923,393.26 2.49% -0.11%Nov 916,376.77 -2.30% 926,708.06 -0.87% 1.13%Dic 908,641.85 -0.04% 922,279.76 -0.84% 1.50%

Total 11,019,319.21 11,114,701.21%

crecimiento acumulado

0.87%

Fuente 2017 2018Hidroeléctrico 8 676 960.5 8 342 897.0 -3.85% Termoeléctrico 37 415.4 158 551.1 323.76%

Geotérmico 1 117 832.2 968 570.7 -13.35% Bagazo 87 515.6 76 668.4 -12.39% Eólico 1 287 678.5 1 798 874.7 39.70% Solar 2 696.1 9 891.4 266.88%

Producción bruta 11 210 098.20 11 355 453.24 1.30% Intercambio MWh - 190 778.98 - 240 752.04Demanda MWh 11 019 319.22 11 114 701.20 0.87%

Demanda Máxima MW 1 692.28 1 715.99 1.40%

Producción bruta de Energía MWh % Crecimiento 2017 vs 2018

0,87% Crecimiento Demanda Energía A partir de producción bruta

Con respecto al año 2017

GWh 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Geotérmico 1,402.61 1,516.71 1,538.14 1,375.63 1,339.51 1,117.83 968.57

Solar 0.30 1.44 1.46 1.53 1.41 2.70 9.89

Bagazo 81.63 86.32 83.63 82.28 74.51 87.52 76.67

Eólico 528.38 484.57 734.75 1,079.51 1,147.29 1,287.68 1,798.87

Hidro 7,233.20 6,839.06 6,717.15 8,066.58 8,025.95 8,676.96 8,342.90

Térmico 830.28 1,196.00 1,043.20 108.12 193.03 37.42 158.55

Producción Bruta 10,076.40 10,124.10 10,118.33 10,713.65 10,781.70 11,210.10 11,355.45

Intercambio 16.74 47.81 204.76 (106.35) 150.39 (190.78) (240.75)

Demanda 10,093.14 10,171.91 10,323.10 10,607.31 10,932.08 11,019.32 11,114.70

% Crecimiento 3.81% 0.78% 1.49% 2.75% 3.06% 0.80% 3.06%

Crecimiento histórico de la

demanda de energía

1 715,99 MW Marzo 2018

33 146,75 MWh

1 692,28 MW Marzo y Abril 2017

33 241,82 MWh

Potencia (MW)

Demanda (MWh)

Fecha MW Fecha MW

31-ene 1,627.06 31-ene 31,547.98

21-feb 1,647.29 22-feb 31,904.69

12-mar 1,715.99 20-mar 33,146.75

25-abr 1,686.63 25-abr 33,040.23

02-may 1,670.40 03-may 32,675.36

13-jun 1,642.65 13-jun 32,384.14

05-jul 1,645.55 19-jul 31,859.79

08-ago 1,629.90 22-ago 32,082.55

10-sep 1,638.90 12-sep 31,712.62

24-oct 1,613.36 24-oct 31,539.68

08-nov 1,654.55 28-nov 32,484.22

03-dic 1,627.87 20-dic 32,160.16

Potencia Demanda

Máximos Potencia y

Demanda 2018

Máximos Potencia y

Demanda 2017

Fecha MW Fecha MW

26-ene 1,604.93 26-ene 31,140.34

22-feb 1,670.28 23-feb 32,260.56

29-mar 1,692.28 31-mar 32,920.44

06-abr 1,684.86 04-abr 33,241.82

24-may 1,643.30 25-may 32,491.12

06-jun 1,632.19 06-jun 31,980.60

20-jul 1,602.08 27-jul 31,477.71

03-ago 1,611.18 08-ago 31,670.41

13-sep 1,615.89 13-sep 31,906.45

23-oct 1,617.13 18-oct 31,575.49

13-nov 1,640.24 14-nov 32,015.78

06-dic 1,643.73 07-dic 32,139.78

Potencia Demanda

Potencia (MW)

Demanda (MWh)

POTENCIAINSTALADA

Producción bruta de energía por empresa

2017-2018

2017 2018Anual

2017 vs 2018

Con respecto a l SEN2018

Hidro 455,347.84 399,207.73 -12.33% 3.52%

Eólica 28,512.86 35,734.39 25.33% 0.31%

Subtotal 483,860.70 434,942.12 -10.11% 3.83%Coneléctrica Hidro 202,641.58 178,585.90 -11.87% 1.57%

Hidro 150,814.62 156,526.26 3.79% 1.38%

Eólica 12,814.89 - 0.11%

Solar 1,474.33 8,608.89 483.92% 0.08%

Subtotal 152,288.96 177,950.05 1.57%

Coopelesca Hidro 226,469.30 300,770.25 32.81% 2.65%

CoopeSantos Eólica 33,725.57 42,885.83 27.16% 0.38%

ESPH Hidro 133,972.30 208,935.17 55.95% 1.84%

JASEC Hidro 118,572.74 140,733.65 18.69% 1.24%

Otras Empresas Subtotal 1,019,959.41 693,324.91 -32.02% 6.11%

Privadas Hidro 472,975.17 519,215.62 9.78% 4.57%

Eólica 585,920.26 865,508.01 47.72% 7.62%

Bagazo 87,515.56 76,668.43 -12.39% 0.68%

Subtotal 1,146,410.98 1,461,392.06 27.48% 12.87%

BOT Hidro 774,988.17 723,558.17 -6.64% 6.37%

Geotérmica - 0.00%

Eólica 584,649.90 768,292.10 31.41% 6.77%

Subtotal 1,359,638.07 1,491,850.27 9.72% 13.14%

ICE Hidro 6,141,178.80 5,715,364.22 -6.93% 50.33%

Térmica 37,415.35 158,551.08 323.76% 1.40%

Geotérmica 1,117,832.17 968,570.71 -13.35% 8.53%

Eólica 54,869.94 73,639.42 34.21% 0.65%

Solar 1,221.74 1,282.50 4.97% 0.01%

Subtotal 7,352,518.00 6,917,407.94 -5.92% 60.92%

Sistema Eléctrico Hidro 8,676,960.52 8,342,896.98 -3.85% 73.47%

Térmico 37,415.35 158,551.08 323.76% 1.40%

Geotérmica 1,117,832.17 968,570.71 -13.35% 8.53%

Eólico 1,287,678.53 1,798,874.65 39.70% 15.84%

Bagazo 87,515.56 76,668.43 -12.39% 0.68%

Solar 2,696.07 9,891.39 266.88% 0.09%

Producción bruta Total 11,210,098.19 11,355,453.25 1.30% 100.00%

Intercambio -190,778.98 -240,752.04

Demanda MWh 11,019,319.21 11,114,701.21 0.87%

C.N.F.L. Compañía Nacional de Fuerza y Luz * B.O.T. Modalidad Build Operate Transfer *

E.S.P.H. Empresa de Servicios Públicos de Heredia * I.C.E. Instituto Costarricense de Electricidad *

J.A.S.E.C. Junta Administrativa de Servicios Eléctricos de Cartago

Empresa Fuente

MWh Crecimiento

CoopeGuanacaste

CNFL

Producción bruta de energía y capacidad instalada por Empresa

Otras empresas-Producción bruta (MWh):

COOPELESCA2.65%

ICE60.92%

ESPH1.84%

JASEC1.24%

CNFL3.83%

COOPESANTOS0.38%

COOPEGUANACASTE

1.57%

CONELÉCTRICA 1.57%BOT 13.14%

PRIVADAS 12.87%

Empresa kW % Empresa MWh %CNFL 141,636 3.92% CNFL 434,942.12 3.83%BOT 360,800 9.98% BOT 1,491,850.27 13.14%Coneléctricas 46,780 1.29% Coneléctricas 178,585.90 1.57%Coopeguanacaste 69,550 1.92% Coopeguanacaste 177,950.05 1.57%Coopelesca 85,847 2.37% Coopelesca 300,770.25 2.65%Coopesantos 12,750 0.35% Coopesantos 42,885.83 0.38%ESPH 52,900 1.46% ESPH 208,935.17 1.84%

ICE 2,480,529 68.58% ICE 6,917,407.94 60.92%

JASEC 23,956 0.66% JASEC 140,733.65 1.24%

Privadas 342,084 9.46% Privadas 1,461,392.06 12.87%

Total 3,616,832 100.00% Total 11,355,453.25 100.00%

1 BOT corresponde a la Generación Ley 7200, Capítulo II

2 Privadas corresponde a la Generación Ley 7200, Capítulo I

3 CNFL incluye Valle Centrol y CoopeGuanacaste incluye Parque Solar Juanilama

Capacidad instalada en placa por Empresa 2018

Producción bruta de energíapor Empresa 2018

Demandas Máximas de Potencia

1,40% Crecimiento

Con respecto al año 2017

1 715,99 MW Mayor Potencia demandada

12 marzo a las 18:30horas

MW ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC

2011 1475.72 1515.79 1545.6 1512.41 1530.89 1492.9 1476.55 1503.05 1491.02 1481.72 1500.48 1503.7

2012 1534.66 1549.88 1593.11 1532.15 1527.41 1529.51 1505.99 1514.16 1512.5 1511.82 1572.95 1570.28

2013 1543.8 1592.9 1580.99 1584.57 1550.64 1543.51 1510.22 1490.63 1553.42 1521.56 1559.36 1551.48

2014 1571.51 1594.77 1611.21 1631.65 1570.76 1536.28 1552 1527.62 1522.05 1528.21 1587.64 1555.83

2015 1552.35 1597.36 1602.05 1608.91 1598.71 1601.04 1589.24 1590.4 1581.17 1585.77 1604.2 1612.02

2016 1642.34 1654.9 1674.58 1655.7 1634.13 1578.11 1590.31 1597.9 1604.41 1599.81 1626.56 1592.93

2017 1604.93 1670.28 1692.28 1684.86 1646.3 1632.19 1602.08 1611.18 1615.89 1617.13 1640.24 1643.73

2018 1627.06 1647.29 1715.99 1686.63 1670.4 1642.65 1645.5 1629.99 1638.9 1613.36 1654.55 1627.87

Día de la Máxima Demanda

Fecha-Hora 29/03/2017 06:30pm

Geotérmico 164.45 9.58%

Eólico 132.8 7.74%

Otras 322.14 18.77%

Filo-ICE 739.36 43.09%

ARDESA 366.70 21.37%

Térmico 0 0%

Intercambio -9.45 -0.55%

Participación por fuente a la hora de la demanda máxima

LUNES 12MARZO

Potencia Instalada en placa al 31 diciembre 2018

3 616 832 kW Costa Rica 2018

Hidroeléctrico 2 372 612 65.60%Termoeléctrico 571 691 15.81%

Geotérmico 206 860 5.72%Bagazo 52 500 1.45%

Eólico 407 770 11.27%Solar 5 400 0.15%

NIVELES DE EMBALSE ARENAL

OPERADOR DEMERCADO

Durante el año 2018 se exportó 308 113,71 MWh de los cuales el 48% fue a través del mercado de oportunidad que opera el corto plazo. Respecto al mercado de contratos, durante los meses de enero a marzo y de julio a diciembre 2018 se exportaron 160 614,40 MWh por medio de la contratación de mediano plazo para los años 2018-2020 y la partici-pación como contraparte en la adquisición de Derechos de Transmisión de las subastas anuales realizadas por el EOR, con los agentes de El

Salvador EDECSA y ORIGEM; asimismo, el 1% del total por contratos fue a través de CNFF con Excelergy y Poliwatt ES. Desde el punto de vista económico, estas ventas representaron para el ICE un ingreso de $13,3 millones. Con respecto al año 2017 (234 276,65 MWh) las exportaciones de energía en el año 2018 se incrementaron en un 31,5%. A continuación, el resumen de la exportación de energía:

$ 13,3 3 Ingresos por ventas

millones 31.5% Incremento

respecto al año 2017

En el año 2018, el ICE importó 65 638,44 MWh durante los meses de marzo, abril y mayo 2018, de los cuales el 76% fue a través del MOR. Respecto al mercado de contratos, a través de CNFF, se compró desde

Panamá 882,00 MWh a los agentes Panam y Fortuna y del norte 15 007,22 MWh a Mercados Eléctricos (ES), Excelergy (ES), Edecsa (ES),

Electronova (ES y GUA), PQP (GUA), San Diego (GUA) y Jaguar (GUA). Estas compras representaron un cargo para el ICE de $7,3 millones, más

$15,8 miles por cargos de transmisión CMORC directamente relaciona-dos con las importaciones de energía a través del mercado de contratos.

Con respecto al año 2017 (31 768,52 MWh), la compra de energía del ICE en el MER se incrementó en un 106,6%. El resumen de la importa-

ción de energía en el siguiente cuadro:

$ 7.3 Cargos ICE

millones + $15.8 millonescargos transmisión CMORC

106.6% Incremento

respecto al año 2017

El sistema de transacciones comerciales de energía discri-mina por precio, cuyo nivel es altamente influenciado por las condiciones climáticas de los países a que pertenecen los agentes oferentes y demandantes del mercado regional y por los precios internacionales del petróleo; de esta manera, tomando como referencia el precio indicativo del costo marginal del sistema de Costa Rica, al exportar energía se hace al precio más alto ofrecido por los deman-dantes y al importar energía se decide en función del precio más bajo de todos los indicados por los oferentes de energía en la región. En este sentido, el precio prome-dio de exportación de energía es determinado por el monto y la cantidad vendida durante el periodo en estudio, 49,07 $/MWh en el mercado de oportunidad y 37,78 $/MWh mediante contratos bilaterales con agentes del norte. Igualmente, en el caso de la importación de

energía, el precio promedio mensual de las transacciones realizadas en el mercado de oportunidad es de 111,44 $/MWh; 119,35 $/MWh para los contratos panameños y 116,13 $/MWh para los contratos del norte (El Salvador y Guatemala).

En el año 2018, OMT logró liquidar y gestionar el pago a tiempo de la compra de 2,918,239.55 MWh de energía a las empresas privadas de generación de los cuales el 41,4% provenían de fuentes hidroeléctricas; el 56% de plantas eólicas y el 2,6% de energía generada por los ingenios Taboga y El Viejo. Estas actividades implicaron para el ICE un cargo de $262.87 millones. El precio promedio gene-ral resultante de estas transacciones corresponde a $90,08 por MWh. El detalle de lo anterior en el siguiente cuadro:

$90.08 por MWh

Precio promedio

Fuente CANTIDAD (MWh)

MONTO ($)PRECIO

PROMEDIO ($/MWh)

Hidroeléctrica 1,208,727.40 129,509,693.92 107.15Eólica 1,632,848.36 126,384,996.34 77.4

Biomasa 76,663.80 6,973,914.53 90.97Total 2,918,239.55 262,868,604.79 90.08

Compra de energía a empresas privadas

de generación eléctrica (según Ley 7200) - 2018

NOTA: La fuente de energía biomasa corresponde a Bagazo

La energía reconocida y pagada a empresas privadas de generación por el ICE en el año 2018 es un 17,7% superior a la del año 2017. Lo anterior justificado principalmente en condiciones climatológicas del país, como más viento y menos hidrología que afectan estas plantas; ya que en el año 2018 no hubo nuevas.

3.53%

46.96%

49.51%

Compra de energía a empresasde generadores privados 2017

Biomasa

Eólica

Hidroeléctrica

Compra de energía a empresasde generadores privados 2018

2.63%

55.95%

41.42%

Biomasa

Eólica

Hidroeléctrica

Fuente 2017 2018 Crecimiento relativo %

Hidroeléctrica 1,227,864.59 1,208,727.40 -1.60%Eólica 1,164,741.80 1,632,848.36 40.20%

Biomasa 87,432.53 76,663.80 -12.30%Total MWh 2,480,038.92 2,918,239.55 17.70%

Compra de energía a empresas privadas

de generación eléctrica (según Ley 7200) 2017 - 2018

Reportes Adjuntos

Sistemas de Información Especializados ‐ CENCE

Número kW Número kW En

Unidades en placa1 unidades en placa contrato

I C E kW Unidades %

Garita 4 134 740 Tapezco 1 208 186 Hidro 1 683 818 42 67.88%

Río Macho 5 135 680 El Ángel 2 3 424 3 850 Térmico 571 691 25 23.05%

Cachí 4 152 000 El Ángel Ampliación 2 5 568 5 000 Geotérmico 206 860 7 8.34%

Arenal 3 157 399 Caño Grande 13 2 917 2 570 Eólico 17 160 26 0.69%

Miguel Dengo12 3 174 012 Platanar 2 14 594 15 000 Solar 1 000 10 0.04%

Sandillal 2 31 977 Suerkata 1 3 000 2 700 Total ICE 2 480 529 110 68.58%

Angostura 3 172 202 Don Pedro 1 14 000 14 000 Otras Empresas kW Unidades %

Peñas Blancas 2 38 172 Poás I y II 3 2 125 1 942 Hidro 370 820 58 85.56%

Cariblanco 2 87 941 Matamoros 7 4 790 4 828 Biogás

Pirrís 2 140 272 Río Lajas 2 11 000 10 000 Eólico 58 200 44 13.43%

Toro I 2 27 300 El Embalse 2 2 000 1 500 Solar 4 400 1 1.02%

Toro II 2 73 040 Volcán 1 17 000 17 000 Total Ot.Empresas 433 420 103 11.98%

Toror III 2 47 520 Río Segundo II 3 1 074 1 030 Ley 7200, Capítulo I kW Unidades %

Echandi 1 4 696 Doña Julia 2 18 000 17 400 Hidro 106 174 46 31.04%

Reventazón 5 306 868 Caño Grande III 1 3 375 3 280 Eólico 183 410 154 53.62%

Subtotal Hidro 42 1 683 818 Santa Rufina 1 336 290 Biomasa 52 500 4 15.35%

Vara Blanca 1 2 677 2 500 Total Ley 7200, Capítulo I 342 084 204 9.46%

San Antonio Gas2 2 44 299 Rebeca I 1 85 85 Ley 7200, Capítulo II kW Unidades %

Barranca Gas3 2 53 280 Subtotal Hidro 46 106 174 103 161 Hidro 211 800 9 58.70%

Moín Gas4 4 156 450 Eólico 149 000 113 41.30%

Moín Gas - C.N.F.L.5 2 90 000 Plantas Eólicas 55 22 660 19 800 Total Ley 7200, Capítulo II 360 800 122 9.98%

Guápiles 2 14 267 Aeroenergía 9 6 750 6 400

Orotina 2 10 686 Tilawind 7 21 000 19 550 Total instalado 3 616 832 539

Garabito6 11 202 708 Movasa 32 20 000 20 000

Subtotal Térmico 25 571 691 Vientos del Este 4 12 000 9 000

Mogote 7 21 000 20 000

Miravalles I 1 55 080 Altamira 10 20 000 20 000

Miravalles II 1 55 080 Campos Azules 10 20 000 20 000

Miravalles III 1 29 450 Vientos de Miramar 10 20 000 20 000

Miravalles V 1 10 500 Vientos de La Perla 10 20 000 20 000

Boca de Pozo I 1 5 000 Subtotal Eólico 154 183 410 174 750

Pailas 2 51 750

Subtotal Geotérmico 7 206 860 El Viejo 1 32 500 18 000

Taboga 3 20 000 19 800

Tejona 26 17 160 Subtotal Bagazo 4 52 500 37 800

Subtotal Eólico 26 17 160

Total Ley 7200, Capítulo I 204 342 084 315 711

Parque Solar Miravalles 10 1 000

Subtotal Solar 10 1 000

TOTAL ICE (sin contratos) 110 2 480 529

El General 2 42 000 39 000 Hidroeléctrico 2 372 612 65.60%

Número kW La Joya 3 50 700 50 000 Termoeléctrico 571 691 15.81%

undiades en placa Torito 2 67 500 50 000 Geotérmico 206 860 5.72%

Chucás 2 51 600 50 000 Bagazo 52 500 1.45%

E.S.P.H.10 6 52 900 Subtotal Hidro 9 211 800 189 000 Eólico 407 770 11.27%

J.A.S.E.C. 10 23 956 Solar 5 400 0.15%

C.N.F.L. 22 126 337 P.E. Guanacaste 55 49 500 49 500 Total 3 616 832 100.00%

Coopelesca11 11 85 847 Chiripa 33 49 500 49 500

Coopeguanacaste 4 35 000 Orosí 25 50 000 50 000

Coneléctricas 5 46 780 Subtotal Eólico 113 149 000 149 000

Subtotal Hidro 58 370 820

Total Ley 7200, Capítulo II 122 360 800 338 000

Valle Central (CNFL) 17 15 300

COOPESANTOS 15 12 750

Río Naranjo (Coopegua)13 3 9 000

P.E. Cacao (Coopegua)14 9 21 150

Subtotal Eólico 44 58 200

Juanilama 1 4 400

Subtotal Solar 1 4 400

Total Otras Empresas 103 433 420

Consideraciones:

1. Placa Generador = Dato de diseño del generador utilizado en la unidad, no necesariamente corresponde con la potencia del conjunto turbina‐generador.Mínima de operación = mínimo para operación estable y segura de la unidad. 

2. En las unidades de San Antonio los generadores son de 22 150 KW c/u, mientras que las turbinas son de 19 050 KW c/u.3.  En las unidades de Barranca los generadores son de 26 640 KW c/u, mientras que las turbinas son de 20 800 KW c/u.4.  En la unidad # 8 Moín G. el generador es de  48 150 KW, mientras que la turbina es de  34 651 KW.5. En la unidades # 9 y 10 de Moín CNFL los generadores son de  45 000 KW, mientras que las turbinas son de  39 300 KW.6. Para el caso de Garabito se debe planificar con solo 10 unidades ya que la onceava unidad es un respaldo de potencia.7. Datos suministrados por el Negocio de Generación del ICE.8. Potencia en placa sin confirmar.9.  De acuerdo a los contratos vigentes. Se sustituyen los nombre Generación Privada  y Grupo BOT  según la Ley 7200.

10. El 18 de abril de 2018, la planta Los Negros II agrega 2 unidades (27.8 MW en total). 11. En la actualización de julio 2018, por error se reportó Platanar dentro de la clasificación Otras Empresas , lo correcto es dentro del grupo de plantas bajo la Ley 7200, Capítulo I .12. PH JM Dengo en proceso de rehabilitación, se proyecta entrada en operación para agosto, 2019.13. La planta eólica Río Naranjo inicia operaciones el 18 de agosto de 2018 (pertenece a Coopeguanacaste)14. La planta eólica Cacao inicia operaciones el 28 de diciembre de 2018 (pertenece a Coopeguanacaste)

Solar

Hidro

ICE SOLAR

Eólico

OTRAS EMPRESAS8

Hidro

Eólico

Sistema Eléctrico Nacional Capacidad Instalada en placa  2018

I.C.E.7Generación Ley 7200

Capítulo I9 Sistema Eléctrico Nacional I n s t a l

a d o en P l a c a

ICE HIDRO HIDRO

ICE TERMICO

EÓLICO

Resumen

kW

Costa Rica

ICE GEOTERMICO

BAGAZO

Generación Ley 7200,

Capítulo II9 Número

unidades kW en Placa

kW

Contrato

ICE EÓLICO 65.60%

15.81%

5.72%

1.45%

11.27% 0.15%

Sistema Eléctrico Nacional% Capacidad Instalada 2018

Hidroeléctrico Termoeléctrico Geotérmico Bagazo Eólico Solar