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MINISTERIO DEL AMBIENTE Y ENERGIA (MINAE) DIRECCION SECTORIAL DE ENERGIA (DSE) “DIAGNÓSTICO V PLAN NACIONAL DE ENERGÍA 2008-2021” San José, Costa Rica, 26 de febrero de 2008

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MINISTERIO DEL AMBIENTE Y ENERGIA (MINAE)

DIRECCION SECTORIAL DE ENERGIA (DSE)

“DIAGNÓSTICO V PLAN NACIONAL DE ENERGÍA

2008-2021”

San José, Costa Rica, 26 de febrero de 2008

Diagnóstico del V Plan Nacional de Energía 2008-2021 _______________________________________________________________________

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Índice de Materias

Resumen................................................................................................................. 1

Capítulo 1 ................................................................................................................ 2

EL ENTORNO NACIONAL EN EL AMBITO ECONÓMICO, SOCIAL Y AMBIENTAL..................................................................................................................... 2

1.1 Aspectos Generales................................................................................................... 2 1.2. Entorno Económico ................................................................................................ 6

1.2.1. El Producto Interno Bruto y el Crecimiento Económico................................. 7 1.2.2. Ingresos y Egresos del Gobierno Central ........................................................ 9 1.2.3. Deuda Interna y Externa del Sector Público.................................................. 11 1.2.4. Análisis de la situación financiera del Sector Público................................... 12 1.2.5. Exportaciones e Importaciones de Bienes y Servicios .................................. 18

1.3. Entorno Social ...................................................................................................... 20 1.3.1. Población ....................................................................................................... 20 1.3.2. Pobreza .......................................................................................................... 22 1.3.3. Educación y Salud ......................................................................................... 25

1.4. Entorno Ambiental................................................................................................ 26 1.4.1. Áreas Protegidas ............................................................................................ 27 1.4.2. Evolución del Parque Automotor .................................................................. 29 1.4.3. Electrificación................................................................................................ 31 1.4.4. Emisión de Gases de Efecto Invernadero ...................................................... 33

Capítulo 2 .............................................................................................................. 36

MARCO LEGAL E INSTITUCIONAL DEL SECTOR ENERGIA................................ 36 2.1. Marco Legal del Sector Energía .......................................................................... 36 2.2. Marco Institucional del Sector Energía .............................................................. 38

2.2.1. Subsector Eléctrico ........................................................................................ 39 2.3. Evaluación de Recursos........................................................................................ 40

2.3.1. Generación de Electricidad............................................................................ 41 2.3.1.a. Directriz sobre fuentes renovables de energía ........................................ 43

2.3.2. Transmisión de Electricidad .......................................................................... 43 2.3.3. Distribución de Electricidad .......................................................................... 44 2.3.4. Calidad de la Energía Eléctrica ..................................................................... 45

2.4. Aspectos legales del Subsector Eléctrico a definir............................................... 45 2.4.1. Fortalecimiento del ICE y mercado eléctrico nacional ................................. 46 2.4.2. Concesiones de Agua para Generación de Electricidad ................................ 48 2.4.3. Expediente legislativo No. 14.585 Ley del Recurso Hídrico ........................ 51 2.4.4. Compra y Venta de Energía Eléctrica ........................................................... 52

2.5. Subsector Petrolero .............................................................................................. 53 2.5.1. Exploración y Explotación Petrolera............................................................. 54

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2.5.1.a. Procesos licitatorios bajo la Ley de Hidrocarburos, No. 7399 ............... 56 2.5.2. Refinación e Importación y Distribución a Granel........................................ 57 2.5.3. Transporte, Almacenamiento y Distribución al detalle ................................. 58

2.6. Otras instituciones vinculadas con el Sector Energía.......................................... 59 2.6.1. Sistema de Calidad en la prestación de los servicios públicos ...................... 60 2.6.2. Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos .......................................... 61

2.6.2.1. Calidad de Combustibles ........................................................................ 62 2.6.2.2. Biocombustibles ................................................................................... 63

2.6.2.2.a. Etanol Anhidro................................................................................. 63 2.6.2.2.b. Biodiésel .......................................................................................... 64 2.6.2.2.c. Proyecto de ley sobre biocombustibles............................................ 64

2.7. Aspectos legales del Área Petrolera a definir ...................................................... 65 2.7.1. Conservación de Energía ............................................................................... 65 2.7.2. Directriz al Sector Público sobre el “Uso Eficiente de Energía Eléctrica y ahorro de derivados de petróleo”.............................................................................. 66 2.7.3. Plan de Contingencia Petrolera de Consumo Nacional de Combustibles ...... 66 2.7.4. Unión Aduanera - Integración Económica Centroamericana........................ 67

Capítulo 3 .............................................................................................................. 69

PANORAMA ENERGÉTICO ......................................................................................... 69 3.1. Panorama Energético Internacional ..................................................................... 69 3.2 Panorama Energético Regional ............................................................................ 70 3.3. Panorama Energético Nacional ............................................................................ 71

3.3.1. Hidroelectricidad ............................................................................................ 71 3.3.2 Biomasa ........................................................................................................... 73 3.3.3 Viento .............................................................................................................. 75 3.3.4 Radiación Solar................................................................................................ 76 3.3.5 Geotermia ........................................................................................................ 77 3.3.6 Carbón Mineral y Turba .................................................................................. 78 3.3.7 Hidrocarburos .................................................................................................. 79

3.3.7.1. “Upstream” (procesos sufridos por los hidrocarburos, hasta la explotación de los mismos inclusive)....................................................................................... 79 3.3.7.2 “Downstream” (procesos posteriores a la explotación de los hidrocarburos)....................................................................................................... 81

3.3.8 Etanol............................................................................................................... 84 3.3.9 Biodiésel .......................................................................................................... 87

3.4. Oferta de Energía .................................................................................................. 89 3.4.1 Oferta de Energía Primaria .............................................................................. 90 3.4.2 Oferta de Energía Secundaria .......................................................................... 91

3.5. Producción de Energía.......................................................................................... 92 3.5.1 Subsector Eléctrico .......................................................................................... 92

3.6. Capacidad Instalada.............................................................................................. 95 3.6.1. Subsector Eléctrico ......................................................................................... 95 3.6.2. Sector Hidrocarburos.................................................................................... 101 3.6.3 Otras Fuentes ................................................................................................ 107

3.7. Consumo de Energía ........................................................................................... 108

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3.7.1. Consumo Total por Sectores......................................................................... 111 3.7.2. Usos de la Energía ........................................................................................ 112 3.7.3. Demanda de Potencia Eléctrica .................................................................... 122

Capítulo 4 ............................................................................................................ 123

DIAGNOSTICO DE LA POLÍTICA DE PRECIOS DE LA ENERGIA........................ 123 4.1. Precios de la energía.......................................................................................... 123

4.1.1. Precios de los combustibles y sus precios relativos ..................................... 123 4.1.2 Mecanismo de estimación de precios ............................................................ 134 4.1.3. Las emisiones de dióxido de carbono y los costos externos......................... 136

4.2. Sistema Eléctrico Nacional ................................................................................ 136 4.2.1 Sector residencial........................................................................................... 137

4.2.1.1 Los ingresos de los hogares costarricenses............................................. 137 4.2.2. Otros sectores consumidores de electricidad................................................ 138 4.2.3. Inversiones del sector eléctrico..................................................................... 139

4.3. Fuentes nuevas y renovables de energía ............................................................. 141

Bibliografía .......................................................................................................... 142

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Índice de Cuadros

CUADRO 1-1 ...........................................................................................................2 Costa Rica: Extensión territorial, número de cantones y población, según provincia, para los años 1980, 1990, 2000 y 2006 CUADRO 1-2 ...........................................................................................................4 Costa Rica: Datos generales de la población, para los años 1980, 1990, 2001 y 2007 CUADRO 1-3 ...........................................................................................................5 Costa Rica: Características de los hogares y de las personas con ingreso conocido, julio 2007 CUADRO 1-4 ...........................................................................................................8 Costa Rica: Evolución de la participación dentro del producto interno bruto de las actividades económicas, 1991-2006 (en porcentajes promedio) CUADRO 1-5 .........................................................................................................11 Costa Rica: Aporte del sector energía a los ingresos corrientes del gobierno, de 1997 al 2006 (millones de colones) CUADRO 1-6 .........................................................................................................12 Costa Rica: Evolución de la deuda interna y externa del Sector Público; saldo a diciembre de cada año (en millones de colones corrientes) CUADRO 1-7 .........................................................................................................13 Costa Rica: Comportamiento de los saldos fiscales de los principales componentes del sector público como porcentaje del PIB, período 1983- 2007 (en porcentajes) CUADRO 1-8 .........................................................................................................14 Costa Rica: Evolución reciente de la inversión pública, período 2000- 2006 (en miles de millones de colones corrientes) CUADRO 1-9 .........................................................................................................16 Costa Rica: Comportamiento del comportamiento del endeudamiento público como porcentaje del PIB, período 2000- 2006 (en porcentajes) CUADRO 1-10 .......................................................................................................18 Costa Rica: Comportamiento de la inflación y del mercado cambiario comparado, período 1996- 2007 (en porcentajes)

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CUADRO 1-11 .......................................................................................................19 Costa Rica: Exportaciones e importaciones totales, de petroleo y derivados de 1980 al 2007 (en millones de dólares americanos) CUADRO 1-12 .......................................................................................................28 Costa Rica: Extensión de áreas silvestres protegidas por categoría de manejo CUADRO 1-13 .......................................................................................................29 Costa Rica: Evolución del Parque Automotor 1963 – 2006 CUADRO 1-14 .......................................................................................................31 Costa Rica: Evolución del Parque Vehicular según tipo de combustible que utiliza y modalidad, período 2001 – 2006 (incluye la participación porcentual de cada uno por año) CUADRO 1-15 .......................................................................................................34 Costa Rica: Emisiones de gases de efecto invernadero del Sector Energético, período 1997 – 2000 (en toneladas) CUADRO 1-16 .......................................................................................................35 Costa Rica: Emisiones totales de gases con efecto invernadero, año:2005 (en toneladas/año) CUADRO 2-1 .........................................................................................................53 Costa Rica: Proyectos de generación privada, potencia instalada, aprovechable y plazos de vencimiento de las concesiones y de los contratos de compra de energía del ICE CUADRO 3-1 .........................................................................................................69 Producción Energética Mundial, 1990-2004 CUADRO 3-2 .........................................................................................................70 América Latina y el Caribe: Producción Energética, 1990-2004 CUADRO 3-3 .........................................................................................................72 Costa Rica: Resumen del potencial hidroeléctrico identificado por Cuenca Hidrográfica, mayo 2006 (incluye a empresas privadas) CUADRO 3-4 .........................................................................................................74 Costa Rica: Potencial dendroenergético anual (años 1986-1987) CUADRO 3-5 .........................................................................................................78 Costa Rica: Capacidad geotermoeléctrica instalable con base en las reservas ordenadas por grupo de prioridad

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CUADRO 3-6 .........................................................................................................83 RECOPE: Descripción del poliducto actual CUADRO 3-7 .........................................................................................................91 Costa Rica: Evolución de la oferta bruta de energía secundaria según origen, por fuente y destino (en Terajulios) CUADRO 3-8 .........................................................................................................93 Generación Eléctrica (GWh) y demanda máxima (MW) (período 2004-2007) CUADRO 3-9 .........................................................................................................94 Costa Rica: Producción, importación y exportación, cierre y oferta de electricidad según año, 1980-2007 (en GWh) CUADRO 3-10 .......................................................................................................96 Costa Rica: Capacidad instalada de generación por tipo de planta 1980 – 2006 (en MW) CUADRO 3-11 .......................................................................................................99 Costa Rica: Kilómetros de líneas de transmisión perteneciente a cada empresa distribuidora, año 2006 CUADRO 3-12 .....................................................................................................101 Costa Rica: Distribución de tanques de almacenamiento de combustible para plantas térmicas, ICE CUADRO 3-13 .....................................................................................................106 Costa Rica: Capacidad neta de almacenamiento de hidrocarburos según producto por plantel, 2006 (en m3) CUADRO 3-14 .....................................................................................................108 Costa Rica: Consumo final de energía, 1990-2006 (en Terajulios) CUADRO 3-15 .....................................................................................................110 Costa Rica: Consumo final de derivados de petróleo, 1987-2007 (en porcentajes de participación) CUADRO 3-16 .....................................................................................................112 Costa Rica: Consumo neto total de energía por sectores, 1965-2006 (en Terajulios y porcentajes) CUADRO 3-17 .....................................................................................................113 Costa Rica: Consumo de energía en el Sector Residencial Comercial y Público por fuente energética 1965-2006 (en Terajulios)

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CUADRO 3-18......................................................................................................115 Costa Rica: Consumo de energía en Sector Residencial (en Terajulios) CUADRO 3-19 .....................................................................................................116 Costa Rica: Consumo de energía en el Sector Público (en Terajulios) CUADRO 3-20 ....................................................................................................117 Costa Rica: Consumo de energía del Sector Transporte 1965-2006 (Terajulios) CUADRO 3-21 .....................................................................................................120 Costa Rica: Consumo de energía del Sector Industrial y Agrícola, 1965-2006 (en Terajulios y en porcentajes de participación) CUADRO 3-22 .....................................................................................................121 Costa Rica: Distribución relativa del número empresas industriales, porcentaje del valor agregado y consumo energía por actividad CIIU CUADRO 3-23 .....................................................................................................122 Costa Rica: Evolución de la carga máxima de potencia demandada del Sistema Nacional Interconectado por año 1990-2007 CUADRO 4-1 .......................................................................................................124 RECOPE: Utilidad y porcentaje de ganancia por producto, 2005-2007(colones/litro) CUADRO 4-2 .......................................................................................................126 Centroamérica: Comparación de precios relativos respecto al precio del diesel, promedio enero - marzo de 2007 versus enero de 2005 (diésel = 100) CUADRO 4-3 .......................................................................................................128 Precios relativos comparados de las gasolinas respecto al diesel entre Costa del Golfo, proveedores de RECOPE y RECOPE, 2005 (diésel = 100)

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Índice de Figuras

FIGURA 1-1 .............................................................................................................6 Costa Rica: Evolución del coeficiente sigma de convergencia de los ingresos reales promedio de asalariados, 1987-2007 FIGURA 1-2 .............................................................................................................7 Costa Rica: Evolución del producto interno bruto real, 1991-2006- base 1991 (miles de millones de colones de 1991) FIGURA 1-3............................................................................................................10 Costa Rica: Gobierno Central: Ingresos y gastos totales mensuales acumulados interanualmente, enero 1989-diciembre 2007 (en millones de colones de julio de 2006) FIGURA 1-4 / 1-5 ...................................................................................................23 Costa Rica: Evolución del coeficiente sigma de convergencia de la pobreza no extrema y de la extrema, 1988-2007 FIGURA 1-6 ...........................................................................................................30 Costa Rica: Parque Automotor en circulación, 1988 – 2006 (número de vehículos) FIGURA 1-7 ...........................................................................................................32 Costa Rica: Grado de electrificación nacional 1997 a 2006 (en porcentajes) FIGURA 2-1 ...........................................................................................................39 Costa Rica: Organigrama del sector energía FIGURA 3-1 ...........................................................................................................82 Costa Rica: Volumen anual de importaciones de hidrocarburos -periodo 1995 al 2007 (en miles de barriles) FIGURA 3-2 ..........................................................................................................84 RECOPE: Localización de la I, II y III etapa del poliducto FIGURA 3-3 ...........................................................................................................85 Mapa de zonas aptas para el cultivo de caña de azúcar FIGURA 3-4 ...........................................................................................................88 Costa Rica: Mapa de zonas aptas para cultivo de palma

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FIGURA 3-5 ...........................................................................................................90 Costa Rica: Estructura de la oferta interna de energía primaria, año 2006 FIGURA 3-6 ...........................................................................................................97 Costa Rica: SEN: Evolución de la longitud de las líneas de transmisión, período 1996-2006 FIGURA 3-7 / 3-8 ...................................................................................................98 Costa Rica: Mapas comparados de líneas de transmisión eléctrica de alta tensión, escenarios 2007 y 2021 FIGURA 3-9 .........................................................................................................102 RECOPE: Ubicación general de la Refinería de Moín FIGURA 3-10........................................................................................................103 RECOPE: Diagrama del Muelle Petrolero de Moín FIGURA 3-11........................................................................................................109 Costa Rica: Evolución del consumo de energía según principales fuentes, 1989-2006 FIGURA 3-12 .......................................................................................................111 Costa Rica: Evolución de las ventas mensuales de los principales combustibles, 1999-2007 (promedios móviles interanuales) FIGURA 4-1 AL 4-4..............................................................................................126 Costa Rica: Evolución mensual comparada de los precios por barril de los principales combustibles respecto a cotizaciones internacionales, 1999-2007 FIGURA 4-5 AL 4-6 .............................................................................................127 Costa Rica: Evolución mensual comparada de los precios por barril de los principales combustibles respecto a cotizaciones internacionales, 1999-2007 FIGURA 4-7 .........................................................................................................129 Costa Rica: Evolución mensual de los precios por barril de los principales combustibles, 1999-2007 (en US dólares) FIGURA 4-8 AL 4-11............................................................................................130 Costa Rica: Evolución mensual comparada de los precios por barril de los principales combustibles respecto a sus ventas mensuales, 1999-2007 (en US dólares) FIGURA 4-12 / 4-13..............................................................................................131 Costa Rica: Evolución mensual comparada de los precios por barril del fuel oil y del GLP respecto a sus ventas mensuales, 1999-2007 (en US dólares)

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FIGURA 4-14 .......................................................................................................133 Costa Rica: Evolución mensual comparada de los precios por barril del diésel y fuel oil, 1999-2007 (en US dólares) FIGURA 4-15 / 4-16..............................................................................................138 Costa Rica: Sector Residencial: comportamiento histórico de los precios promedio según empresas distribuidoras, 1999-2006 (en colones de julio de 2006 por KWh)

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Listado de Abreviaturas

Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) Balance Energético Nacional (BEN)

Banco Central de Costa Rica (BCCR) Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE)

Built Operated Transfered (BOT) Caja Costarricense de Seguro Social (CCSS) Contraloría General de la República (CGR)

Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz R.L. (COOPEALFARORUIZ R.L.) Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste R.L. (COOPEGUANACASTE R.L.)

Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (COOPELESCA R.L.) Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos R.L. (COOPESANTOS R.L.)

Dióxido de Carbono (CO2) Dirección Sectorial de Energía (DSE)

Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A. (ESPH) Fondo de Asignaciones Familiares (FODESAF)

Gases de Efecto Invernadero (GEI) Gas Licuado de Petróleo (GLP)

Gigavatio hora (GWh) Índice de Desarrollo Humano (IDH)

Índice de Precios al Consumidor (IPC) Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)

Instituto Meteorológico Nacional (IMN) Instituto Nacional de Estadística y Censos (INEC)

Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC) Kilovatio hora (kWh)

Megavatio (MW) Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE)

Ministerio de Economía, Industria y Comercio (MEIC) Ministerio de Obras Públicas y Transportes (MOPT)

Ministerio de Planificación y Política Económica (MIDEPLAN) Proyecto Hidroeléctrico (P.H.)

Población Económicamente Activa (PEA) Producto Interno Bruto (PIB)

Refinadora Costarricense de Petróleo S.A. (RECOPE S.A.) Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SEN)

Terajulio (TJ)

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Resumen

La energía constituye un insumo indispensable para el desarrollo, crecimiento y calidad de vida de los habitantes de nuestro país, dentro de este contexto surge la necesidad de contar con un inventario actualizado de la infraestructura energética nacional y procurar una visión compartida de largo plazo. Dentro de esta lógica, la DSE se dio a la tarea de elaborar un diagnóstico prospectivo para el sector, cuyo objetivo es dar insumos suficientes para la de elaboración del V Plan Nacional de Energía 2008-2021, en donde se trazan los objetivos y las líneas estratégicas a seguir en el sector. Este documento se compone de cinco capítulos, el primero describe variables económicas su comportamiento y evolución desde 1980 al 2007; indicadores sociales como: nivel de ingresos y de pobreza, educación, salud así como aspectos ambientales; describiendo brevemente los encadenamientos de estos elementos con el sector energía. En el segundo capítulo, describe el entorno legal en que esta inmerso el sector así como la institucionalidad y los actores que participan en la gestión y conservación de la energía. En el tercer capitulo, se describe el potencial y la infraestructura con que cuenta el país, además de cómo ha venido evolucionado la oferta, la producción, la capacidad instalada y el consumo de energía, desde 1980 al 2006, por fuente energética, así como los aspectos metodológicos para fijar tarifas y precios en el sector energía. En el cuarto capítulo se describe la política de precios, sus componentes, ventajas y desventajas, especialmente en materia de combustibles y electricidad. En el mismo sentido, se preparó un documento complementario a la materia que describe las tendencias a más largo plazo, el cual se publica por aparte. En definitiva, se ha realizado un gran esfuerzo para integrar variables económicas, legales y energéticas, de forma tal no se perciba la problemática de la energía en sus diversas fuentes y usos como algo aislado sino como parte de un esfuerzo extraordinario del país para alcanzar mayores niveles de desarrollo hacia el Bicentenario (2021), teniendo claro además, que los esfuerzos no sólo provienen del Estado sino de todos los que habitamos este país.

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Capítulo 1

EL ENTORNO NACIONAL EN EL AMBITO ECONÓMICO, SOCIAL Y AMBIENTAL

Este capítulo se divide en cuatro apartados: el primero presenta aspectos de carácter general de Costa Rica tales como densidad poblacional, localización geográfica, población indígena, entre otros; el siguiente describe el comportamiento de algunas variables económicas de 1980 al 2006 (y a 2007 donde ha sido posible) como: el PIB, los ingresos y gastos del gobierno; en el penúltimo apartado se resalta aquellos aspectos de carácter social como población, nivel de pobreza, educación y salud; por último, se expone algunos elementos del entorno ambiental y su enlace con el sector energía. 1.1 Aspectos Generales Costa Rica se localiza en la parte sur de América Central, con las coordenadas geográficas medias de 10 grados latitud norte y 84 grados y 15 minutos longitud oeste, con una anchura máxima de noroeste a sureste de 464 km; al norte limita con Nicaragua, al sur con Panamá, al este con el mar Caribe, al oeste con el océano Pacífico. El territorio marítimo de Costa Rica es de 589 682 km² lo que significa aproximadamente unas once veces su territorio continental, que es de 51 100 km². La división política y administrativa territorial costarricense se conforma de siete provincias: San José, Alajuela, Cartago, Heredia, Guanacaste, Puntarenas y Limón; el segundo nivel administrativo lo constituyen los cantones, actualmente hay un total de ochenta y uno, ver Cuadro No. 1-1.

Cuadro No.1-1

COSTA RICA: EXTENSIÓN TERRITORIAL, NÚMERO DE CANTONES Y POBLACIÓN SEGÚN PROVINCIA, PARA LOS AÑOS 1980, 1990, 2000 y 2006

Población a junio de cada año(1) Provincia Extensión km²

Número Cantones 1980 1990 2000 2006

San José 4 965,90 20 832 075 1 080 897 1 305 365 1 526 205Alajuela 9 757,53 15 387 176 526 271 650 310 820 226Cartago 3 124,67 8 243 609 332 438 405 578 490 643Heredia 2 656,94 10 159 761 238 376 291 483 403 995Guanacaste 10 140,70 11 214 480 237 585 283 514 302 386Puntarenas 11 265,67 11 266 563 330 528 403 140 413 398Limón 9 188,59 6 141 773 213 082 282 781 396 633Total 51 100,0 81 2 245 437 2 959 177 3 622 171 4 353 843

Fuente: Información suministrada por el INEC.

La ciudad capital es San José y geográficamente se ubica en el centro del país. Costa Rica cuenta con dos provincias costeras y portuarias: Limón y Puntarenas. En el cuadro anterior se observan las variaciones en la participación relativa de cada provincia dentro

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del total país, encabezada por Limón la población creció a un promedio anual de 3,8% entre 1980 y 2006, en el tanto el promedio nacional fue de 2,45% anual promedio con una tendencia a la desaceleración de la natalidad pero influida por una alta inmigración. Otras provincias dinámicas en cuanto al crecimiento poblacional fueron Heredia (3,4% anual), Alajuela (2,8% anual) y Cartago (2,6% anual), menos acelerado en San José (2,2% anual), Puntarenas (1,6% anual) y Guanacaste (apenas 1,3% anual). La provincia de Limón por su parte, aumenta su participación dentro del contexto nacional en un 44,3% en el período mencionado, seguido de Heredia (30,4%) y Alajuela (9,3%), en tanto, Guanacaste perdió un 27,3% de su participación y Puntarenas un 20%. La densidad poblacional en 2006 alcanzó las 85 personas por km² al basarse en los datos de la Encuesta de Hogares del INEC de ese año. La provincia de San José concentra aproximadamente el 35,1% de la población total y contiene en promedio 307 personas por km². El país cuenta también con una división de seis regiones de planificación, las cuales sirven de base especialmente para el análisis de los resultados de empleo y pobreza de dicha encuesta. La región Central agrupa el 64% de la población total del país, seguida de la Huétar Atlántica con 10,1%, Chorotega y Brunca (7,6%), Huétar Norte (5,4%) y Pacífico Central (5,3%). Otros elementos a destacar son: en 2006, el 59,0% de la población era urbana con una proporción del 72,7% en la región Central, en el tanto en el resto de las regiones apenas el 34,5%, la esperanza de vida promedio era de 78,4 años y el hogar promedio se componía de 3,79 personas. Según sexo, la población femenina en el país es levemente mayoritaria con el 50,7%. A lo largo del período estos indicadores sufren cambios radicales, mientras la población rural aumenta un 50% en términos de número de habitantes, la población urbana lo hace tres veces más rápido, para una tasa anual de crecimiento de 1,5% anual, la rural y de 3,4% anual para la urbana. Esto generó evidentemente un giro desde un 53% de población rural en 1980 a un 41% en 2006, tal y como se observa en el Cuadro No. 1-2, fenómeno acompañado de una atomización de los hogares y un alto crecimiento en el número de viviendas respecto al crecimiento de la población.

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Cuadro No. 1-2

COSTA RICA: DATOS GENERALES DE LA POBLACIÓN,

PARA LOS AÑOS 1980, 1990, 2001 -2007 Población (1) Año

Rural Urbana

Esperanza de vida (años)

Número de

Hogares

P.E.A (2) Tasa de Crecimiento Poblacional

1980 1 191 081 1 026 680 74,4 455 900 770 272 2,4 1990 1 566 111 1 238 658 76,9 634 314 1 066 662 2,5 2001 1 601 019 2 305 723 77,7 797 712 1 653 321 nd 2002 1 638 725 2 359 158 78,5 840 186 1 695 018 2,3 2003 1 676 231 2 412 542 78,6 909 868 1 757 578 2,3 2004 1 713 500 2 465 255 78,4 960 637 1 768 759 2,2 2005 1 749 583 2 516 602 78,4 1 039 913 1 903 068 2,1 2006 1 786 046 2 567 797 79,0 (3) 1 062 315 1 945 955 2,1 2007 1 823 509 2 619 591 79,1 1 114 293 2 018 444 2,1

(1) Fuente: INEC (2) La PEA así como los datos de la población urbana y rural corresponden a las distintas Encuestas

de Hogares de Propósitos Múltiples del INEC, 2001-2007 y datos del BCCR para 1980 y 1990. (3) Dato Preliminar

El cuadro anterior, también muestra la desaceleración de la tasa de crecimiento poblacional, un aumento de la esperanza de vida, así como de la PEA producto de una mayor tasa de incorporación de la población en edad productiva, especialmente de mujeres. Hay que destacar que en el Censo de Población y Vivienda de 2000, la población indígena sumaba 63 876 personas (equivalentes al 1,7% de la totalidad de la población costarricense), las cuales se ubican en 22 territorios indígenas y representan cerca de ocho tipos de cultura. El aumento de la tasa neta de participación puede deberse a un conjunto de factores, entre los cuales se encuentran: la reducción de natalidad, mayores niveles educativos, mejora en los indicadores de salud, mayor diversificación de la economía, entre otros. En definitiva, lo importante es que esa dinámica debe ser atendida por la propia economía (coadyuvada por el Estado) para generar los puestos de trabajo necesarios para absorber esa población dispuesta a trabajar. Asimismo, el Estado juega un papel clave en la contención de la población de 12 a 18 años dentro del sistema educativo a fin de que completen sus estudios y no representen una presión adicional sobre el mercado laboral. Así pues, la tasa de participación neta se ha mantenido relativamente estable por sobre el 50% con un promedio de 54,2%, con un mínimo en 1992 (51,5%) y un máximo en 2007 (57,0%), lo cual de cierta forma ha favorecido la evolución de una tasa de desempleo abierto relativamente baja dentro de los estándares internacionales (promedio de 5,5% al año) con un mínimo de 3,8% en 1989 y un máximo de 6,7% en 2003. Estas evoluciones, poseen una dinámica distinta según la región que se analice, por ello, el Cuadro 1-3 busca mostrar la fotografía más reciente a las variables antes citadas y otras relacionadas con el ingreso de los hogares y las persona que los conforman.

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Cuadro No.1-3

COSTA RICA: CARACTERÍSTICAS DE LOS HOGARES Y DE LAS PERSONAS

CON INGRESO CONOCIDO, JULIO 2007 Característica País Central Choro-

tega Pacífico Central

Brunca

Huétar Atlánt.

Huétar Norte

Total de hogares

1 114 293 705 493 84 022 60 865 87 414 114 874 61 625

Miembros por hogar

3,70 3,67 3,74 3,70 3,76 3,76 3,79

Ocupados por hogar

1,58 1,65 1,40 1,53 1,46 1,48 1,53

Ingreso por hogar (¢ corr.)

451 691 527 342 330 977 354 142 296 279 307 038 336 653

Ingreso per cápita (¢ corr.)

122 143 143 817 88 563 95 811 78 721 81 566 88 868

Escolaridad promedio(años)

8,13 8,78 7,40 7,36 6,70 6,90 6,29

Tasa neta de participación

56,64 58,17 50,48 55,31 52,57 55,72 55,73

Tasa de desempleo (%)

4,60 4,72 3,22 5,25 4,62 5,30 2,79

Relación de dependencia económica

1,23 1,12 1,59 1,29 1,46

1,41 1,40

Fuente: Elaboración propia con datos de INEC: Encuesta Nacional de Hogares, 2007. Del cuadro anterior se desprenden una serie de consideraciones importantes, la más importante de ellas es la baja escolaridad promedio de la población que sólo en la región más urbanizada del país (Central) sobrepasa los ochos años promedio, inferior a muchos países de América Latina. Esto representa un talón de Aquiles para mejorar la productividad y así elevar los ingresos de las personas y de los hogares, como se aprecia en el cuadro anterior donde existen diferencias considerables entre los ingresos promedios por hogar y por persona entre las distintas regiones. La tasa de dependencia económica representa las veces que supera la población inactiva (menores de 12 años y adultos mayores) sobre la fuerza de trabajo, donde se observa que en el resto de las regiones, los hogares cuentan con más personas que dependen de los que trabajan, lo cual tiene un comportamiento inverso a la tasa neta de participación; el país alcanzaba al 57,0% de la población mayor de 12 años, con valores cercanos a ese promedio en las regiones Central, Atlántica y Norte e claramente inferiores en las regiones Brunca, Chorotega y Pacífico Central. Las cifras anteriores muestran un crecimiento socioeconómico desequilibrado del país, ya que al estimarse el Coeficiente Sigma de Convergencia Condicional1 en este caso

1 El Coeficiente Sigma de Convergencia Condicional según Barro y Sala-i-Martin (1991), se estima mediante la sumatoria del cuadrado de las diferencias de los logaritmos naturales de la región o sector n respecto al promedio país, la cual es dividida finalmente entre el número de regiones o sectores analizados. Su rango se estima entre 0 (perfectamente homogéneo) y 1 (perfectamente heterogéneo). Es una herramienta poderosa para determinar si el desarrollo de un país está siendo armónico a largo plazo.

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para los ingresos promedios de los asalariados desde 1987 a 2006, da como resultado un lento avance, ya que dicho indicador exhibe una tendencia de -1,21% anual, con un valor máximo de sigma de 0,2760 en 2001 y de 0,1839 en 1991. Esto quiere decir, que las diferencias entre las seis regiones en materia de ingresos reales promedio de los asalariados se han venido acortado, ya que cuando sigma tiende a cero, hay mayor homogeneidad. Para mayor claridad se presenta el gráfico 1-1, donde se observan fuertes ajustes a inicios de los años noventa y finales de dicha década, el filtro Hoddrick-Prescott (línea roja ayuda a suavizar esos cambios bruscos en la serie).

Figura No.1-1

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DELCOEFICIENTE SIGMA DE CONVERGENCIA DE LOS INGRESOS REALES PROMEDIO DE ASALARIADOS, 1987-2007

0.18

0.20

0.22

0.24

0.26

0.28

88 90 92 94 96 98 00 02 04 06

Disparidades regionales Tendencia

Fuente: Elaboración propia con datos de las Encuestas de Nacionales de Hogares, 1987-2007

Por tanto, se considera que aunque las diferencias interregionales de ingresos por trabajo asalariado no son tan abismales, sí se estima necesario la generación de mayores y mejores oportunidades de empleo, en las regiones costeras principalmente. 1.2. Entorno Económico El Estado costarricense durante los últimos veinte años ha venido sufriendo un proceso de transformación con respecto a su papel en el crecimiento y desarrollo de la Nación. Es justo señalar que el Estado no ha logrado concretar su papel de promotor y orientador del desarrollo en virtud de la alternabilidad política y del cortoplacismo de las políticas. Con el fin de reconocer el entorno económico durante estas dos últimas décadas, se han identificado algunas variables a nivel agregado tales como el PIB, el ingreso y gasto del Gobierno Central, la deuda interna y externa pública así como, las exportaciones e

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importaciones de bienes y servicios; las cuales describen la dinámica económica interna y su potencial relación con la oferta y demanda nacional de energía. 1.2.1. El Producto Interno Bruto y el Crecimiento Económico La grave crisis que sufrió la economía costarricense a nivel estructural durante los primeros tres años de la década de los ochenta, fue el resultado de factores endógenos y exógenos. Entre estos factores se pueden mencionar: la crisis financiera internacional de los años setenta; los altos precios del petróleo, (el precio promedio anual a nivel internacional del barril de petróleo en 1981 era de US$ 37); el alto nivel de endeudamiento externo; los bajos precios del café y del banano, principales productos de exportación en el mercado internacional; un tipo de cambio local prácticamente fijo, entre otros (ver Gráfico No. 1-1).

Figura No.1-2

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DEL PRODUCTO INTERNO BRUTO REAL, 1991-2006- BASE 1991

(miles de millones de colones de 1991)

0200400600800

100012001400160018002000

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Años

PIB

tota

l

Fuente: Elaboración propia con datos del BCCR. A principios de 1983, el país da inicio a un proceso de transformación estructural orientado a estabilizar los desequilibrios macroeconómicos que vivía la sociedad costarricense. Estos cambios comienzan con un conjunto de acciones como la aprobación de la Ley para el Equilibrio Financiero del Sector Público, la liberalización de los mercados financieros, una política basada en la promoción de las exportaciones no tradicionales y a la apertura de nuestra economía a los mercados internacionales.

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El ajuste estructural empezó a generar frutos en materia económica, por ejemplo, el PIB manifiesta una tasa de variación anual creciente aunque no sostenible en el tiempo, como se logra apreciar en el Gráfico No. 1-2. Hay que señalar también que la economía costarricense presenta una estructura productiva diversificada, los sectores que mayor dinámica le introducen al PIB entre 1991 y el 2006 son: Transporte y Comunicaciones (8,6% anual), Servicios Empresariales (7,0% anual), Servicios Financieros (6,1% anual), Industria Manufacturera (5,6% anual), Construcción y Electricidad, Gas y Agua (ambos con 4,9% anual). La estructura productiva ha variado a lo largo del período 1991-2006, a continuación se presenta un cuadro donde se muestran las principales ramas de actividad económica y sus participaciones relativas a lo largo de dicho período.

Cuadro No.1-4

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DE LA PARTICIPACIÓN DENTRO DEL PRODUCTO INTERNO BRUTO DE LAS ACTIVIDADES ECONÓMICAS, 1991-2006

(en porcentajes promedio) Actividad económica

Subperíodo 1991-1995

Subperíodo 1996-2000

Subperíodo 2001-2006

Agricultura, silvicultura y pesca 12,75 12,24 10,99 Minas y canteras 0,12 0,11 0,10 Industria manufacturera 23,20 25,31 24,83 Construcción 4,46 3,95 4,21 Electricidad, Gas y Agua 2,97 3,02 3,19 Comercio y Hoteles 20,66 20,33 18,83 Transporte y comunicaciones 8,76 10,14 13,82 Servicios financieros y seguros 3,87 3,98 4,82 Actividades inmobiliarias 6,30 5,72 5,17 Otros servicios empresariales 2,62 2,73 3,79 Servicios de Administración Pública

3,57

2,85

2,47

Servicios comunales y personales

12,72

11,99

11,02

Fuente: Elaboración propia con datos del BCCR. Como se desprende del cuadro anterior, la actividad que más aporta a la producción del país es la de Industria Manufacturera que ha crecido levemente en el período, ésta es seguida de Comercio y Hoteles que ha presentado una declinación, sobre todo en los últimos seis años. Dentro de las actividades que ganan peso relativo están los Servicios Empresariales, el Transporte y Comunicaciones, Servicios Financieros y Seguros, la Electricidad, Gas y Agua; mientras disminuyen la Silvoagricultura, la Construcción, el Comercio y Hoteles, las Actividades Inmobiliarias y los Servicios de Administración Pública, Comunales y Personales. Es decir, la mayoría ha decrecido, por lo que no queda clara la orientación de la economía, ya que aún se encuentra en proceso de ajuste. El avance de actividades de transportes, industria y servicios empresariales sin duda representan en algunos casos altos niveles de consumo energético, por lo que

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constituyen un reto a fin de mantener los niveles de abastecimiento que éstos requieran en su proceso de desarrollo y operación. Otros elementos a tener presentes dentro de la dinámica del PIB es el proceso de apertura e integración de mercados así como, el ingreso de inversión extranjera en alta tecnología, centros de servicios de carácter internacional y centros internacionales de carácter turístico, los cuales, requieren de altos niveles de energía para instalarse en el país. 1.2.2. Ingresos y Egresos del Gobierno Central Los ingresos de que dispone el Gobierno provienen de dos fuentes fundamentales: los ingresos corrientes (13,7% del PIB promediando 2003-2007) y la emisión de bonos con el objeto de pagar el servicio de la deuda, revalidar vencimientos del período y financiar gastos corrientes (práctica de difícil erradicación). Si bien la carga tributaria ha venido incrementándose paulatinamente en años recientes como respuesta al endurecimiento legal y administrativo por parte las autoridades recaudatorias, alcanzando ésta ya un 15,3% del PIB en 2007, uno de los niveles más altos de la historia pero insuficiente para atender los retos del desarrollo. Este incremento en la recaudación se ha logrado mediante la simplificación de la cantidad de tributos existentes, así como un reforzamiento en recursos humanos y tecnológicos de la administración, lo cual ha generado que la importancia de los impuestos dentro de los ingresos corrientes sea cada vez mayor pasando de 73% en 1985 a 96,3% de éstos en 2006. Los ingresos corrientes en teoría deberían financiar la totalidad de los gastos corrientes y una buena parte de los gastos de capital, pero como se mencionó anteriormente, los ingresos de capital representan un porcentaje muy elevado del financiamiento, según la CGR durante el período 2000-2006, fue durante el primer año que se presentó el menor porcentaje de bonos (40,4% del presupuesto nacional) con un máximo de 50,1% en 2004. Sin embargo, en años recientes se están dando señales de que este círculo vicioso puede al menos contenerse, a manera de ejemplo, la CGR (2007) acota que en la ejecución del presupuesto nacional de 2006 el financiamiento vía bonos bajó a 39,2% del total y por la combinación de mayores ingresos y contención, permitió emitir menos de ¢223,2 mil millones. Los principales ingresos corrientes durante el período 1995-2006 se agrupan en Aduanas (30,9% del total), impuesto sobre la renta (30,2%), el impuesto de ventas –internas- (15%), el impuesto de consumo (3%) y el rubro Otros –donde se cuentan los impuestos sobre los combustibles- (20,9%). En términos reales, el dinamismo del impuesto sobre la renta ha sido el más dinámico (11,1% anual), seguido de Otros (7,8% anual), Aduanas (4,4% anual), Ventas (0,85% anual), mientras el consumo ha decrecido sustancialmente (-10,1% anual). El gasto del gobierno se compone básicamente de cinco rubros: los giros de gobierno que incluye salarios para el período 1995-2006 alcanzaron el 54,2% del total; los intereses de la deuda interna (22,1%) y externa (4,5%) y finalmente, las transferencias (19,2%) que en la década de los noventa eran fundamentalmente al sector privado (por los CAT), mientras que durante la década actual son prácticamente al sector público, entre ellas, a los regímenes de pensiones (39,4% en 2006), Universidades y otros centros de enseñanza (21,5%), al MOPT (8,1%), entre otros. El rubro más dinámico en el

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período analizado correspondió a las transferencias (con un incremento de 10,1% anual), seguido por los intereses de deuda externa (4,3% anual), los giros (2,6% anual), y finalmente, los de la deuda interna (2,5% anual). Como se observa en el Gráfico No. 1-3, la composición del gasto del Estado costarricense es mayor que los ingresos que recauda, lo que ha generado un déficit fiscal creciente, dada la gran inflexibilidad legal en el gasto que compromete casi la totalidad.

Figura No.1- 3

COSTA RICA: GOBIERNO CENTRAL: INGRESOS Y GASTOS TOTALES MENSUALES ACUMULADOS INTERANUALMENTE, ENERO 1989-DICIEMBRE 2007

(en millones de colones de julio de 2006)

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

1600000

1800000

2000000

90 92 94 96 98 00 02 04 06

Ingresos acumulados Egresos acumulados

millo

nes

de c

olon

es d

e ju

lio d

e 20

06

Años

Fuente: Elaboración propia con base en datos del BCCR Es importante resaltar que dentro de los ingresos que recauda el Gobierno Central, el sector energía tiene una participación muy significativa, como se observa en el Cuadro No. 1-5; en 1997, el 12% de lo que el Ministerio de Hacienda recaudó fue generado en el sector energético en donde el subsector hidrocarburos aportó el 95% de los ingresos. En el año 2005 la participación del sector energético se elevó a 13,7%, experimentando un descenso respecto al año 2000.

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Cuadro No. 1-5

COSTA RICA: APORTE DEL SECTOR ENERGÍA A LOS INGRESOS

CORRIENTES DEL GOBIERNO, DE 1997 AL 2006 (en millones de colones)

Año Ingresos. Corrientes.

de Gobierno

Impuestos Total Imp. sect.

Energ.

Energía / Ingr. de

Gobierno

Hidroc. / Ingr. de

Gobierno

Electric. / Ingr. de

Gobierno Hidrocarburos Electricidad 1997 363 540 41 403 2 126 43 529 12,0 11,4 0,6 1998 444 485 41 423 2 400 43 823 9,9 9,3 0,5 1999 547 434 68 800 2 609 71 409 13,0 12,6 0,5 2000 599 101 102 655 6 446 109 101 18,2 17,1 1,1 2005 1 321 308 172 028 8 468 180 785 13,7 13,0 0,6 2006 1 638 344 209 766 nd nd nd nd nd

Fuente: Elaborado por la DSE con base en datos de Hacienda y Oficina de Contabilidad de ICELEC En el año 2005, el sector energético nacional aportó el 13,7% de los ingresos corrientes que el Gobierno recaudó y el subsector de hidrocarburos representó el 95,2% de esos de esos recursos, que son aportados por los contribuyentes mediante el impuesto único sobre los combustibles, en tanto, la recaudación del subsector eléctrico proviene del pago del impuesto sobre la renta del ICE y distribuidoras, sin contar que los abonados eléctricos pagan un 13% de impuesto de ventas en sus recibos. 1.2.3. Deuda Interna y Externa del Sector Público Al finalizar el año 2006, la deuda del sector público era de 5 955 072 millones de colones de los cuales 31,4% correspondía a recursos externos, el 68,6% restante era endeudamiento interno. El endeudamiento externo ha venido perdiendo participación dentro de la deuda total, tendencia que continuó en 2007 (30,2% según cifras preliminares del BCCR), más bien, con un dólar débil frente a otras monedas en estos tiempos convendría pagar por adelantado cierto endeudamiento, incluso al tener reservas monetarias en niveles récord, pero también es cierto que la deuda a corto plazo en dólares no representan cifras significativas. El creciente déficit fiscal y su enlace con las tasas de interés en los Mercados Internacionales desencadenaron un crecimiento desproporcionado de la deuda del Gobierno durante los años setenta. Entre 1981 y 1983, el déficit del Sector Público llegó a representar más de la totalidad del PIB tal como se muestra en el Cuadro No. 1-6, esto por cuanto ocurre una crisis de balanza de pagos el PIB tiende a desplomarse y las obligaciones a dispararse. La estructura de este endeudamiento tiene dos momentos. El primero se da en la década de los setenta donde el acceso barato a la deuda externa constituyó el factor que disparó la contratación de deudas en dólares y cuyo pago se volvió imposible una vez que los intereses se dispararan por la recesión que afectó a Estados Unidos a inicios de los años ochenta. Un segundo momento se da en la década de los ochenta cuando una vez que se cierra el acceso al crédito foráneo se recurre más al mercado financiero local, así el peso relativo entre la deuda externa respecto al PIB disminuye y se manifiesta más bien, un incremento de la deuda interna con respecto al PIB (ver Cuadro No 1-6).

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Cuadro No. 1-6

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DE LA DEUDA INTERNA Y EXTERNA DEL SECTOR PÚBLICO;

SALDO A DICIEMBRE DE CADA AÑO (en millones de colones corrientes)

TERMINOS ABSOLUTOS TERMINOS RELATIVOS

Años PIB Deuda

Interna Deuda

Externa Deuda Total Deuda

Publica Total / PIB

Deuda Interna / PIB

Deuda Externa / PIB

1981 57 103 22 255 83 351 105 606 150,8 31,8 119,0 1985 197 920 47 396 188 369 235 765 96,8 19,5 77,3 1990 522 925 177 282 325 350 502 632 73,6 26,0 47,7 1995 2 105 687 742 718 633 570 1 376 288 65,5 35,4 30,2 2000 4 914 498 1 727 214 1 089 100 2 817 146 54,7 35,1 22,2 2001 5 394 595 1 815 781 1 192 100 3 007 881 55,8 33,7 22,1 2002 6 058 895 2 254 639 1 314 607 3 569 246 58,9 37,2 21,7 2003 6 970 815 2 512 994 1 590 765 4 103 759 58,9 36,1 22,8 2004 8 126 742 3 338 379 1 838 529 5 176 909 63,7 41,1 22,6 2005 9 563 678 3 712 850 1 837 094 5 549 945 58,0 38,8 19,2 2006 11 364 652 4 085 677 1 869 395 5 955 072 52,4 36,0 16,4

Fuente: BCCR y CGR Es también resaltar que el peso relativo que tiene la deuda pública total con respecto al PIB ha venido disminuyendo paulatinamente. En 1981 dicha relación era de 150,8%, para el 2000 esta relación era de 54% y finalmente en el 2006 alcanzó de 52,4%, esperándose una baja de al menos 5% del PIB para 2007 por la mejora fiscal de los últimos tres años. 1.2.4. Análisis de la situación financiera del Sector Público La situación fiscal es una variable clave para entender la dinámica económica del país tanto en materia de reducción de pobreza, inversión pública y privada. Después de la crisis internacional del petróleo de 1979 que arrastró al país en una profunda crisis económica de balanza de pagos y de endeudamiento externo, se realizaron una serie de reformas estructurales inconclusas de donde se desprende una política de apertura comercial y de un manejo más prudente del endeudamiento externo. Sin embargo, el Estado asumió una serie de compromisos externos que finalmente tocaba al BCCR administrar a la espera de su cancelación, la cual no ocurrió en el plazo previsto y se fueron produciendo pérdidas que debieron ser financiadas mediante emisión, inyectando presión inflacionaria al país. Por otro lado, si bien en 1987 se realizó una reforma fiscal que introdujo ciertas mejoras en la normativa relativa al impuesto sobre la renta, que desde 1994 se inició un proceso de modernización de las aduanas, así como de la administración de los impuestos internos, no es sino hasta el período 2005-2006 que se empiezan a apreciar los primeros frutos de este largo proceso por elevar los niveles de ingresos y gastos públicos.

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Cuadro No.1 –7

COSTA RICA: COMPORTAMIENTO DE LOS SALDOS FISCALES DE LOS PRINCIPALES

COMPONENTES DEL SECTOR PÚBLICO COMO PORCENTAJE DEL PIB, PERÍODO 1983- 2007 (en porcentajes)

Año

Sector Público

Gobierno Central

Instituciones públicas

Empresas Públicas

Banco Central

1983 -2,87 -2,83 1,01 -1,05 nd 1984 -1,24 -2,43 1,13 0,06 nd 1985 -1,40 -1,63 1,25 -1,03 nd 1986 -1,41 -2,70 1,05 -1,03 nd 1987 -0,21 -1,56 0,97 0,38 nd 1988 -1,70 -1,92 0,83 0,86 nd 1989 -2,07 -3,11 0,76 0,65 nd 1990 -0,13 -3,41 0,74 0,60 nd 1991 0,54 -2,42 0,59 1,71 nd 1992 -0,83 -1,51 1,02 1,03 -1,37 1993 -0,71 -1,51 1,00 0,96 -1,16 1994 -6,41 -5,50 0,97 -0,74 -1,13 1995 -3,00 -3,45 1,10 0,81 -1,45 1996 -4,07 -4,04 0,74 0,81 -1,58 1997 -2,51 -2,95 0,90 0,88 -1,34 1998 -2,00 -2,46 1,12 0,51 -1,17 1999 -3,14 -2,21 0,66 -0,01 -1,58 2000 -3,76 -2,98 0,79 0,22 -1,78 2001 -2,92 -2,91 0,55 0,61 -1,18 2002 -5,39 -4,29 0,32 0,00 -1,43 2003 -4,49 -2,88 0,15 -0,20 -1,57 2004 -3,60 -2,73 0,55 -0,11 -1,31 2005 -2,27 -2,09 1,04 0,20 -1,42 2006 -0,39 -1,07 1,78 0,05 -1,16 2007* 1,72 0,77 1,67 nd -0,72

Fuente: Elaboración propia con datos del BCCR. El panorama 1983-2006 se caracteriza por un persistente déficit fiscal que a su vez genera un desequilibrio para todo el sector público, que sólo es revertido (de forma aún no permanente en 2007). Según las diversas metodologías de cuentas nacionales dictadas por el Fondo Monetario Internacional, debe evitarse a toda costa los llamados “déficit gemelos”, siendo éstos el faltante de todo el sector público y el de cuenta corriente de la balanza de pagos, de existir éstos, el país debe someterse a un proceso de ajuste, el cual en efecto ha soportado durante el período analizado. En el caso del primero, según la metodología más difundida se agrupan por un lado el Sector Público No Financiero (SPNF) conformado por el gobierno central, las instituciones públicas de servicio y las empresas de propiedad pública, a éste balance se le adjunta el que tenga el BCCR. El período 1983-2007 se resume en un período de ajuste estructural muy gradual e interminable, que por tanto, no ha logrado la meta fundamental respecto a los déficit sino que también que ha provocado que el desarrollo nacional tomara un ritmo más lento respecto a décadas anteriores. Por ejemplo, la estructura del Estado prácticamente no se reformó con lo que la medicina nunca surtió efecto, este período de por sí ya generó una

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pesada carga para la actual y probablemente, la próxima generación, es decir, se provocó una “inequidad intergeneracional” ya que las generaciones que siguen deberán trabajar y esforzarse con más ahínco para llevar el país hacia el desarrollo. La actual generación sufre los efectos de una infraestructura pública colapsada en materia de vialidad, agua y saneamiento, salud y educación, sin contar la posibilidad de que a la lista se sume el sector energético. Además, como se mencionará más adelante estos déficit persistentes han provocado una pesada carga sobre el erario público y por tanto, sobre los contribuyentes, valga decir, en su mayoría asalariados o de clases más modestas dada la regresividad del sistema tributario. Esto aunado a un continuo “Crowding Out” o estrujamiento del sector privado ha afectado la toma de decisiones de inversión, el encarecimiento excesivo del financiamiento, la aparición de banca off shore y una demanda interna débil. Vale la pena detenerse un momento, para hacer una revisión de lo que ha ocurrido en materia de inversiones públicas, esto por cuanto diversos estudios señalan como una de las grandes debilidades del país en materia de competitividad internacional. A partir de la información sistematizada que genera la CGR cada año al publicar su Memoria Anual, se obtienen datos de la denominada “Inversión Materializada”, que para estos efectos se dividen en dos grandes ramas: Inversión en Capital Fijo e Inversión en Maquinaria y Equipo, excluyendo la inversión financiera (pues solamente un pequeño porcentaje de ésta se dedica a la compra de terrenos y otros activos).

Cuadro No.1 -8

COSTA RICA: EVOLUCIÓN RECIENTE DE LA INVERSIÓN PÚBLICA, PERÍODO 2000- 2006

(en miles de millones de colones corrientes) Años

Rubro 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Inversión Materializada Gobierno Central 17,53 18,02 10,80 12,86 12,56 22,05 27,56Instituciones Públicas

32,25 53,52 41,81 51,69 48,66 53,85 62,77

Empresas No Financieras

97,73 98,71 133,32 176,54 184,83 219,97 202,33

Empresas Financieras

36,15 39,06 13,85 23,10 25,58 22,45 30,80

Municipalidades 7,82 9,03 10,24 10,76 14,45 24,04 24,08Total 190,48 218,34 210,02 274,96 286,09 342,35 347,55Inversión en Capital Fijo Gobierno Central 13,42 13,88 8,75 10,03 8,94 11,42 19,21Instituciones Públicas

18,51 33,00 22,04 28,74 30,73 33,40 38,77

Empresas No Financieras

80,11 82,34 108,00 146,28 161,91 198,53 130,70

Empresas Financieras

11,96 9,77 2,94 4,38 7,76 4,43 6,56

Municipalidades 6,31 7,28 8,14 8,31 11,19 20,29 21,61Subtotal 130,31 146,27 149,87 197,74 220,53 268,08 216,85 Fuente: Elaboración propia con base en datos de la CGR: Memorias Anuales

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En el cuadro anterior se muestra la evolución de la inversión pública materializada y la de capital fijo (que es mayoritaria) observándose una evolución positiva en términos de colones corrientes, pero al hacer el análisis respecto del PIB se aprecia que el monto es muy bajo para las necesidades del país, en 2001 alcanzó un 4,1% del PIB y en 2006 registró el mínimo del período de análisis de 3,1%. Del cuadro anterior, se desprende que el grueso de la inversión pública la realizan las Empresas Públicas No Financieras (EPNF) tales como el ICE con alrededor de un 82% de ese grupo, RECOPE S.A. con 7%, así como Acueductos y Alcantarillados (ICAA, 3%), obviamente en función de los bienes y servicios que ofrecen. El gobierno central que está llamado a invertir el dinero de los impuestos en obras, sin embargo, en este caso, apenas en promedio para 2000-2006 ha realizado el 7,5% de la inversión materializada, incluso es superado en los últimos por tres años por las municipalidades (5,3% durante el período). Las instituciones públicas representan otro componente clave para el desarrollo al brindar servicios orientados especialmente hacia la educación, la salud y la infraestructura, del total, invirtieron el 19,1%. Finalmente, las Empresas Públicas Financieras (EPF) donde se ubican los bancos estatales se caracterizan por otro tipo de inversiones menos tangible y por tanto, sólo ocupan dentro de esta variable el 10,2% del total. Haciendo una revisión de las principales entidades que aportan al desarrollo del país en términos de inversión materializada durante el período 2000-2006 se encuentran: 1. dentro de las instituciones públicas, la CCSS (6,7% del total país), el Consejo Nacional de Vialidad (4,3%), la Universidad de Costa Rica (1,8%) y el Instituto Nacional de Aprendizaje (1,3%). Dentro de las EPNF se resaltan el ICE (47,5% del total país), RECOPE S.A. (3,9%), ICAA (1,8%) y la Junta Administrativa Portuaria y de Desarrollo de la Vertiente Atlántica (JAPDEVA, con 1%). Finalmente, dentro de las EPF destacan el Banco Nacional (3,5% del total país), el Banco de Costa Rica (2,1%), Instituto Nacional de Seguros (1,6%). Como se aprecia, el área energética ha sido de las más “favorecidas” a raíz de los largos procesos de planificación y ejecución de obras que requieren los proyectos de esa área, sin embargo, se observan déficit importantes en casi todas las áreas donde las cifras y proporciones de inversión pública son insuficientes para al menos lograr ciertos objetivos básicos como un mayor crecimiento económico sostenido, mejoras de productividad del trabajo y del capital, reducción de la pobreza y mejores servicios públicos. A continuación se presenta un cuadro donde se aprecia la evolución reciente del endeudamiento interno y externo del país, sin duda, esta variable es causa y efecto de un ajuste estructural inconcluso y de la falta de toma de decisiones políticas a nivel legislativo para dar mayores espacios a la iniciativa privada, así como para decidir el destino de entes que ya agotaron su ciclo de vida. Hacia 1996 este tema suscitó una gran atención al punto de que creó una comisión especial y se idearon una serie de propuestas legislativas las cuales se plasmaron en la imposición del impuesto de rentas sobre ciertas instituciones y empresas públicas. En efecto, una de las características de los últimos veinte años consistía en forzar a las instituciones y empresas públicas a generar la mayor cantidad de superávit anual a costa de la inversión a fin de que compraran bonos del fisco y así financiar un servicio de la deuda pública que a su vez se financiaba con la emisión de nuevos bonos.

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Cuadro No.1 –9

COSTA RICA: COMPORTAMIENTO DEL COMPORTAMIENTO DEL ENDEUDAMIENTO

PÚBLICO COMO PORCENTAJE DEL PIB, PERÍODO 2000- 2006 (en porcentajes) Años

Rubro 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Deuda total según deudor Gobierno Central 35,7 39,2 41,1 40,2 40,8 37,4 33,8 Banco Central 10,1 8,2 10,1 9,8 13,0 13,0 11,9 Otras entidades 8,9 8,3 7,7 8,9 9,8 7,6 6,8 Deuda interna según deudor Gobierno Central 25,2 27,7 28,8 27,4 27,9 25,6 23,2 Banco Central 4,1 3,1 5,9 6,6 11,3 11,8 11,5 Otras entidades 3,2 2,8 2,5 2,0 1,9 1,5 1,3 Deuda externa según deudor Gobierno Central 10,5 11,5 12,3 12,7 13,0 11,9 10,6 Banco Central 6,0 5,1 4,2 3,3 1,7 1,2 0,4 Otras entidades 5,7 5,5 5,2 6,8 8,0 6,1 5,5 Deuda Total Sector Público Sector Público 54,7 55,8 58,9 58,9 63,7 58,0 52,4 Fuente: Elaboración propia con base en datos de CGR: Memorias Anuales El cuadro anterior permite una perspectiva de la situación de la deuda pública, que sin dudas es uno de los riesgos más altos que tiene el país, con años como el 2004 donde se duplicó prácticamente el porcentaje ideal de endeudamiento (que ronda un 30% del PIB). Si bien, la férrea disciplina fiscal ha servido para contener la tendencia alcista del crecimiento relativo de la deuda total, aún se encuentra en niveles de cuidado, siendo imperativo su reducción no sólo por el hecho de que en algún momento el país logre el estatus de “grado de inversión” por parte de las calificadoras de riesgo internacionales, sino también para reducir la vulnerabilidad externa y la pesada carga que representa dicha deuda para el erario. En efecto, si bien se ha apreciado una caída de 5 puntos en las tasas de captación en los últimos meses, gran parte de la deuda que se ha atendido recientemente fue contratada a tasas más elevadas no permitiendo un alivio en las finanzas públicas. En el año 2000 el servicio de la deuda ocupaba el 6,8% del PIB (mucho más que la inversión pública anual en infraestructura o en educación) y bajando a 6,1% del PIB en 2006. En términos monetarios, dicho servicio alcanzó los ¢690,2 mil millones en 2006 desde un mínimo de ¢303,3 mil millones en 2001, en tanto que en términos reales, tuvo un máximo de ¢806,4 mil millones en 2000, seguido de 2006 con ¢696,8 mil millones. El principal deudor que es el Gobierno Central ha realizado esfuerzos de diversos tipos para bajar el servicio de la deuda (su endeudamiento representa el 63,3% de la deuda pública total) logrando de hecho una reducción para 2007 de ¢18 mil millones respecto al cierre de 2006, cifra que aunque pequeña, representa la primera baja en el servicio de la deuda interna desde 1993, y representando una baja en este rubro de 0,6% del PIB, a la vez que el saldo de la deuda del Gobierno Central bajó a aproximadamente al 28% del PIB en 2007, una baja de más de 5 puntos respecto al valor de 2006 (ver cuadro No. 1-9)

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No obstante, las pérdidas del BCCR se han convertido en una amenaza a la estabilidad macroeconómica, razón por la cual se intenta que el Gobierno asuma dichas pérdidas y así favorecer la reducción de la inflación. Si bien el Gobierno giró 85 mi millones al BCCR durante 2007, se requiere de una ley que permita darle contenido presupuestario a las transferencias que cancelen las deudas cuasifiscales impagas por más de dos décadas y uno de los factores que no permiten la baja sostenida de la inflación. Al menos un primer paso, es que las pérdidas del BCCR cayeron durante el año 2007 (¢35 mil millones) bajando el peso de las mismas desde 1,2% a 0,7% del PIB. Las instituciones y empresas públicas, algunas de las cuales requieren de un mayor apalancamiento más bien han tendido a hacer grandes amortizaciones y a reducir su endeudamiento respecto del PIB. Por ejemplo, el ICE cuya deuda externa alcanzó un registro máximo de US$ 978 millones en 2004, cerró 2006 con US$ 758,5 millones y ha reducido notablemente su servicio de la deuda. Sobre este particular, se suscitó en el país un fuerte debate en abril de 2003 a raíz de los límites que pretendían imponer las autoridades del ya desaparecido Consejo Nacional de Financiamiento (CONAFIN) sobre el ICE y otras instituciones de servicio. A inicios de la década se habían realizado unas colocaciones de bonos en los mercados internacionales autorizadas por la Asamblea Legislativa a fin de cambiar deuda interna por externa, sin embargo, la efectividad de la medida es incierta ya que durante años recientes se observaron altas tasas anuales de depreciación del colón lo cual presionaba a su vez al mercado doméstico de dinero. El mayor perjudicado de este prolongado proceso de ajuste estructural ha sido el país mismo, ya que ante la imposibilidad de incluso pagar el servicio de la deuda y por tanto, sacrificar casi totalmente las inversiones del gobierno central y entes descentralizados, no pudo abrir espacios mediante concesión u otras figuras al capital privado (inversionistas o fondos de inversión) que habrían cubierto en parte las necesidades de más y mejores servicios públicos como salud e infraestructura. Si bien, en los últimos dos años se ha generado cierta disciplina y se ha logrado una rebaja importante del déficit fiscal y del sector público general, sigue siendo a costa de la inversión pública. El país requiere de encontrar una salida al ajuste, ya sea por la vía de una mayor tributación (con una mejora cualitativa y normativa, así como probables alzas de impuestos) o bien, generando espacios para que el ahorro privado nacional e internacional se canalice hacia la inversión de bienes y servicios públicos; por el momento, dicha contención reciente del déficit fiscal no sólo es insuficiente sino que insostenible en los términos en los que el país se encuentra actualmente. El país presenta un rezago en varios indicadores económicos según se desprende de una somera comparación con otros países latinoamericanos, por ejemplo, la tasa de inflación es de las más altas de la Región. Por ejemplo, la correlación entre la inflación local y la de América Latina es de sólo 0,1029, es decir, poco significativa, de hecho del análisis de Martínez (2007) desde 1996 a 2007 se desprende que la inflación nacional sólo una vez fue menor al promedio regional (justamente en 2002), ubicándose además en la cuarta posición con un promedio mensual de 0,90%, detrás de Venezuela (2,05% mensual), Ecuador (1,86% mensual) y la República Dominicana (0,93%) países que sufrieron severas crisis económicas durante este período. Es por ello, que se puede afirmar que las causas de dicho fenómeno se encuentran en el ámbito doméstico y parten por un saneamiento de las finanzas públicas y especialmente, de la reducción de las pérdidas cuasifiscales del BCCR.

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Esta elevada tasa de inflación del país de acuerdo con los estándares internacionales actuales, fomentaba la depreciación de la moneda nacional dentro de un marco de tipo de cambio fijo como lo eran las minidevaluaciones que fueron eliminadas en octubre de 2006, otorgando cierta flexibilidad al mercado y generando en meses recientes un fenómeno de una leve apreciación real del colón, gracias a reservas internacionales récord que acumula el país en fechas recientes. A continuación se presenta un cuadro donde se muestra la interacción de algunas las variables mencionadas.

Cuadro No.1 –10

COSTA RICA: COMPORTAMIENTO DE LA INFLACIÓN Y DEL MERCADO CAMBIARIO COMPARADO, PERÍODO 1996- 2007 (en porcentajes)

Año

Tasa de inflación anual de Costa Rica

(a)

Tasa de inflación

promedio AL (b)

Tasa de depreciación del tipo de cambio (c)

Diferencial cambiario (diferencia entre c y a)

1996 13,97 13,53 15,63 1,66 1997 11,44 8,33 11,98 0,54 1998 12,46 8,07 10,57 -1,89 1999 9,51 7,93 11,08 1,57 2000 10,41 6,45 7,88 -2,53 2001 11,04 5,44 6,71 -4,33 2002 10,04 10,78 9,41 -0,63 2003 9,32 7,02 10,79 1,47 2004 13,29 6,11 9,85 -3,44 2005 14,20 5,32 9,12 -5,07 2006 9,43 nd 6,98 -2,44 2007 10,81 nd 1,06 -9,75

Fuente: Elaboración propia con datos del BCCR y de Martínez (2007) Como se observa en el cuadro anterior, en los últimos años se ha presentado un fenómeno negativo consistente en una alta tasa de inflación combinado con altas tasas de interés que atrajo capitales especulativos del extranjero a fin de rentar con un tipo de cambio predecible y que se elevaba en términos nominales. Esto elevó el servicio de la deuda pública como se mencionó anteriormente a la vez que el Gobierno pujaba con el BCCR por el ahorro privado. Si bien, la inflación como fenómeno monetario que es, fue influida por las pérdidas creciente del ente emisor, también fue influida por la escala de los precios internacionales del petróleo que no sólo tiene una afectación mediante los precios de la energía, sino por el incremento de muchos productos derivados del petróleo tanto intermedios como finales. 1.2.5. Exportaciones e Importaciones de Bienes y Servicios Al explotar la crisis de los ochenta quedó cuestionada no solo la estabilidad económica sino también, el modelo de desarrollo que venía siguiendo la sociedad costarricense desde mediados de los años cincuenta, basado en una política de sustitución de importaciones. Se abre así, un período de incertidumbre y la búsqueda de un nuevo modelo de crecimiento y desarrollo.

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Desde principios de los años ochenta se ejecuta un proceso de ajuste estructural donde las primeras medidas para equilibrar y reactivar la economía fueron la aprobación y ejecución de las reformas financiera, laboral y comercial, entre otras, a partir de un nuevo modelo de desarrollo basado en la “promoción de las exportaciones”, ya que la idea era “exportemos porque exportar es bueno”. Es así, como se introduce en el sector empresarial costarricense, la cultura exportadora y la integración del mercado local con el internacional, como mecanismos para promover el crecimiento y desarrollo.

Cuadro No. 1-11

COSTA RICA: EXPORTACIONES E IMPORTACIONES TOTALES, DE PETROLEO Y DERIVADOS DE 1980 AL 2007

(en millones de dólares americanos)

Relaciones en porcentajes

Años

Exportación

Total

Importación

Total

Importación de petróleo y sus

derivados Impor Hidr/Expor Total

Impor Hidr/Impor Total

1980 1 002 1 524 96 9,6 6,3 1985 976 1 292 166 17,0 12,8 1990 1 448 2 315 191 13,2 8,3 1995 3 476 4 090 201 5,8 4,9 1996 3 758 4 327 nd nd nd 1997 4 206 4 970 222 5,3 4,5 1998 5 526 6 239 261 4,7 4,2 1999 6 662 6 355 320 4,8 5,0 2000 5 850 6 389 472 8,1 7,4 2001 5 021 6 569 411 8,2 6,3 2002 5 264 7 188 372 7,1 5,2 2003 6 102 7 663 446 7,3 5,8 2004 6 302 8 268 582 9,2 7,0 2005 7 026 9 812 837 11,9 8,5 2006 8 200 11 547 1 006 12,3 8,7 2007 9 367 12 955 1 144 12,2 8,8

Fuente: Datos suministrados por el BCCR. Dirección Comercio Internacional En el anterior cuadro se observa la dinámica que han experimentado, tanto las exportaciones como las importaciones de bienes y servicios durante el período que va desde 1985 al 2007; en efecto, las tasas de crecimiento anual acumulativas, en ese período, fueron de: 10,3% para las exportaciones y 10,5%, para las importaciones; éstos porcentajes revelan la intensificación de las relaciones económicas internacionales del país con el resto del mundo y demuestran que el mismo ha podido incursionar con relativo éxito, a partir de la década de los noventa, al calor de la globalización en los mercados internacionales, pero que el modelo per se no basta sino se corrigen los desequilibrios internos y se crean las condiciones macroeconómicas y macroeconómicas para el desarrollo de los exportadores, referentes a tasa de inflación competitiva, política cambiaria neutral, mejora de infraestructura, simplificación de trámites, acceso a crédito más barato y oportuno, entre otros, es aquí donde el país no ha hecho la tarea. Las ventas al extranjero en la década de los noventa, experimentaron un crecimiento anual acumulativo del 7,1% (superior al PIB), lo que significa que una porción cada vez más grande de la oferta total de bienes y servicios que se producen en el país, está siendo dirigida al exterior. Una parte importante de estas exportaciones son producto del

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sector de "alta tecnología" que se han instalado en las denominadas “zonas francas”, el cual, demanda recursos energéticos y mano de obra de alta calidad. La correlación positiva entre exportaciones totales por año y la demanda en Terajulios de combustibles alcanza el 0,9203, en demanda eléctrica un 0,8548 y la suma de ambos subsectores se correlacionan 0,9066 con las exportaciones. Es decir, un elemento que evidencia con mayor fuerza la correlación positiva entre la dinámica de las exportaciones y el consumo energético, es la asignación cada vez mayor de recursos financieros a la importación de petróleo o de sus derivados, para abastecer la demanda nacional. Las divisas utilizadas para la importación de hidrocarburos (factura petrolera) han experimentado una tasa de crecimiento anual acumulativa cercana al 10,8% durante los últimos seis años, dato muy superior a los años anteriores. (Ver Cuadro 1-11). Sin embargo, las reservas monetarias internacionales brutas aumentaron a una velocidad mayor (12,3% anual), pasando en promedio de US$ 1.661 millones en 2000 a US$ 3.942 millones en 2006, por tanto, aún cuando la factura petrolera aumentó rápidamente afortunadamente no ocurrió algo similar a inicios de los años ochenta cuando la situación macroeconómica del país era lamentable. 1.3. Entorno Social El Estado costarricense ha hecho grandes esfuerzos para elevar y mantener los niveles de bienestar y desarrollo social en distintas dimensiones, por ejemplo; en educación, servicios básicos como agua potable, electricidad y salud, entre otros. Se han presentado algunos obstáculos de carácter endógeno y exógeno que han frenado o revertido las metas alcanzadas. Con el objetivo de identificar el hilo conductor entre el escenario social y el sector energético nacional, se busca describir en este apartado la evolución de cuatro variables: población; pobreza; educación y salud. 1.3.1. Población El INEC, estima que el número de habitantes en el 2015 rondará la cifra de 5,2 millones, lo que implicará no solo una mayor demanda de bienes y servicios sino también, una mayor demanda de las fuentes energéticas y necesidades para abastecer a la población. Costa Rica es un país en vías desarrollo o de transición. Por sus avances en materia social ha logrado colocarse entre las naciones con un nivel de desarrollo humano alto y dentro de los más avanzados en el ámbito latinoamericano. Según la más reciente clasificación del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD, 2007), Costa Rica ocupaba el puesto 48 (entre Croacia y Bahamas) dentro del IDH con una caída relativa de unos 10 puestos desde 1998 (aunque las bases y metodologías no son comparables entre algunos aspectos) debido a un estancamiento en algunas de las variables claves como el ingreso per cápita. Para estimar dicho índice, otorgan puntajes a cada país según diversos indicadores, uno de ellos la tasa de alfabetismo alcanzó 94,9% de la población mayor de 15 años para 2004; la esperanza de vida al nacer en 2005 era de 78,5 años y el PIB per cápita estimado por la Paridad de Poder Adquisitivo (PPA) alcanzó US$ 10.180 también para el 2005.

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Dentro de los países latinoamericanos con un IDH mayor se encuentran Argentina (38), Chile (40), Uruguay (46), sin embargo, es de destacar que existe una clasificación adicional relacionada al nivel de desarrollo social según su ingreso per cápita PPA, en este caso, el país se ubica trece puestos arriba de lo que se habría ubicado si el único comparativo hubiera sido el ingreso. Otro aspecto importante se observa en el Índice de Pobreza Humana (IPH-1) donde se evalúan por aparte a los más de cien países considerados en vías de desarrollo, ocupando el país la quinta posición, detrás de Barbados, Uruguay, Chile y Argentina. El IDH del país alcanzó 0,846 (estimado para 2005 y publicado dos años después), en tanto, Islandia y Noruega lideran el ránquin con 0,968 y superando el promedio de la América Latina y el Caribe de 0,803. Los avances en la materia no se han detenido a pesar de todas las dificultades que afronta una nación como la nuestra, por ejemplo, entre 1975 y 1980 dicho índice mejoró un 0,7% anual, entre 1980 y 1985 apenas 0,1% anual, entre 1985 y 1990 así como entre 1990 y 1995 a un 0,5% anual, en tanto, entre 1995 y 2005 lo hizo 0,4% anual. En el ámbito latinoamericano, una noticia es que Nicaragua es el país que más avanzó en términos relativos entre 1995 y 2005 con un avance de 1,1% anual en su IDH, le siguen otros países más rezagados como Guatemala, Bolivia y Haití; de los 23 países considerados, el país se ubicó en la casilla 17 con un nivel de mejora similar al de Argentina y Bahamas. A nivel interno, el PNUD (2997) ha estimado un IDH por cantones a fin de establecer las diferencias de desarrollo, en todo caso, este IDH es menor al que aparece consignado arriba, ya que se estimó en 2005 en 0,751. En este caso, se procedió a estimar dicho indicador según las regiones de planificación, para lo cual se ponderó con la población reportada por la misma publicación, siendo que la región Central encabeza el desarrollo con 0,787, le sigue la Chorotega con 0,759 y ya bajo el promedio nacional (el cual se recalculó en 0,760) figuran en orden descendente, la región Pacífico Central (0,742), la Huetar Norte (0,708), la Brunca (0,682) y por último, la Caribe. (con 0,677) Por cantones, se destacan los líderes por indicadores de primer mundo, en municipios como Escazú (0,919), Santa Ana (0,897), Curridabat (0,891), Belén (0,885) y Santo Domingo (0,875); por el contrario, el panorama que asemeja al de países como Nicaragua o Haití se estiman en Buenos Aires (0,659), Coto Brus (0,657), Los Chiles (0,642), Matina (0,621) y en un nivel crítico, Talamanca (0,556). Dicho informe del PNUD señala que el país logró un avance importante en la materia, impulsado por actividades como el turismo que favorecieron a zonas costeras (Liberia, Carrillo, Santa Cruz, Garabito y Aguirre). En el año 2000, sólo dos cantones (Montes de Oca y Escazú) se encontraban en el rango de alto desarrollo humano, para 2005 ya eran seis (los cinco supracitados más Montes de Oca), así mismo, en el nivel más bajo, se encontraban seis cantones y en 2005 sólo se mantuvo Talamanca en el fondo. Se considera que el principal factor que impulsó el IDH durante estos años ha sido el incremento de la esperanza de vida, seguido de la mejora de los conocimientos y en menor medida, de la mejora del bienestar material. Precisamente a raíz del mejoramiento de la esperanza de vida, es que otro elemento a considerar es que Costa Rica se encuentra en una etapa intermedia del proceso de transición demográfica, caracterizado por la declinación de los niveles de fecundidad y mortalidad. La trayectoria de la natalidad es el factor demográfico que más incide en el

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crecimiento de la población, cuyo ritmo se encuentra en el orden de 1,77% anual (crecimiento vegetativo). También ha influido el hecho de que aunque la tasa de mortalidad general es baja respecto a los parámetros internacionales, sí existe una alta mortalidad en los segmentos de 15-35 años la cual es medida por un indicador de IDH denominado Años de Vida Perdidos, y atribuible a los accidentes de tránsito y aumento de la criminalidad, malos hábitos de vida, entre otros. Dentro de la pirámide poblacional, el peso de los habitantes menores de 30 años aún es relevante, de manera que la edad mediana de la población se ubicaba en 25 años en 1994, bajando a 24,4 años en 2005 (producto del bono demográfico que significó la inmigración) y alcanzado cerca de 32,1 años hacia 2020 según proyecciones del INEC. Si bien es una población joven, gradualmente se incrementa el peso relativo de los grupos de edad adulta así como el de los adultos mayores, lo que marca la necesidad de atender simultáneamente demandas sociales de diversos grupos de la población según edades, ya que la población activa deberá soportar un número creciente de pensionados. La emigración del campo a la ciudad podría tener efectos directos en el consumo de las fuentes energéticas de biomasa, disminuyéndolas, con el consecuente impacto de aumentar el uso de otras fuentes energéticas como la electricidad y los hidrocarburos. Pero no se descarta una mayor urbanización de los centros de población de las regiones que generalmente tienden a reproducir los problemas de las zonas metropolitanas. 1.3.2. Pobreza Durante años el Estado costarricense ha desarrollado esfuerzos dispersos para combatir la pobreza al punto que cada gobierno de turno implementa un nuevo plan sin dar continuidad ni seguimiento al anterior. Como se observa en el Anexo 4, en 1987, aproximadamente una tercera parte de los hogares con ingresos conocidos se encontraban en situación de pobreza mientras que hacia 2006, una quinta parte del total de hogares se encontraba en un nivel de necesidades básicas insatisfechas, según datos que se extraen de la Encuesta de Hogares del INEC. La reducción de la pobreza está íntimamente ligada a la evolución de los ingresos tanto de asalariados como de los trabajadores por cuenta propia, ya que de hecho los porcentajes de pobreza se estiman mediante la metodología de la “línea de la pobreza” que consiste en una estimación monetaria del ingreso mínimo para cubrir las necesidades básicas o indispensables. Una mejora en el ingreso impulsa la demanda de determinados bienes y servicios, impactando la calidad de vida de la población, pero al mismo tiempo pudiendo generar un cambio en las fuentes energéticas de las familias de menos ingresos cambiando la leña para la cocción por el consumo de la electricidad se ve incrementada por otros usos alternativos de ésta a saber: cocción, refrigeración, alumbrado, entre otros. La reducción de la pobreza como tal se estancó desde 1994; en 1987, la pobreza total alcanzaba al 28,4% de la población, sin embargo, al llegar un estimado de un 20% de la población en 1994 manteniéndose dentro del rango 18,5-21,7% a lo largo del período 1995-2006. Esto en primera instancia, se atribuyó al fracaso de las políticas gubernamentales, también es resultado del estancamiento relativo de la los niveles de educación, productividad, de ingresos reales, de la inversión social y otros factores que se han mencionado anteriormente.

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Los gráficos siguientes muestran la evolución no del porcentaje de hogares pobres sino de la tendencia a la reducción de las disparidades regionales en este campo, es decir, si la pobreza reducción de la misma se logra en los lugares más pobres. Al respecto, los gráficos siguientes dan una idea que la reducción de la pobreza en las regiones más pobres se empezó a gestar hacia 1999.

Figuras 1-4 y 1-5

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DEL COEFICIENTE SIGMA DE CONVERGENCIA DE LA POBREZA NO EXTREMA Y DE LA EXTREMA, 1988-2007

0.18

0.20

0.22

0.24

0.26

0.28

0.30

0.32

88 90 92 94 96 98 00 02 04 06

Pobreza No Extrema Tendencia

0.35

0.40

0.45

0.50

0.55

0.60

0.65

88 90 92 94 96 98 00 02 04 06

Pobrema Extrema Tendencia

Fuente: Elaboración propia con datos de INEC: Encuesta de Hogares de 2006 y 2007. La Pobreza no Extrema entre 1988 y 2007 ha rondado el promedio de 15,8% a lo largo del período con un máximo en la región Brunca (23,0%) y el mínimo en la región Central (13,4%). El punto más alto se ubicó en 1991 con 20,2% y los más bajos en 2003 y 2007 con 13,4%. La Pobreza Extrema rondó por su parte el 6,8% pero con mayores desequilibrios a nivel interno, por ejemplo, las regiones Chorotega (14,5%) y Brunca (14,4%) alcanzaron niveles no acordes con el nivel de desarrollo humano del país por el contrario, la región Central con 4,4%, similar a los países en vías de transición más adelantados. En 1991 a nivel país el porcentaje de población indigente alcanzó el 11,7% mientras que en 2007 bajó a 3,3%. Está claro que en este sector se deben realizar los mayores esfuerzos de focalización en el combate de la pobreza, ya que este sector se compone de hogares comandados por jefas de hogar, retirados con baja pensión o sin ella, niños que no asisten a clases y pocos ocupados asalariados o que laboran por cuenta propia en actividades poco especializadas. Los resultados de 2007 reflejan el efecto inmediato de una política de subsidios focalizados a estudiantes pobres y ancianos con pensión no contributiva que ha emprendido la actual Administración Arias. (2006-2010) que de partida bajó en su primer año 3,5 puntos la pobreza total, pero que ahora tiene el reto de al menos mantener ese nivel en los años subsiguientes. La sumatoria de ambos tipos de pobreza, generan el porcentaje de pobreza total, que como se comentó anteriormente se mantenía estancada desde 1994, a pesar del crecimiento de la economía, la creación de empleos y el aumento en los salarios reales. La razón está en el fenómeno denominado “exclusión social” que es generado por una diversidad de factores pero especialmente, por la falta de calificación o de educación, o

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bien la falta de títulos de propiedad e incluso la zona de residencia. Si a eso se le agrega que la inversión social se redujo a niveles mínimos o bien estuvo mal enfocada. Las diferencias interregionales de la pobreza más bien crecieron entre 1988 y 2000, es decir, que las políticas gubernamentales o el mismo patrón de crecimiento redujeron la pobreza más rápidamente en las zonas urbanas como la región Central. Más allá de la efectividad o no de las políticas de combate a la pobreza, factores como una alta inflación (dentro del contexto latinoamericano), déficit fiscales que limitaban la inversión pública, en especial, la social, impidieron una mejor resolución de este tema. Afortunadamente, se observa una leve baja de la disparidad en materia de pobreza total debido a una mejoría de ese segmento de la población que está expuesta en mayor riesgo a caer y salir de la pobreza continuamente (clase media baja). Para el período 2000-2007, se evidencia un incremento de los ingresos monetarios per cápita del 2,7% anual, según las distintas Encuestas de Hogares del INEC; por regiones, el mayor incremento real se observó en la región Brunca (3,7% anual), Huétar Norte (3,2% anual), Chorotega (2,9% anual), Central (2,7% anual), mientras fueron menos favorables en la Pacífico Central (2,4% anual) y la Huétar Atlántica (1,7% anual). Los ingresos por quintil de ingreso se mostraron más dinámicos en el Quintil V con 3,5% anual, es decir, el crecimiento beneficio al 20% más rico de la población, le siguió el Quintil I o sea el más pobre (3,3% anual), seguido a su vez por el Quintil II (2,2% anual), mientras el segmento que representa más claramente la clase media, el Quintil III lo hizo apenas 1,8% anual (y el Quintil IV apenas 1,9% anual), o sea menos de la mitad que el segmento más pudiente. Es decir, si bien se observa una cierta convergencia de ingresos a nivel regional, no es clara esa tendencia al analizarlo por quintiles y más bien, corrobora la teoría de que la concentración del ingreso en el país se ha incrementado. Por último, se corrobora la aparente concentración de ingresos en las clases más pudientes, por ejemplo, una persona que se ubicaba en el Quintil V tenía 13,5 veces más ingreso que uno del Quintil I en 2000 incrementándose a 13,7 veces en 2007, impulsado por un incremento de las disparidades en la región Central ya que aumentó de 11,5 a 13,5 veces, mientras se redujo en la Chorotega (16,9 a 14,1 veces), la Pacífico Central (12,8 a 10,6 veces), Brunca (14,9 a 11 veces), Huétar Atlántica (9,9 a 9,3 veces) y finalmente, la Norte (13,9 a 11,3 veces). Finalmente, un tema no menor es el de las disparidades de ingreso, ya que al medirlas mediante el coeficiente de Gini se ha apreciado un incremento de las desigualdades de ingreso según las distintas clases sociales y más técnicamente al medirlas por quintiles o deciles. El documento del PNUD (2007) también aporta datos a nivel comunal pero para el año 2001, sin embargo, resultan valiosos puesto que se determina que en la mayoría de municipios se supera el valor nacional, siendo de particular riesgo las poblaciones de Nicoya (0,532), La Cruz (0,523), Santa Cruz (0,513), Upala (0,512) y Liberia (0,500) ya que estas diferencias tan grandes entre ricos y pobres pueden dar pie a conflictos locales, mayor delincuencia, entre otros efectos. Por el contrario, con niveles que se asemejan a los niveles nacionales de los años ochenta se encuentran: Paraíso (0,390), Poás (0,389), Matina (0,382), Alfaro Ruiz (0,378), Alajuelita (0,373) y Alvarado (0,367).

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El promedio nacional para 2001 y que se supondría se ha elevado en años recientes era de 0,443 con un mayor nivel de desigualdad en la región Chorotega (0,497), seguida de la Brunca (0,487), Pacífico Central (0,477), Huetar Norte (0,470) y la Central (0,431), cerrando la Caribe con 0,421. Esto supone un enorme esfuerzo aún pendiente para reducir las brechas entre las oportunidades que se le ofrecen a una persona en un lugar de residencia rural y uno urbano, cuestión ligada especialmente a la cantidad y calidad de la educación que recibe y donde se observan abismales diferencias de infraestructura y calidad de la enseñanza entre el Área Metropolitana de San José y las regiones. 1.3.3. Educación y Salud El tema educativo es uno de los puntos claves que el Estado costarricense dio un espaldarazo durante los últimos cincuenta años, especialmente, en lo referente a la ampliación de la cobertura de la instrucción pública. Si bien hace una década se aprobó una reforma constitucional que exhorta al gobierno a invertir al menos un 6% del PIB en esta materia, la realidad es que ese porcentaje nunca se ha alcanzado desde la vigencia de la norma. A manera de ejemplo, en el año 2000 el gobierno central destinó un 3,84% del PIB y que aumentó a 4,72% del PIB en 2006, la situación fiscal del país no era la adecuada para alcanzar la meta antes citada, es de reconocer que se hicieron esfuerzos: se han nombrado más maestros y profesores, así como algunas mejoras salariales, pero los retos en materia de infraestructura son enormes. Actualmente se discute una nueva reforma constitucional para elevar dicho porcentaje al 8% del PIB, lo cual requeriría de una mejora recaudatoria enorme o una reforma tributaria integral que permita contar con los recursos necesarios. Si bien se han agregado otros elementos importantes al sistema como la introducción de programas de Informática Educativa, la enseñanza del inglés y el incremento en el número de días lectivos en las escuelas y colegios, el reto de mantener en el sistema a un gran porcentaje de estudiantes que desertan acompañado de una reducción de los niveles de repitencia, requerirán no sólo de mayores recursos económicos sino también de profesores más capacitados, mejor equipamiento de las aulas y textos actualizados. Esta dinámica que se le introduce al sistema educativo, trae implícito la apertura de nuevas oportunidades para la juventud, pero también, un mayor consumo energético por parte de los centros educativos para mantener la calidad de sus programas. Con respecto al tema de la salud, el último informe del IDH señala; que la población costarricense tiene acceso a la casi totalidad de los medicamentos esenciales, que un 96% a los servicios de saneamiento adecuado y que por cada 100 000 habitantes hay 141 médicos y que el 98% de la población costarricense tiene acceso a fuentes de aguas mejoradas, elementos que en conjunto con muchos otros, han ayudado a mejorar la calidad de vida. Este esfuerzo requiere no solo de una adecuada y mayor infraestructura sino también, de un mayor equipamiento de los centros de salud, lo que implica indirectamente un incremento en el consumo energético para mantener e incrementar los niveles alcanzados. Al respecto, la CCSS ha establecido un ambicioso proceso de inversión hospitalaria y de salud a fin de atender el crecimiento acelerado de la demanda, así

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como la medicina privada ha mostrado un crecimiento sostenido en años recientes, lo cual se espera continúe en los próximos años. Pero el esfuerzo que desarrolla la CCSS y otras instancias de seguridad social como los CEN-CINAI o el Instituto Mixto de Ayuda Social serían en vano sino se mejoran las condiciones materiales de las personas, por ello, un indicador muy relacionado a estos temas es el de Necesidades Básicas Insatisfechas (NBI) que también sirve como una medida alterna de la pobreza, por ejemplo, para el año 2000 según el PNUD (2007) un 36,3% de la población no cumplía todas las NBI como pueden ser vivienda, educación, ingresos suficientes para lo más básico, acceso a la salud, éste porcentaje se considera muy alto y máxime cuando se le regionaliza, ya que mientras en la región Central estas carencias afectaban al 29% de la población, en algunas regiones superaban la mitad tales como la Huetar Norte (55,4%), Brunca (54,5%), Caribe (50,1%), siendo relativamente menor en la Chorotega (45,6%) y en la Pacífico Central (43%). La gravedad de esta situación llama a la recuperación de los niveles de inversión social de antes de 1990, especialmente los canalizados por FODESAF, ya que en el ámbito cantonal en lugares como Upala o Los Chiles las NBI superaban el 70%, en 17 municipios más superaba el 50%, por el contrario, en sólo cuatro eran menores al 20%. (Montes de Oca, Moravia, Belén y San Pablo) 1.4. Entorno Ambiental Desde el siglo pasado, el desmedido e irracional aprovechamiento del espacio y de los recursos naturales, condujo a su agotamiento y a la degradación del ambiente en general. En la década de los setenta, el desequilibrio ecológico dejó de ser latente y la humanidad se percató de que, contrario a lo que se creía, la Tierra no podía reponerse tan fácilmente de la vertiginosa degradación, ni mucho menos, era una despensa infinita de recursos. Hoy día, el agotamiento de los mismos amenaza las mínimas condiciones de vida para el hombre en algunas zonas del globo. Así pues, la situación ecológica del planeta ocupa los primeros renglones del listado de problemas que debe comenzar a franquear la humanidad al amanecer del nuevo milenio. El clamor ambientalista que mundialmente se difunde hoy día, ha capturado la atención de comunidades, gobiernos, Organizaciones no Gubernamentales (ONG’s) y el sector privado. Durante mucho tiempo, para naturalistas y ecólogos ortodoxos, el hombre no dejaba de ser sencillamente la principal especie transformadora y perturbadora del medio y de los equilibrios ecológicos, estudiándolo prácticamente al mismo nivel de las especies de fauna y flora. Lo social era simplemente un agregado de individuos que se constituían en un componente más al interior del ecosistema. El concepto de Desarrollo Sostenible resaltado en la Conferencia de Río (1992), introduce tres elementos básicos que necesariamente entran a mediar toda cuestión ambiental: crecimiento económico, conservación ambiental e ideales de conseguir un bienestar para el hombre persiguiendo niveles óptimos de calidad de vida, sin poner en riesgo las condiciones para que las futuras generaciones disfruten de un ambiente sano; entendiéndose éste último ya dentro del orden de los derechos humanos.

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El objetivo de este apartado es describir algunos aspectos relevantes dentro del tema ambiental como las áreas protegidas, emisión de GEF y el parque automotor, que de una u otra manera impactan y debe tomarse en cuenta para el desarrollo de la oferta y el consumo energético. 1.4.1. Áreas Protegidas En Costa Rica, como en la mayoría de los países, el desarrollo está estrechamente ligado a los procesos productivos establecidos con base en el uso, transformación y conservación de los recursos naturales. En la mayor parte de los casos, el desarrollo industrial se ha logrado a costa de un uso intensivo e irracional de tales recursos, ocasionando un deterioro del medio a niveles incluso intolerables para la especie humana. En el caso del país, tal deterioro del ambiente aún no ha llegado a esos límites y más bien se caracteriza por su preocupación por los aspectos de índole ambiental. Costa Rica es uno de los países con mayor concentración de biodiversidad en el planeta. Su historia geológica, ubicación geográfica y topografía, son algunos de los factores determinantes de esta diversidad. En tiempos de la conquista, casi la totalidad del territorio nacional estuvo cubierto de bosques. La colonización implicó un proceso lento de eliminación del bosque, que se vio fuertemente acelerado en las últimas décadas debido al crecimiento de la población, la falta de planificación en el desarrollo nacional y a una mayor demanda de tierras para uso agropecuario. El desarrollo de los monocultivos y de la ganadería extensiva, llevó a una fuerte disminución de la cubierta forestal entre 1950 y 1980, proceso que se mantuvo hasta principios de los noventa. Por ejemplo, la cobertura forestal para 1961 era de un 53% del territorio nacional, pasando a un 31,1% en 1977 y llegando a junio de 1983 a un 26,1%. (Ver Anexo 5). Tras esta tragedia ecológica, a partir de 1969 el Estado Costarricense regula la tala de árboles provenientes del bosque nativo, mediante la promulgación de la Ley Forestal; reconociéndose por primera vez un incentivo forestal a la reforestación. En el año 1986 se crea el Certificado de Abono Forestal (CAF) y se establece un marco institucional forestal. Los incentivos financieros y las acciones institucionales empiezan, poco a poco a cumplir su cometido. De las 50 mil hectáreas por año, en promedio, que se deforestaban en la década de los setenta, se bajó a 22 mil hectáreas en los ochenta. Para el año de 1994, esta cifra desciende a 4 mil hectáreas anuales y para 1998 se anuncia oficialmente que Costa Rica ha dejado de ser un deforestador neto para convertirse en un país en el cual el bosque se conserva, e incluso muchas tierras de vocación forestal, que eran utilizadas en otras actividades regresan al uso original. Desde principios de los años setenta se empezó a gestar una importante conciencia conservacionista y una política gubernamental en el ámbito de los recursos naturales,

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que dieron lugar a la creación de un sistema de áreas protegidas por el cual el país es reconocido mundialmente. Para efectos de visualizar dichos esfuerzos, considérese el Cuadro No. 1-12. Este giro en la conceptualización de la explotación del recurso natural, ha impulsado la promulgación de políticas ambientales y forestales, tendientes a preservar la biodiversidad, las que persiguen una adecuada armonización entre el desarrollo nacional y el manejo de los recursos, su explotación y el impacto ambiental. El desarrollo ha sido desequilibrado desde el punto de vista ambiental. Eso ha dado lugar al surgimiento de problemas, cuya naturaleza e intensidad han cambiado con el paso del tiempo, desde aquellos derivados de la valoración inadecuada y el uso no sostenible de los recursos naturales, hasta otros originados en la ausencia de un proceso de ordenamiento del uso del territorio, vinculado al crecimiento de la población y al desarrollo urbano. Por lo integral que resulta ser el estudio relacionado con el ambiente, éste ya no se limita únicamente a proteger y conservar áreas naturales o al uso sensato de los recursos naturales. El ambiente, además de ser un espacio con elementos físicos (naturales) comprende también elementos simbólicos, culturales y sociales.

Cuadro No. 1-12

COSTA RICA: EXTENSIÓN DE ÁREAS SILVESTRES PROTEGIDAS POR CATEGORÍA DE MANEJO

Categoría de manejo

Cantidad de áreas

silvestres protegidas

Superficie continental protegida

(ha)

Porcentaje superficie

continental nacional (51

100 Km²)

Superficie

marina protegida

(ha)

Porcentaje de la

superficie marina

nacional

Superficie

total protegida

(ha)

Porcentaje de

superficie continental

y marina nacional

Parques nacionales

27 625 531 12,24 475 620 15,69 1 101 151 13,53

Reservas Biológicas

8 22 032 0,43 5 207 0,17 27 239 0,33

Refugios Nacionales de Vida Silvestre

67 243 040 4,76 18 425 0,61 261 465 3,21

Zonas protectoras

31 153 506 3,00 0 0,00 153 506 1,89

Reservas forestales

9 221 239 4,33 0 0,00 221 239 2,71

Humedales 13 66 388 1,30 5 0,00 66 393 0,82 Otras categorías

5 7 843 0,15 1 612 0,05 9 455 0,12

Totales 160 1 339 579 26,21 500 869 16,53 1 840 448 22,61 Fuente: Informe Nacional del Sistema Nacional de Áreas Protegidas (28 de abril 2006), MINAE. De esta forma, todo proyecto en torno a lo ambiental debe comenzar a integrar lo social, esta a partir de la indiscutible relación que existe entre el hombre (la sociedad) y el medio (la naturaleza), dada la interdependencia y reciprocidad de causas y efectos que tiene la una sobre la otra, con las problemáticas de desequilibrio que al respecto se presentan.

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1.4.2. Evolución del Parque Automotor El número de vehículos en una región o país es una variable clave para entender la dinámica entre crecimiento económico y demanda de combustibles, especialmente. Sin embargo, no es fácil llegar a una estimación certera del parque automotor puesto que existen distintas fuentes estadísticas como la del Registro Nacional (inscritos), Instituto Nacional de Seguros (quienes pagan marchamo) y Revisión Técnica (los que se sometieron a las pruebas), en este caso se trabaja con estimaciones realizadas por la DSE que se encuentran en consonancia con las del MOPT.

Cuadro No. 1-13

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DEL PARQUE AUTOMOTOR 1963 - 2006 Año Parque Estimado Relación vehículo / habitante 1963 11 863 1 vehículo por cada 112 hab.

1973 59 760 1 vehículo por cada 31 hab.

1984 205 444 1 vehículo por cada 12 hab.

1997 507 137 1 vehículo por cada 7 hab.

2000 677 883 1 vehículo por cada 6 hab.

2002 798 710 1 vehículo por cada 5 hab.

2006 1 047 439 1 vehículo por cada 4 hab.

Fuente: Actualización de Información del Parque Automotor, DSE, 2002 Nota: Para 2006 corresponde a un estimado de la DSE

El anterior cuadro muestra el vertiginoso incremento del parque automotor del país a raíz del crecimiento económico y diversificación productiva del país, de hecho, entre 1970 y 1979 esta variable creció a un 17% anual, entre 1980 y 1989 a 4,3% anual como secuela de la grave crisis que sufrió el país, repuntó a 7,4% anual entre 1990 y 1999, gracias al boom de los autos usados y desde 2000 a 2006 el crecimiento se ubica en 10,9% anual. El alto crecimiento de los años setenta del parque vehicular fue producto del acelerado avance del país en esos años, sin embargo, durante las últimas dos décadas el alto crecimiento vehicular no ha sido correspondido con mayor y mejor infraestructura vial, lo que ha incrementado los problemas respecto al consumo energético, la congestión vial y la calidad del aire. Lo anterior se aprecia en las estadísticas de importación de vehículos que genera la Dirección General de Aduanas (DGA, 2005) donde se desprende que entre 1996 y 2004 se importaron un total de 434 808, para un promedio anual simple de 48 268 vehículos por año, los que en su mayoría ingresaron durante 2002 (62 759 vehículos), así como la mayoría correspondió a los vehículos con una cilindrada mayor a los 1 500 cm³ pero menor a los 3 000 cm³ (37,1%), seguido por los de una cilindrada entre los 1 000 y 1 500 cm³ (28,7%), en tanto que otras categorías que les siguen están relacionadas con buses, microbuses y motos.

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Desdichadamente, no se cuenta con estadísticas sobre la edad del parque vehicular, variable muy importante en otros países ya que ayuda a explicar en parte el crecimiento en la demanda de ciertos combustibles, así como permite atacar el problemas de las emisiones de GEI.

Figura No. 1-6

COSTA RICA: PARQUE AUTOMOTOR EN CIRCULACIÓN, 1988 - 2006

(número de vehículos)

200

400

600

800

1000

1200

88 90 92 94 96 98 00 02 04 06

Parque automotor TendenciaAños

Mile

s de

veh

ícul

os/a

ño

Fuente: Actualización de Información del Parque Automotor, DSE enero 2007

Como se observa en el gráfico anterior, la tendencia va aparejada del crecimiento exponencial que ha presentado la flota vehicular, obsérvese como entre 1988 y 2006, período que coincide con la mayoría de los realizados en este estudio, se multiplicó por más de cuatro veces la cantidad de los mismos. Visto desde una perspectiva de más largo plazo, el grupo de mayor dinamismo a lo largo del período 1963-2006 es de los vehículos particulares. En 1963 de un total de 11 863 vehículos circulaban 8 608 vehículos particulares lo que significaba aproximadamente 155 personas por cada vehículo particular, mientras que en el 2006 se estima un total de 1 047 439 vehículos, de los cuales, estableciéndose una razón de un vehículo por cada cuatro habitantes. El transporte público (taxis y buses) inscrito, crece pero no a la velocidad de los vehículos particulares. El transporte privado tiene un peso mayor en la evolución de la estructura del parque automotor, siendo una de las principales causa del consumo energético de hidrocarburos. El cuadro siguiente muestra la evolución más reciente, visto desde una perspectiva bivariable, en este caso, la modalidad de vehículo según el tipo de combustible que utiliza.

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Cuadro No. 1-14

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DEL PARQUE VEHICULAR SEGÚN TIPO DE COMBUSTIBLE

QUE UTILIZA Y MODALIDAD, PERÍODO 2001 – 2006 (incluye la participación porcentual de cada uno por año)

Por Combustible

Modalidad

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Total 140 675 150 299 157 687 165 728 173 768 181 808Particular 28,0 28,2 28,2 28,0 27,8 27,7Carga 57,9 57,9 56,1 54,8 53,7 52,7

Vehículos Diésel

Público 14,1 13,9 15,7 17,3 18,5 19,6Total 595 517 648 411 701 305 754 198 807 092 859 985Particular 64,9 66,3 67,2 68,0 68,7 69,3Carga 16,3 15,3 14,9 14,5 14,1 13,8Público 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4

Vehículos a Gasolina

Motos 18,4 18,0 17,5 17,1 16,8 16,5Otros Veh. Total nd nd 1 900 3 148 4 397 5 645Total país 736 192 798 710 860 892 923 074 985 256 1 047 439 Fuente: Actualización de Información del Parque Automotor, D.S.E. 2002. El período 2003-2006 son con base en estimaciones propias. Notas: 1. El tipo Otros Vehículos se refiere a los movidos por electricidad, híbridos, GLP y otros. 2. El transporte público incluye una estimación de taxis informales. Como se desprende del cuadro anterior, se ha dado un importante crecimiento del número de vehículos a base de gasolina, especialmente los particulares que ganaron participación relativa dentro del segmento gasolina. Algo similar ocurre en el caso de los vehículos dedicados al servicio público (que ganaron participación dentro del segmento diésel). En términos relativos, el segmento de vehículos diésel para transporte fue el de mayor crecimiento entre 2001 y 2006 a una tasa de 6,4% anual (influido probablemente por una mayor cantidad de taxis formales e informales). La cantidad total de vehículos del país creció un 6,4% anual entre 2000 y 2006 con un 6,9% anual para los a base de gasolina y 4,1% anual para los a base de diésel. Otros segmentos dinámicos serían el de gasolina particular (7,9% anual), motos (4,7% anual), diésel carga. (5,8% anual) 1.4.3. Electrificación Costa Rica ha tenido una evolución en la cobertura eléctrica durante el último medio siglo, de forma tal que en términos globales se ha pasado del 29,9% de cobertura en 1956, a un 98,1% para el año de 2005 según se observa en el Gráfico No. 1-4.

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Figura No. 1-7

COSTA RICA: GRADO DE ELECTRIFICACIÓN NACIONAL 1997 - 2006 (en porcentajes)

Fuente: ICE (2007b)

En lo referente al servicio de electrificación urbana, hace más de una década que se tiene totalmente servido, sin embargo el sector rural posee un importante avance, donde en 2005 la provincia de Puntarenas la que contaba con un menor porcentaje de electrificación (94,7%), Guanacaste (95,2%) y Limón (96,5%). Sin embargo, los avances han sido muy relevantes dado que en 1990 los porcentajes eran mucho más bajos: Puntarenas (61,7%), Guanacaste (73%), Limón (79,1%). La ampliación de la cobertura eléctrica se ve reflejada en el crecimiento del número de clientes residenciales, por ejemplo, en este caso, se aprecia un incremento mayor al promedio nacional durante el período 1987-2006 en las provincias costeras: Limón (5,6% anual), Guanacaste (5,2% anual) y Limón (5,0% anual). El promedio nacional rondó el 4,2% anual (en números brutos se duplicó desde 481 mil a más de 1 millón 167 mil), siendo menor en San José (3,3% anual) y Cartago (3,9% anual). Este importante crecimiento de los clientes afectó de cierta manera el consumo relativo de los clientes residenciales, ya que su crecimiento fue de 0,1% anual (ponderado) desde 1987 a 2006 (desde 235 kWh a 237,7 kWh), aumentando de manera clara en Guanacaste a razón de 2,2% anual, así como en Puntarenas (1,1% anual) y levemente en Heredia (0,7% anual), manteniéndose estable en Cartago y disminuyendo en San José y Limón (-0,4% y 0,3% anual, respectivamente). Respecto al consumo relativo respecto al promedio nacional, en Heredia se presenta el consumo más alto 1,11 veces el promedio nacional, seguida de San José (1,08 veces), Cartago (1,06 veces), Guanacaste (1,04 veces), siendo bajo en las provincias de Limón (0,78 veces), Alajuela (0,88 veces), Puntarenas (0,91 veces) a raíz de importantes zonas rurales que consumen relativamente poca electricidad.

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1.4.4. Emisión de Gases de Efecto Invernadero Los GEI que producen calentamiento de la tierra, en distintas proporciones son el CO2, el metano (CH4), el ozono troposférico (O3) y los clorofluorocarburados (CFC). El CO2 se origina a partir del consumo de combustibles fósiles (80%) y el resto a partir de la deforestación (20%). El metano se produce mediante fuentes biológicas: gas de los pantanos, combustión de la biomasa (50%), los arrozales (30%), metabolismo de los rumiantes (20%). El ozono troposférico tiene su origen en la industria. Por último, los clorofluorocarburos que se emiten a la atmósfera desde distintas industrias químicas, se utilizan en todo tipo de refrigeración (frigoríficos, aire acondicionado) y en los aerosoles, aunque estos se producen cada vez en menor medida en los países desarrollados, ya que las legislaciones de esos países se han endurecido. En 1988 se crea el Panel Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC), establecido de manera conjunta por la Organización Meteorológica Mundial (OMM) y el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA). El objetivo general del IPCC es evaluar la información científica relacionada con los diversos temas que componen el Cambio Climático, tales como las emisiones de los principales Ide Efecto Invernadero, la alteración que estos producen en el balance radiactivo de la Tierra, y todo lo necesario para evaluar las consecuencias socioeconómicas a nivel mundial. En 1990, este grupo de expertos del IPCC completó su primer informe y fue presentado en la Segunda Conferencia Mundial del Clima. En él se concluye, de forma general, que los aumentos en las concentraciones atmosféricas de glp de efecto invernadero pueden generar un cambio irreversible en el clima. La Convención Marco sobre el Cambio Climático, fue firmada en Río de Janeiro en el año 1992 durante la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo, estableciéndose en esta la realización de proyectos de Aplicación Conjunta. Esta propuesta fue avalada por 121 países, entre ellos Costa Rica, y entró en vigencia en marzo de 1994. En ese mismo año, Costa Rica ratifica dicha Convención, procediéndose de inmediato a la realización del primer inventario nacional, utilizando para ello las “Guías para elaboración de inventarios nacionales de GEI” propuestas por el IPCC-OECD (1994), tomando como referencia el año 1990 a fin de hacerlo comparable con otros países. Los principales resultados se muestran en el cuadro siguiente, desglosados por tipo de gas estudiado y por sector económico:

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Cuadro No.1-15

COSTA RICA: EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO DEL SECTOR

ENERGÉTICO, PERÍODO 1997 – 2000 (en toneladas)

Año CO2 CO CH4**

CH N2O** NOx SOx Partí-culas

Total

1997 4 071,39 103,23 0,50 22,17 0,10 23,17 2,19 19,08 4 241,82

1998 4 511,65 116,01 0,60 24,56 0,10 24,28 2,29 16,75 4 696,24

1999 4 541,16 123,76 0,60 26,13 0,10 24,63 2,22 16,93 4 735,53

2000* 4 561,49 128,69 0,60 27,30 0,10 25,92 2,31 22,44 4 768,85

TOTAL 17 685,68 471,69 2,30 100,15 0,40 98,01 9,01 75,19 18 442,44 Fuente: IMN *Resultados preliminares ** Solo se calcularon las emisiones de CH4 y N20 en el sector Transporte, en los otros sectores están incluidas en otros hidrocarburos y NOx respectivcamente. Las emisiones que se generan a partir del consumo energético según el inventario desarrollado en ese momento, representaban un 60,5% de las emisiones totales. Asimismo, reflejó que un 89,3% de todos los gases emitidos por estas actividades, correspondían a CO2 relacionado con la importación total y producción de combustibles y su uso final, dado que los generados por la biomasa no fueron contabilizados pues provienen de las podas y residuos agrícolas en sistemas que se dejan crecer al año siguiente, por lo que se consideró que se fijaban de nuevo en la vegetación. En lo que se refiere al restante 10,7% (284,2 Gg) de emisión de otros gases diferentes al CO2, se establece que un 93,27% (266 Gg) se generan por vehículos a gasolina (85,9%) y por vehículos de diésel (14,1%). Para el año 1997, se realizó una actualización del inventario de emisiones, utilizando la metodología revisada del IPCC-OECD de ese año y considerando como referencia para la evaluación el año de 1996. Vale destacar que a partir de los resultados descritos por el primer inventario nacional de emisiones de GEI, se inició un nuevo proyecto denominado “Mejoramiento de la Capacidad Nacional para la Reducción de GEI”, financiado por el Fondo Global del Ambiente (GEF). Los resultados de este nuevo inventario se pueden apreciar a continuación:

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Cuadro No. 1-16

COSTA RICA: EMISIONES TOTALES DE GASES CON EFECTO INVERNADERO, AÑO:2005

(en toneladas/año) Gases de Efecto Invernadero

Sector Emisión CO2

Absorc. CO2

Em. Neta CO2

Metano CH4

N2O

TOTAL

Energía 5 058,7 0 5 058,7 0 0 5 058,7Procesos Industriales

701,7 0 701,7 0

0 701,7

Agricultura 0 0 0 11,5 6,7 18,2Ganadería 0 0 0 126,2 0 126,2Cambio uso de la tierra

872,7 -3 229,4 -2 356,7 0

0 -2 356,7

Desechos 0 0 0 62,9 0 62,9TOTAL 6 633,1 - 3 229,4 3 403,7 206,46 6,7 3 610,9

Fuente: IMN, Ing. Ana Rita Chacón (2007) Nota: Cifras preliminares para 2005. Según estimaciones preliminares del IMN el Sector Energía abarca el mayor porcentaje en la emisión del CO2, lo que representa un 76,3% de la emisión total debido principalmente al transporte, tanto público como privado. Según otras estimaciones realizadas por el IMN pero para el año 2004, las características del consumo tanto de gasolina como de diésel fueron muy similares durante este año, lo que se reflejó en las emisiones de este gas, pues el 51,4% fue por consumo de gasolina, el 48,6% por el diésel, de los cuales un 2,6% corresponden a transporte marítimo. En términos totales, se puede observar un incremento en las emisiones de GP de efecto invernadero (2 381,4 Gg en 1990 a 3 310,9 Gg), donde se destaca el aporte del metano producto de la actividad ganadera y de la descomposición no adecuada de desechos sólidos, dado que al convertir este gas en toneladas equivalentes de CO2, la emisión neta total se incrementa hasta 9 677,5 toneladas, con un aporte mayoritario del sector energético (52,3% del total), seguido de la ganadería (27,4%), la agricultura (23,8%) y el manejo de desechos (13,6%). Solamente, la actividad de cambio de uso de la tierra está colaborando a amortiguar esas emisiones.

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Capítulo 2

MARCO LEGAL E INSTITUCIONAL DEL SECTOR ENERGIA

Este capítulo busca describir el entorno legal e institucional que rige el Sector Energía en las áreas eléctricas y petrolera, describiendo los procesos de la cadena, problemáticas legales sin resolver, así como los proyectos que buscaron regular mercados, fortalecer capacidad institucional, establecer reglas claras a los actores e inversión privada que no prosperaron y otras que procuraron seguir con la política de incorporar fuentes renovables de energía en la matriz energética nacional, aumentar los esfuerzos en conservación de energía y la participación del país en la Unión Aduanera y SIEPAC, como parte de la integración económica centroamericana. 2.1. Marco Legal del Sector Energía La Ley No. 5525 del 2 de mayo de 1974, estableció el Sistema Nacional de Planificación, como un mecanismo que posibilitara la integración de las políticas sectoriales de acuerdo con las necesidades de cada sector pero articuladas dentro de un Plan Nacional de Desarrollo (PND), donde además, buscaría una participación cada vez mayor de los ciudadanos en la solución de los problemas económicos y sociales del país. De esta forma, el PND se convertiría en el eje orientador de los grandes lineamientos que marcan el camino por donde transitaría el país durante un período gubernamental. En este mismo sentido, la Ley No. 8131 de Administración Financiera de la Republica y Presupuestos Públicos de 18 de septiembre de 2001 en su artículo 4 establece que los presupuestos públicos deben responder a los planes operativos institucionales de mediano y largo plazo, así como a los principios presupuestarios generalmente aceptados, siendo que el plan nacional de desarrollo es el marco global orientador de los planes operativos institucionales, así mismo, la Ley No. 8292 de General de Control de Interno de 31 de julio de 2002 señala en su articulo 14 que son deberes del Jerarca y de los titulares subordinados valorar y analizar los riesgos asociados al logro de los objetivos y metas institucionales definidos en los planes anuales operativos como los planes de mediano y largo plazo; posibles efectos y acciones para enfrentarlos por lo que se debe contar con un sistema de valoración del riesgo que minimicen las acciones por ejecutar. La Ley No. 7152 de conversión de Ministerio de Industria, Economía y Minas (MIEM) en Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas (MIRENEM) estableció que el Ministro es el rector del sector de Recursos Naturales, Energía y Minas y que el Ministerio tendrá como funciones la formulación, planificación y ejecución de políticas de los recursos naturales energéticos, mineros y de protección ambiental, así como la dirección, control, fiscalización, promoción y el desarrollo de dichos campos. Asimismo debe realizar y supervisar las investigaciones técnicas y los estudios económicos de los recursos del sector. El DE No. 21351 - MIRENEM - PLAN regula al Sector Recursos Naturales, Energía y Minas creado en la Ley No. 7152 desde la óptica del Subsistema de Dirección y

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Sectorialización como parte del Sistema de Planificación Nacional establecido en la Ley No. 5525. El artículo 4°, inciso b) del DE plantea para el sector energía el siguiente objetivo:

“ Reducir la dependencia de los energéticos importados y mantener un programa de ahorro de energía que no obstaculice el crecimiento de la economía.”

Asimismo en el artículo 45 establece que:

“El Consejo Sectorial de Energía contará con el apoyo de la Dirección Sectorial de Energía, la cual, asumirá las funciones y atribuciones de la Secretaría de Planificación Subsectorial de Energía. La Secretaría será el órgano ejecutivo del Consejo correspondiente”

Asimismo se establece en el inciso c) que la DSE como Secretaría de Planificación Subsectorial de Energía deberá:

“Elaborar, evaluar y dar seguimiento al Plan de Desarrollo del Subsector y compatibilizar las iniciativas y el aporte de los órganos de planificación de las instituciones del subsector.”

A partir de lo anterior, se desprende que la elaboración del Plan Nacional de Energía (PNE) encuentra su justificación en la Ley No. 5525, en el DE No. 21351 - MIRENEM - PLAN y de Administración Financiera de la Republica y Presupuestos Públicos, por lo que responde en ese sentido a las directrices establecidas dentro del PND. Es claro que la formulación del PNE debe responder no sólo a la satisfacción de las necesidades energéticas del país, sino que sea sostenible, a fin de garantizar la demanda presente y futura de las diferentes fuentes energéticas, buscando mejorar la calidad de vida de la población y la protección del ambiente. La Ley No. 7554 Orgánica del Ambiente en su artículo 116 modifica la Ley No. 7152 convirtiendo el MIRENEM en el MINAE. Adicionalmente la ley en sus artículos 56 al 58 establece que los recursos energéticos constituyen factores esenciales para el desarrollo sostenible del país por lo que el Estado mantendrá un papel preponderante y dictará las medidas generales y particulares, relacionadas con la investigación, la exploración, la explotación y el desarrollo de esos recursos, con base en lo dispuesto en el plan nacional de desarrollo, además deberá procurar que el aprovechamiento de los recursos energéticos se realice en forma racional y eficiente, por lo que también deberá evaluar y promover la exploración y la explotación de fuentes alternas de energía, renovable y ambientalmente sanas en aras de propiciar la conservación y protección del medio ambiente y de propiciar un desarrollo económico sostenible. El DE No. 33151-MP Reglamento Orgánico del Poder Ejecutivo de 8 de mayo de 2006 establece en su Artículo 1º, 2º, 3º, 7º, 11º, 12º, 14º y 15º el establecimiento de Consejos Sectoriales estarán integrados por los Ministros rectores del respectivo sector y los jerarcas administrativos de las instituciones descentralizadas que formen parte de él, para lo cual se divide al Poder Ejecutivo en sectores, entre los que se encuentra el sector de ambiente, energía y telecomunicaciones; para el cual se establece la rectoría, a cargo

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del Ministro de Ambiente y Energía, sin perjuicio de lo que establece la ley en materia de fijación de tarifas. El DE No. 33151-MP establece, en lo que interesa, que el sector ambiente, energía y telecomunicaciones tendrá bajo su rectoría las siguientes instituciones centralizadas y descentralizadas: ICE, RECOPE S.A., RACSA S.A., CNFL S.A., ARESEP, INCOPESCA en materia ambiental, Consejo Nacional de Transporte Público, ICAA salvo en materia de salud, ESPH, JASEC, ICT, IFAM, IMN y los programas afines al Sector Ambiente, Energía y Telecomunicaciones del MAG y del Ministerio de Salud, y los Programas Nacionales del Ministerio de Gobernación y Policía y del Ministerio de Comercio Exterior. La rectoría, aquí descrita, se ejercerá sin perjuicio de lo que disponga la legislación vigente para casos concretos y se deroga cualquier norma de igual o inferior rango que sea contraria. El Subsector Energía fue establecido en la Ley No. 7152 de Conversión de MIEM en MIRENEM, que constituyó el Sector de Recursos Naturales, Energía y Minas, entre otras, siendo que, el DE No. 21351 - MIRENEM - PLAN lo regula considerando, que es un componente del Subsistema de Dirección y Planificación Sectorial que es parte integral del Sistema Nacional de Planificación. El citado decreto establece el funcionamiento del Consejo y de los subsectores, su conformación, secretaría global y sectoriales y sus funciones entre la que está la atención a los Consejos, siendo que para el caso del subsector energía la Secretaría de Planificación Subsectorial, será asumida por la DSE que será el órgano ejecutivo del Consejo del Subsector. 2.2. Marco Institucional del Sector Energía El sector está organizado de la siguiente forma: El ministro del MINAE como rector del sector de Recursos Naturales, Energía y Minas, a quien le corresponde la fijación de políticas y estrategias para el desarrollo del sector. Consejo Subsectorial de Energía, constituido por el MINAE, quien lo preside y los jerarcas administrativos de ICE, RECOPE S.A., CNFL S.A., Consejo Nacional de Transporte Público, ESPH, JASEC, IMN y los programas afines al Sector Energético del y los programas nacionales del Ministerio de Comercio Exterior. La DSE actúa como Secretaría Ejecutiva del Consejo, ver la siguiente figura 2-1. ARESEP participa en órganos de planificación técnica, pero no en los órganos colegiados de orden políticos puesto que sus diversas autoridades consideran que puede comprometer su independencia y autonomía.

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Figura 2-1

COSTA RICA: ORGANIGRAMA DEL SECTOR ENERGÍA

Secretaría Técnica de Planificación

RECOPE ICE

CNFL IMN

JASEC ESPH, S.A.

Minstero de Comercio Exterior Consejo Transporte Público

MAG ARESEP

Consejo Subsectorial de Energía

Ministro del Ambiente y Energía

FUENTE: Elaboración propia, DSE, MINAE. 2.2.1. Subsector Eléctrico El servicio eléctrico en Costa Rica está cubierto por las siguientes empresas que en conjunto atienden a 1 239 337 clientes: El ICE, institución autónoma 100% estatal, mayor generador de electricidad del país, encargado de la transmisión eléctrica, y distribuidor de electricidad al 42,5% de los abonados. La CNFL S.A., empresa pública de derecho privado, principal distribuidor de electricidad, subsidiaria del ICE que posee el 98% de las acciones de la CNFL S.A. El 2% restante está en manos de privados. Atiende un 36% de los abonados. La JASEC, empresa municipal, distribuidora de electricidad; genera pequeñas cantidades en plantas propias. La ESPH, empresa municipal, distribuidora de electricidad y proveedora de agua potable. Empresas privadas de generación eléctrica: 32 plantas en operación bajo el marco del Capítulo I de la Ley No. 7200 y sus reformas, y 3 proyectos hidroeléctricos adjudicados por el ICE bajo la figura de BOT, un proyecto geotérmico que opera bajo esta figura, del

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Capítulo II de la Ley No. 7200. La mayoría de ellos incorporados a la Asociación Costarricense de Productores de Electricidad, ACOPE. Las cooperativas de electrificación rural: en Los Santos (COOPESANTOS, R.L.), San Carlos (COOPELESCA R.L.), Alfaro Ruiz (COOPEALFARORUIZ R.L.) y COOPEGUANACASTE R.L. y el Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación Rural de Costa Rica (CONELÉCTRICAS R.L.) encuentran su sustento legal en los artículos 6 inciso h), 23, 94 a 96 de la Ley No. 6756 de Asociaciones Cooperativas, por lo que resultan ser personas jurídicas de conveniencia, y utilidad pública y de interés social regidas por el derecho privado. La Ley No. 8345 de Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional de 26 de febrero de 2003 publicada en La Gaceta No. 59 de 25 de marzo de 2003 regula las concesiones de aprovechamiento de fuerzas que pueden obtenerse de las aguas de dominio público y la actividad de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica utilizando recursos renovables y no renovables. Estas cooperativas se desarrollan en la distribución de electricidad, de las que algunas resultan ser generadoras. 2.3. Evaluación de Recursos El Decreto Ley No. 449, del 8 de abril de 1949 (en adelante, DL 449), crea el ICE, encomendándole el desarrollo racional de las fuentes físicas productoras de energía, en especial los recursos hidráulicos, lo cual se ve ratificado con lo señalado en el considerando VI de la resolución 2000-10466 de las 10:17 horas del 24 de noviembre de 2000, relacionado con el caso del Proyecto Hidroeléctrico Los Gemelos, que indicó que el DL 449 le otorgó una concesión en régimen de monopolio estatal del desarrollo racional de las fuerzas productoras de energía físicas de la nación, en especial de los recursos hidráulicos para promover el bienestar del pueblo de Costa Rica. Posteriormente, la Ley No. 5961, de diciembre de 1976, confiere al ICE la facultad para investigar, explorar y explotar los recursos geotérmicos del país, entendida ésta como la energía acumulada en aguas del subsuelo, al que se le encarga en forma exclusiva su desarrollo. Sin embargo, la Ley de Tierras y Colonización No. 2825 de 14 de octubre de 1961, artículo 7° inciso e) indica que es propiedad del Estado y por lo tanto se “ ... declaran inalienables y no susceptibles de adquirirse por denuncio o posesión una zona de dos kilómetros de radio, con centro en el cráter, o cima principal alrededor de los volcanes Barba, Poás, Arenal, Cerro Chato, Tenorio, Santa María y Rincón de la Vieja; de dos kilómetros de ancho a uno y otro lados de la fila constituida por los varios picos del Miravalles; la zona en los volcanes Irazú y Turrialba a partir de los 3.000 metros de altitud y hacia la cima; los páramos de la Cordillera de Talamanca a partir de los 3.000 metros de altitud y hacia la cima; una zona de tres kilómetros de radio con centro en la cima del Cerro Dúrika; las sabanas alrededor del Cerro Chirripó Grande arriba de los 3.000 metros de altitud; una zona de dos kilómetros de ancho a uno y otro lados de la Cordillera entre los Cerros Zurquí y Hondura.” Con base en esta regulación, anterior a la Ley No. 5961 se han emitido una serie de normativa creando Parques Nacionales en los volcanes que dificultan al ICE realizar exploraciones y explotaciones del recurso geotérmico, lo que ha redundado en haber vaciado de contenido esta ley.

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De esta manera, al ICE le ha sido el encargado de la planificación del desarrollo de estos recursos y las actividades de evaluación de éstos las cuales se encuentran reguladas por las leyes mencionadas, además de las disposiciones que con relación al cuidado del ambiente deben cumplir todos los proyectos de aprovechamiento o producción de energía en el país. En materia ambiental el ICE y todas las empresas de generación públicas y privadas se encuentran sujetas a la aprobación de la viabilidad ambiental dentro del procedimiento de Evaluación Ambiental por parte de la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (en adelante, SETENA), conforme lo establecen los artículos del 83 al 97 de la Ley Orgánica del Ambiente, No. 7554 y los DE que regulan su actividad. Mediante el expediente legislativo número 16.137 “Ley Reguladora de la Producción de Energía Geotérmica en los Parques Nacionales”, se plantea la discusión de la necesidad de abrir los parques nacionales que son volcanes con el objeto de aprovechar un recurso natural energético propio como opción a la generación térmica. El proyecto se encuentra en discusión en la Comisión Permanente de Asuntos Jurídicos de la Asamblea Legislativa. 2.3.1. Generación de Electricidad Actualmente, la generación eléctrica se encuentra fundamentalmente en manos del Estado, que ha desarrollado una amplia capacidad de producción, fundamentalmente del ICE. La autorización legal que confiere al ICE la responsabilidad del desarrollo de proyectos de generación está plasmada en el DL 449 y otras que permiten el desarrollo de sus actividades. También participan en la generación de electricidad otros entes estatales como JASEC que se rige por la Ley No. 7799, Reforma de la Ley de Creación de la JASEC, N° 3300; la ESPH por medio de la Ley No. 7789 de Transformación de la ESPH y la CNFL S.A. por el Contrato Eléctrico del 8 de abril de 1941, este último se encuentra vigente hasta el 1° de julio de 2018. La Ley No. 7200, Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, del 28 de septiembre de 1990, y su modificación mediante Ley N° 7508 de 9 de mayo de 1995, autorizan al ICE a comprar electricidad proveniente de plantas eléctricas de propiedad privada a través de los procedimiento allí establecidos y como consecuencia abre la posibilidad a la empresa privada participar con el ICE en la generación para abastecimiento de energía eléctrica del país, al poner en operación plantas de generación, para la venta de electricidad al ICE. Las Cooperativas de Electrificación Rural también tienen la posibilidad de participar en la generación de energía eléctrica a sus asociados y para venta al ICE con base en la Ley No. 276 de Aguas, Ley No. 6756 de Asociaciones Cooperativas, Ley No. 7200 de Generación Autónoma o Paralela y sus reformas; Ley No. 8345 de Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional que permite otorgarles concesiones de agua para generar energía eléctrica y así beneficiarse de las fuerzas que pueden obtenerse de las

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aguas de dominio público, que antes no podían aprovechar y, finalmente, la Ley No. 7593 de la ARESEP que regula el servicio público de suministro de energía eléctrica que regula entre otros, ese servicio público. La Ley No. 7200, que autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, del 28 de septiembre de 1990, permite al ICE comprar energía eléctrica producida en plantas de generación propiedad de empresarios privados, como actividad ordinaria hasta un máximo de 20 MW. En este caso, el ICE debe seleccionar los proyectos que mejor representen los intereses del país, para lo cual, debe seguirse el procedimiento que para los efectos se publicará en un reglamento autónomo. Por su parte, la Ley No. 7508 de 9 de mayo de 1995 modifica la Ley No. 7200 agregándole un Capítulo II que autoriza al ICE a comprar bloques de energía eléctrica de hasta 50 MW producida en plantas de generación propiedad de empresarios privados. En este caso, la selección por parte del ICE se hace mediante licitación pública, en un régimen de competencia y bajo un esquema de contratación tipo BOT. Con base en lo anterior, los empresarios privados pueden construir y operar plantas de hasta 20 MW, que aprovechen recursos renovables, siempre y cuando el conjunto de ellas no sobrepase el 15% de la capacidad instalada del SEN. Los contratos y concesiones serán por un plazo de 20 años, los que pueden ser renovados. Asimismo es importante destacar que estos proyectos deberán tener un mínimo de inversión local del 35% de la inversión total. Los precios de compra del ICE al generador privado son fijados por el ente regulador, siguiendo el principio del costo evitado, que para los efectos de esta ley se ha definido en el reglamento como el costo marginal de largo plazo del sistema. Asimismo, generadores privados podrán colocar plantas de hasta 50 MW, para la venta de energía al ICE, pero en un régimen de competencia y siguiendo esquemas de contratación del tipo BOT. Los proyectos que se construyan bajo esta normativa deberán antes de iniciar su construcción, contar con la concesión respectiva por parte de ARESEP y el estudio de impacto ambiental correspondiente, aprobado por la Secretaría Técnica Ambiental del MINAE. El artículo 5 de la Ley No. 7593 de la ARESEP declaró que la actividad de suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión y comercialización y distribución es un servicio público, siendo que el órgano competente para otorgar las concesiones correspondientes, lo es el MINAE. En consecuencia, los interesados en ser parte de la actividad del suministro de energía eléctrica deben optar por una concesión de servicio público en los términos establecidos en el DE No. 30065 de 28 de noviembre de 2001, Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica, adicionalmente a la concesión del recurso, cuando esta corresponda.

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2.3.1.a. Directriz sobre fuentes renovables de energía La Directriz No. 22 promulgada en La Gaceta de 25 de abril de 2003 tiene por objeto incentivar la utilización de nuevas tecnologías que utilicen Fuentes Nuevas y Renovables mediante la elaboración de planes de desarrollo de fuentes de energía nuevas y renovables por parte de los actores que componen el subsector energía, para lo cual deben elaborar los mecanismos que apoyen la incorporación de las nuevas tecnologías utilizadas por esas fuentes al SEN y que reconozcan las características propias de esta tecnología de manera que puedan optimizar su costo financiero, para beneficio de los usuarios del servicio eléctrico a través de una adecuada distribución del riesgo inherente a estas tecnologías. 2.3.2. Transmisión de Electricidad La transmisión o transporte de electricidad está a cargo del ICE, que ha desarrollado, mantiene y opera el SEN. Igualmente, opera el Centro Nacional de Control de Energía, que optimiza la operación del sistema. Rigen en este caso las disposiciones contenidas al respecto en la Ley de creación del ICE y la regulaciones establecidas por el Servicio Nacional de Electricidad (SNE, hoy en día ARESEP) en el código eléctrico, en cuanto a la calidad y contabilidad del sistema y las especificaciones a seguir para la construcción de torres y líneas de transmisión. Dadas las dimensiones del SIN, existen en este caso, un monopolio natural, operado por el ICE. La Ley No. 7289 que aprueba el Convenio Constitutivo del Consejo de Electrificación de América Central (CEAC) suscrito el 8 de noviembre de 1985 dentro del ámbito de las políticas de integración de la región con la finalidad de lograr el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos de los Estados Miembros. La Ley No. 7848 que aprobó el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su Protocolo, publicado en La Gaceta del 3 de diciembre de 1998, fue promovido como parte de las políticas de integración del Sistema de Integración Centroamericana SICA y de la materialización del proyecto denominado Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC), con el objeto de colaborar en la formación y crecimiento gradual de un Mercado Eléctrico regional competitivo. En el Tratado Marco se crean las figuras de Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) como el ente regulador del Mercado Regional, Ente Operador Regional (EOR), como el ente operador del Mercado Regional y Empresa Propietaria de la Red (EPR) como el ente propietario del sistema de transmisión regional, que interconectará los sistemas eléctricos. Cada uno de los seis países designará a la empresa que los representará, siendo que para el caso de Costa Rica, el ICE ha sido la empresa designada como agente de mercado en los términos establecidos en el artículo 2 de la citada ley. En La Gaceta de 24 de Mayo de 2002, se concretan los préstamos que permiten en avance del proyecto SIEPAC, para lo cual se aprobaron montos de 30 y 10 millones de

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dólares estadounidenses, que se destinarán a las obras de infraestructura del proyecto SIEPAC de aproximadamente 1 830 km de líneas de transmisión de 230 KV en un trazado que va desde Panamá hasta Guatemala, que incluye, la conexión a subestaciones de transformación de cada país y obras asociadas. Además, el Ministro del Ambiente y Energía en resolución No. R-004-2005-MINAE-DSE de las nueve horas con veintinueve de julio de dos mil cinco otorgó a la Empresa Propietaria de la Red, S.A. (EPR, S.A.), la eficacia de la concesión de servicio público de suministro de energía eléctrica en la etapa de transmisión para la construcción y explotación del primer sistema de interconexión eléctrica regional, en tramo de Costa Rica, sobre la base de que la Ley No. 7848, otorgó la concesión a la EPR, S.A. por un plazo de 30 años. En cuanto a la regulación del mercado eléctrico regional, es de señalar que la CRIE mediante la Resolución CRIE-09-2005, aprobó el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional, durante la XIX Reunión de Junta de Comisionados realizada en la ciudad de Panamá, el 15 de diciembre del 2005, estableciendo la vigencia plena cuando se ponga en operación la línea de transmisión del SIEPAC, para lo cual la CRIE emitirá la resolución declaratoria de puesta en operación de la línea; no obstante, el EOR deberá implementar desde su aprobación y de manera gradual, los conceptos, mecanismos, metodología y modelos necesarios y precedentes. Colombia y México han manifestado su interés de pasar de ser observadores a ser integrantes del mercado eléctrico centroamericano. Se han constituido como socios de la Empresa Propietaria de la Red, S.A. una empresa española (ENDESA) y otra colombiana (Grupo ISA). El artículo segundo de la Ley del Tratado Marco fue impugnado ante la Sala Constitucional (expediente No. 04-006799-0007-CO) por varias cámaras, por cuanto lo consideran contrario a lo dispuesto en los artículos 7, 45 y 46 de la Constitución Política al conferirle al ICE una condición monopólica que no era parte del espíritu del Tratado. Se encuentra pendiente de resolución. 2.3.3. Distribución de Electricidad La distribución de electricidad está en manos de ocho empresas distribuidoras: ICE, CNFL S.A., JASEC, ESPH S.A. y las cuatro cooperativas de electrificación rural mencionadas con anterioridad. Además de las leyes propias de creación de cada una de estas organizaciones, rigen sus operaciones en este campo las normas establecidas por el ente regulador y los estatutos constitutivos de las cooperativas. El SNE definió en su momento, las zonas de cobertura de cada una de las empresas sin que eso signifique exclusividad en el área concedida. El MINAE recibirá solicitudes de renovación de concesión de suministro de energía eléctrica de distribución y comercialización de energía eléctrica, en razón de que las concesiones otorgadas por el SNE están por vencerse.

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Actualmente, la ARESEP, define las normas de calidad del servicio y vigila el cumplimiento de las normas de construcción de las líneas de distribución y todos los elementos asociados a esta actividad. Además la ARESEP, determina las tarifas de venta tanto del generador al distribuidor, como del distribuidor a los clientes y establece las normas de calidad en la prestación del servicio público. El Poder Ejecutivo publicó en La Gaceta de 26 de noviembre de 2001 del DE No. 29975-MEIC-COMEX lo que reglamenta el otorgamiento de tarifas eléctricas diferenciadas a las industrias manufactureras que realicen inversiones en cantones de menor desarrollo relativo conforme a la clasificación establecida por el MIDEPLAN, basado en el “Índice de Desarrollo Social Cantonal” (IDSC). 2.3.4. Calidad de la Energía Eléctrica En lo que se refiere a la elaboración de las “normas técnicas de calidad” relacionadas con la prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica, la ARESEP, promulgó en La Gaceta del martes de 8 de enero de 2002 las resoluciones del número RRG-2439-2001 al RRG-2444-2001 en las que se emitieron las normas técnicas de Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica (AR-NTGT); Uso, Funcionamiento y Control de Contadores de Energía Eléctrica (AR-DTCON); Calidad del Voltaje de Suministro (AR-NTCVS); Calidad de la Continuidad del Suministro Eléctrico (AR-DTCSE); Prestación del Servicio de Distribución y Comercialización (AR-NTSDC) e Instalación y Equipamiento de Acometidas Eléctricas (AR-NTACO), respectivamente. 2.4. Aspectos legales del Subsector Eléctrico a definir El área eléctrica se ha visto afectada por una serie de inconvenientes de índole legal que vale la pena destacar por las repercusiones que conllevan. Uno de esos problemas ha sido la falta de definición sobre una reforma legal para fortalecer al ICE y para establecer un mercado eléctrico local debido a la falta de consenso entre las fuerzas políticas de la Asamblea Legislativa en las últimas legislaturas. Otro problema, ha sido la falta de competencia legal del MINAE para otorgar concesiones de aprovechamiento de agua para el desarrollo de fuerzas hidráulicas e hidroeléctricas, por el vacío legal producido con la derogatoria de la Ley No. 258 del SNE por parte de la Ley No. 7593 de la ARESEP. También, nos encontramos con el problema de que la CGR en una serie de informes, ha encontrado lesivos para el país los contratos de generación de energía eléctrica suscritos por generadores privados y el ICE bajo el marco de la Ley No. 7200, por lo que en su momento solicitó que fueran declarados como tales por los Tribunales de Justicia. Adicionalmente, se establecieron Comisiones Especiales en la Asamblea Legislativa durante las administraciones Rodríguez Echeverría y Pacheco de la Espriella que estudiaron la situación de los contratos de generación de energía eléctrica suscritos por

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generadores privados y el ICE bajo el marco de la Ley No. 7200 que produciendo una incertidumbre en los inversionistas y los habitantes del país. 2.4.1. Fortalecimiento del ICE y mercado eléctrico nacional Desde la administración Figueres Olsen (1994-1998) el gobierno de la República había presentado tres proyectos de ley que pretendían reformar el ICE y regular los mercados de electricidad y de telecomunicaciones, los cuales fueron refundidos en un solo proyecto en la Asamblea Legislativa de la Administración 1998-2002, Rodríguez Echeverría, que se llamaba “Proyecto de Ley para el Mejoramiento de servicio público de Electricidad y Telecomunicaciones”, seguido en Expediente Legislativo número 13919. El proyecto de ley fue aprobado en primer debate por la Asamblea Legislativa el 20 de marzo de 2000 y fue elevado a consulta ante la Sala Constitucional, por parte de los señores diputados el 21 de marzo de ese año; paralelamente, se iniciaron manifestaciones públicas en apoyo a los movimientos organizados por los trabadores del ICE, sus sindicatos apoyados por otras organizaciones del Sector Público, las cuales, denotaban no solo una oposición por la aprobación de la ley, sino también el descontento de la población por la situación general del país. Como consecuencia de los disturbios populares, el Gobierno y la Asamblea Legislativa accedieron a conformar una Comisión Especial Mixta que evaluaría todo lo relacionado con el mercado eléctrico y con la transformación del ICE y que tendría una participación activa de la sociedad civil en calidad de asesores de dicha comisión. El Gobierno llegó a acuerdos importantes con los sectores sociales durante los disturbios populares relacionados con la apertura del mercado eléctrico y que se mantienen toda vez que la Comisión Especial Mixta creada para revalorar las propuestas, no llega a alcanzar consenso sobre los cambios, lo cual conlleva mantener los acuerdos tomados y como consecuencia no efectuar cambios en la estructura del mercado eléctrico. La Comisión Especial Mixta del ICE concluyó su labor presentado varios informes finales sobre el resultado de su trabajo, un informe de mayoría suscrito por la fracción del Partido Unidad Social Cristiana, Partido Libertario y el representante de gobierno, y los demás elaborados por la fracción del Partido Liberación Nacional, por la fracción de Fuerza Democrática y por la representación social de la comisión. Se puede concluir de la labor de la Comisión que: a) no se obtuvo ninguna propuesta específica consensuada, que permitiera prever un acuerdo para reformar al ICE a corto plazo; b) las propuestas planteadas reflejaron la conveniencia de realizar una apertura del sector eléctrico, pero no existió un consenso sobre ello y sobre la necesidad de una reforma orientada al fortalecimiento del ICE, liberándolo de sus amarras y dándole la posibilidad de asociación y alianzas estratégicas, lo cual pudiera conllevar la necesidad de reformar la Constitución Política, los sectores sociales propusieron que siguiera siendo el responsable del desarrollo del sistema eléctrico y de su administración a lo cual se opuso el sector privado de la Comisión; c) los sectores sociales, recomendaron la derogación de la Ley No. 7200, a lo que se opuso el sector privado porque creen en una apertura ordenada, con base en la competencia, permitiendo la participación de más actores privados en la etapa de generación eléctrica; d) en el aspecto ambiental, hubo acuerdo en conservar los recursos, sin embargo, algunos grupos mantienen posiciones extremas que pretenden evitar el desarrollo de nuevos proyectos en áreas con cualquier categoría

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de protección; e) en cuanto a la rectoría se plantearon distintas posiciones sobre que debería recaer en el ICE o en un organismo descentralizado que se crearía; f) existió un consenso sobre la creación de una Comisión Dictaminadora, que procediera a redactar un proyecto de ley. Por su parte, la Sala Constitucional en resolución 2000-03220 del dieciocho de abril del dos mil señaló en voto de mayoría que el “Proyecto de Ley para el mejoramiento de servicio público de electricidad y telecomunicaciones”, aprobado en primer debate por la Asamblea Legislativa resultaba ser inconstitucional por la forma, en razón de que no se siguieron de forma debida los procedimientos legislativos establecidos, por lo que no consideraban necesario manifestarse sobre las objeciones de fondo planteadas en la consulta. Por su parte, el Magistrado Piza Escalante en voto salvado, agregó que el proyecto podría ser inconstitucional por el fondo y que no coincidía con el resto de los Magistrados sobre que no resultaba necesario manifestarse por el fondo debido a que resultaba ser inconstitucional por la forma. La Asamblea Legislativa, en la administración 2002-2006 de Abel Pacheco de la Espriella, conformó una nueva Comisión Mixta Especial para que analizará la situación del ICE, siendo que se le encomendó dictaminar un proyecto de ley y modernización considerando en el eje temático los siguientes temas autonomía del ICE, su política financiera, contratación administrativa, administración, participación ciudadana y rendición de cuentas, el desarrollo y la conservación ambiental, los controles y la conveniencia de su monopolio. La Comisión inició labores el 2 de abril de 2003 y se le otorgó un plazo de 90 días. En el proceso se analizaron los Expedientes 14669, Reforma parcial a la Ley Constitutiva del ICE, No. 449 de 1949. Publicado en La Gaceta No. 232 del 2 de diciembre de 2002 y Expediente número 15083, Ley para el Fortalecimiento y Modernización del ICE, Reforma a la Ley No. 449 de 8 de abril de 1949 y sus reformas, publicado en La Gaceta No. 5244 del 18 de diciembre de 2002, sin embargo, se decidieron a trabajar en un texto distinto, del que se manejaron varias versiones. El Plenario Legislativo no prorrogó su trabajo por lo que su última sesión está contenida en el acta número 75, no se rindió informe final o parciales afirmativos o negativos, por lo que su labor se tiene por concluida. Por otra parte, en esa misma administración, el ICE conformó una Comisión de Alto Nivel para el Análisis de la Situación Financiera del ICE, la cual estaba integrada por José Manuel Echandi, Defensor de los Habitantes de la República; Monseñor Hugo Barrantes, Arzobispo de San José, apoyado por el Lic. Eladio Villalta; Leonardo Garnier, Ex Ministro de Planificación; Leonel Fonseca, Ex- Regulador General de la República; Carlos Muñoz Vega, ex-Ministro de Hacienda, quienes rindieron un informe final en noviembre de 2003 relacionado con los temas encomendados, a saber:

• Determinar si es cierto o no que en el ICE existen dos tipos de contabilidades. • Verificar si el ICE se está rigiendo por la normativa presupuestaria vigente de la

CGR y el Marco Normativo Constitucional vigente. • Determinar dentro de la normativa contable universalmente aceptada, si los

Estados de Resultados Financieros del ICE son superavitarios o deficitarios. En relación con lo anterior, se concluyó que:

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• Existe un uso equivocado y ambiguo de diversos términos contables y financieros que al tratarse como iguales confunden sobre sí existe dos o más contabilidades.

• El ICE cumple con la normativa presupuestaria vigente y con las disposiciones del Ente Contralor de las finanzas y presupuestos públicos, así como con la normativa constitucional aplicable a esta institución.

• El ICE contable y financieramente ha obtenido excedentes positivos a lo largo de los últimos diez años según sus Estados de Resultados, y de mejora en términos de solvencia en el Balance de Situación que coinciden con las liquidaciones presupuestarias ante la CGR. La referencia a nivel de los medios, como del propio gobierno, sobre el ‘déficit’ del ICE, obedece a la definición de ‘déficit financiero’ que sigue la metodología de 1986 del FMI, que indica que las necesidades de financiamiento de una empresa o institución pública - o del gobierno en general - sin importar si este financiamiento corresponde a gasto corriente o a inversión, por lo que la confusión se produce cuando se usa la palabra “déficit” para referirse a dos cosas distintas. Este problema, quedaría resuelto si se aplicara en el país la nueva metodología del FMI del 2001 en la que, a diferencia de la metodología de 1986, se indica con claridad que la inversión no debe incluirse ni en los gastos ni en los ingresos, sino en una categoría distinta: la adquisición neta de activos no financieros, parte de la cual debe ser financiada con endeudamiento si el superávit operativo es - como ocurre normalmente - insuficiente para financiar tales inversiones. Sin embargo, el señor Carlos Muñoz Vega, discrepa del grupo, porque considera que al ICE se le debe examinar, adicionalmente, dentro del contexto de situación fiscal deficitaria del presupuesto nacional, donde el conjunto de partes del Estado debe contribuir a equilibrar las cuentas nacionales para satisfacer las necesidades sociales, por lo que considera que es legítimo que el Estado adopte esta nomenclatura internacional que mide la ejecución y políticas económicas y sus efectos.

2.4.2. Concesiones de Agua para Generación de Electricidad En el año 1998 se presentó una problemática legal que gira alrededor de la competencia legal del MINAE para otorgar concesiones de aprovechamiento de agua para el desarrollo de fuerzas hidraúlicas e hidroeléctricas, producto de la derogatoria de la Ley No. 258 del SNE por parte de la Ley No. 7593 de la ARESEP. La Procuraduría General de la República señaló en los dictámenes C-181-98 de 28 de agosto de 1998 y C-221-98 de 28 de octubre de 1998, que el MINAE y la ARESEP, carecían de competencia bajo las Leyes No. 276 de Aguas y 7593 de la ARESEP para otorgar concesiones de agua y de servicio, siendo que las mismas solo pueden ser otorgadas por ley especial de la Asamblea Legislativa. El Consejo de Gobierno en Acuerdo No. 46 de 6/11/1998 publicado en el Diario Oficial Alcance No. 81-A a La Gaceta No. 223 del martes 17 de noviembre de 1998, dispuso: dispensar a la Administración Pública, tanto central como descentralizada, del acatamiento de los efectos vinculantes y de la jurisprudencia administrativa de los Dictámenes C-181-98 y C-221-98, emitidos por la Procuraduría General de la República.

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El P.H. Los Gemelos jugó un papel importante dentro de la problemática de aguas, debido a que se dio una gran oposición de orden social al mismo y los que se sintieron afectados interpusieron un recurso de amparo contra la concesión de aguas para venta de energía eléctrica al ICE otorgada por el MINAE, el procedimiento administrativo de servidumbres forzosas de Producciones Antheus, S.A. para el P.H. Los Gemelos, además de que se alegaron problemas con la Secretaria Técnica Nacional Ambiental (SETENA) y la evaluación de impacto ambiental. El recurso de amparo fue presentado ante la Sala Constitucional el 12 de julio de 1999, expediente 99-004187-0007-CO, e imposibilitó la aplicación del Acuerdo de Consejo de Gobierno y el otorgamiento de concesiones de agua para tales efectos. En el intervalo en el que la Sala Constitucional resolvía el recurso de amparo, la Procuraduría General de la República, ante una consulta del ICE, emitió el Dictamen C-288-2000 del 20/11/2000 con el que reconsideró los dictámenes C-181-98 y C-221-98, señalando que el capítulo 2° de la Ley No. 7200, reformada por la Ley No. 7508, contiene implícitamente condiciones, requisitos y especificaciones para conceder el aprovechamiento de las fuerzas derivadas de las aguas públicas para fines del desarrollo hidroeléctrico en él previsto, para el caso de los que resulten adjudicatarios del proceso de licitación establecido por el ICE. Fuera de ésta excepción, indicó que el MINAE se encuentra imposibilitado jurídicamente para ejercitar la competencia atribuida por el artículo 176, inciso i), de la Ley No. 276 de aguas, supuesto en el que se encuentra la generación privada del primer capítulo de la Ley No. 7200 y la generación para autoconsumo de la Ley No. 276 de Aguas. En resolución 2000-10466 relacionado con el caso del P.H. Los Gemelos, la Sala Constitucional rechaza el recurso de amparo señalando que considera que al derogarse la Ley N° 258 del SNE, se dejó sin marco legal todo lo referente a las concesiones de agua para la explotación de energía, siendo que no resulta suficiente que la Ley No. 7593 de la ARESEP en uno de sus transitorios confiera competencia al MINAE para otorgar concesiones de aguas públicas para producción de energía hidroeléctrica, como una forma de resolver la derogatoria de la Ley No. 258 del SNE en su artículo 68, toda vez que, tal no puede asimilarse a una ley marco regulatoria del proceso de otorgamiento de concesiones y menos cuando se trata de bienes que ni por ley ordinaria pueden ser desafectados. También señaló la Sala Constitucional que una ley marco debe tener regulaciones claras, concretas sobre la concesión a otorgar para que se encuentre acorde con el Derecho Constitucional, por lo que en concordancia con el desarrollo jurisprudencial de dicho Órgano Constitucional, la ley marco no puede ser similar a la Ley No. 258 del SNE, ni a la vigente Ley No. 276 de aguas. No obstante, la Procuraduría General de la República interpuso recurso de adición y aclaración contra la resolución 2000-10466 por considerar la Sala Constitucional no evaluó el Dictamen C-288-2000 que señala que el capítulo II de la Ley No. 7200 contiene los elementos y criterios necesarios para que el MINAE otorgue una concesión de agua y porque considera que la ley marco que señala la Sala se debe emitir, no debe entrar a regular los aspectos ya normados en materia ambiental. En resolución número 2001-06669 de 11/7/2001, la Sala Constitucional indicó que como el argumento expuesto no fue objeto de confrontación en el recurso de amparo, no se referiría al mismo. Sin embargo, concluye que la Administración debe evaluar el caso concreto, relacionados con el II Capítulo de la Ley No. 7 200, por ser su competencia exclusiva, sin detrimento de derechos adquiridos y además, debe determinar la posibilidad de conformar un

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conjunto normativo que cumpla con los objetivos previstos en el artículo 121, inciso 14 de la Constitución Política a partir de la legislación existente. El INFOCOOP consultó a la Procuraduría General de la República si es válido aplicar al Capítulo I de la Ley No. 7 200, los argumentos expuestos por ese órgano asesor para el caso del capítulo II de la ley de marras, consulta evacuada en el Dictamen c-306-2001 de 5/11/2001, en el que se concluye que el primer capítulo de la Ley No. 7200 no contiene implícitamente condiciones, requisitos y especificaciones para conceder el aprovechamiento de las fuerzas de las aguas públicas para fines del desarrollo hidroeléctrico en él previsto, por lo que no se puede construir un sistema jurídico que funja como "ley marco“ en esta materia. La Ley No. 8 345 de Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional regula las concesiones de aprovechamiento de fuerzas que pueden obtenerse de las aguas de dominio público y la actividad de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica utilizando recursos renovables y no renovables, lo que ha permitido dar una solución parcial al problema ya que el MINAE ha podido otorgar concesiones de agua para generar electricidad, aunque la ley excluyó a la CNFL S.A. y a los generadores autónomos paralelos privados que venden electricidad al ICE y para autoconsumo en sus procesos productivos. Como consecuencia, salieron de operación y dejaron de vender al ICE, las empresas Ganadera Montezuma, S.A. y Rodríguez y Mora, S.A. a inicios de 2006. Las empresas hidroeléctricas Aguas Zarcas, S.A., La Lucha, S.A., La Rebeca de la Marina, S.A., y Coneléctrica, R.L. tienen concesiones de agua para generar que vencen durante el año 2007 aún cuando los contratos de compra-venta de energía eléctrica al ICE vencen después. Esto acarrea un riesgo en la seguridad de abastecimiento de electricidad ya que se adelanta inversiones de plantas térmicas que requieren menos estudios técnicos que una hidroeléctrica y se dispone de las plantas de reserva hidroeléctricas y térmicas que estaban destinadas a ser reservas del SEN, con el consecuente impacto ambiental , aumento de costos financieros y económicos, disminución de la capacidad de reserva y distanciamiento de políticas de la Administración 2006-2010 de Arias Sánchez, tendientes a generar el 100% de la electricidad a partir de fuentes renovables de energía. Por su parte, en la Administración Pacheco de la Espriella, el Despacho Ministerial ajustó los plazos de las concesiones de agua para generar a las empresas Hidroeléctricas Platanar y Tuis con el objeto de que coincidieran con los contratos de compra venta de energía eléctrica al ICE, aunque, tradicionalmente, el MINAE había rechazado las solicitudes de modificación de plazo de las concesiones de agua para generar de las empresas que venden al ICE, sobre la base de la existencia del vacío legal. Este giro ha sido cuestionado por el ICE, básicamente porque las resoluciones en que se sustenta la modificación del plazo no tienen un amparo legal, no contiene los argumentos que le permiten defenderse a sí mismas, porque carece el Ministerio de competencia para emitir un acto de esta naturaleza y porque el ICE sería responsable de los efectos de continuar pagando tarifas que se han considerado lesivas para el país. Por su parte, el Ministro alegó que el ICE, por Ley No. 8220 Protección al Ciudadano del Exceso de Requisitos y Trámites Administrativos, no puede cuestionar un acto emitido por él, amén de que los votos de la Sala Constitucional permiten se valoren los casos considerando la existencia de contratos vigentes. El cuestionamiento fue presentado por el ICE a la Procuraduría

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General de la República, la cual trasladó en audiencia al MINAE, que presentó su posición sobre el tema y se está a la espera del criterio del caso. Para concluir, se puede indicar que el MINAE puede otorgar concesiones de aprovechamiento de agua para el desarrollo de fuerza hidráulica e hidroeléctrica a aquellos proyectos que resulten adjudicatarios de licitaciones de compra de energía eléctrica promovidas con el ICE con base en el capítulo II de la Ley No. 7200 de generación autónoma o paralela, y a las Empresas de Servicios Públicos Municipales y a Cooperativas de Electrificación Rural, así como, a los consorcios formados por éstas, los demás deben recurrir a la Asamblea Legislativa para el otorgamiento de una concesión ya sea por medio de un acto administrativo o de la emisión de una ley especial. El ICE elaboró un Plan de Contingencia Eléctrica sobre la base de una eventual salida de operación de plantas de generación privada que venden su energía al ICE cuyas concesiones de aguas no podrían renovarse por falta de competencia del MINAE al no haberse aprobado la Ley del Recurso Hídrico, además, por el rezago en el desarrollo de las inversiones para atender la demanda eléctrica del país a partir del verano de 2006, año en que el país enfrentaría un “ENO`S Niño” que podría ser seco y disminuiría la capacidad de generación hidroeléctrica. El objetivo del Plan es mitigar el retraso en el desarrollo de infraestructura de generación, en especial el Ciclo Combinado de Garabito con acciones tendientes a solucionar el desbalance temporal entre la capacidad de generación y los requerimientos del país. Para restablecer la confiabilidad del SNI se estimó que hacen falta capacidades de generación térmica neta acumuladas de 50 MW, 75 MW y 95 MW garantizadas para los veranos del 2006 al 2008, la cual se identifica en el “Plan de la Generación Eléctrica” en forma genérica bajo el nombre de “Generación Temporal”. Entre las acciones propuestas se incluyen mecanismos como importación de electricidad, alquiler de plantas térmicas portátiles, compra de energía biomásica, contratación de plantas térmicas disponibles por el sector industrial costarricense, establecimiento de medidas tendientes a disminuir el consumo, tales como tarifas para veranos y lanzamiento de una campaña de ahorro. La ARESEP resolvió solicitudes de ingenios que llevaban más de un año en trámite con establecimiento de tarifas que no resultaban interesantes para éstos, tomando en cuenta que debían realizar inversiones, lo cual desestimula este tipo de fuente, a pesar de ser política del gobierno y del Plan Nacional de Energía de entonces, todo lo cual, refleja que el Estado en su conjunto no contribuyó con parte de las acciones solicitadas por el ICE en este plan. 2.4.3. Expediente legislativo No. 14.585 Ley del Recurso Hídrico El proyecto de ley presentado por el MINAE se consultó, discutió y corrigió ampliamente en la Asamblea Legislativa en la Administración Pacheco de la Espriella, pero es de señalar que en el proceso se denota la competencia de los actores públicos o privados por establecer la prioridad y privilegios del uso (consumo humano, riego, hidroelectricidad, entre otros) de su interés, en contra del interés general. La conservación o protección del recurso se ha revelado como un uso más, que anula a usos específicos como el hidroeléctrico o hidraúlico, en contra de la lógica de que la ley debe regular el aprovechamiento de todos los usos (integralidad), incluyendo la existencia del agua para garantizar la vida vegetal y animal que depende de ella, así

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como para procurar su preservación para las futuras generaciones. Adicionalmente, se ha dado una discusión sobre la forma de organización del MINAE para atender la competencia del recurso hídrico, que en ciertas propuestas implica la disposición del recurso por parte de actores que no tienen responsabilidades legales. La distribución del canon de aprovechamiento del recurso ha sido una discusión importante, toda vez que hay sectores que quieren que no exista discrecionalidad alguna del MINAE para manejarlos y la preocupación de que los recursos se pierdan si entran a la “Caja Única del Estado”, por lo que se ha propuesto consignar en ley la forma de asignación (planificación; otorgar a las áreas que administran el agua más recursos financieros, si generan más recursos en perjuicio de los que generan menos sin considerar que el agua se produce en éstas últimas áreas, etc.) En los términos descritos, el proyecto de ley recibió Dictamen Afirmativo de mayoría el 14 de abril de 2005 y se encuentra el Plenario Legislativo, se discutió en el Plenario, pero luego el procedimiento fue suspendido puesto que el Poder Ejecutivo y gran parte de los usuarios del agua, encontraron que el proyecto atentaba contra el desarrollo de nuevas actividades económicas. Se espera que en marzo de 2008, este proyecto se reactive por medio de un nuevo texto sustitutivo o una megamoción que remitirá el que subsane los puntos en conflicto y derogue explícitamente la actual Ley de Aguas de 1942 y tácitamente unas 110 normas que tienen que ver con la materia. La idea es que para el 2008 poder tener aprobada una nueva legislación especializada en la materia que contemple temas como el cambio climático, la creación de un Plan Hídrico Nacional y la división de los roles de rectoría, operador y regulador del Estado. 2.4.4. Compra y Venta de Energía Eléctrica La CGR cuestiona los contratos de compraventa de energía eléctricas suscritos entre el ICE y los generadores privados suscritos con base en la Ley No. 7200 sobre la base de que existen diferentes tarifas para el pago de las compras de energía eléctrica que realiza a los generadores privados, que no se justifican porque no existe diferencias entre los proveedores de energía siendo que tal diferencia obedece a las condiciones tarifarias negociadas entre las partes (el generador y el ICE) que fueron ratificados por el SNE, conforme lo indicado la Ley No. 7200 que autoriza la Generación Autónoma o Paralela y sus reformas. Asimismo, la CGR solicitó al ICE realizar diferentes acciones correctivas a fin de modificar la situación descrita entre las que encontramos la inclusión en los nuevos contratos a firmarse bajo la Ley No. 7200 de Generación Autónoma o Paralela, una cláusula mediante la cual, esa institución se reserva el derecho de determinar el horario de compra y venta de energía a los generadores privados y negociar los contratos suscritos para que se permita la inclusión de la citada cláusula, solicitud que fue incorporada en los nuevos contratos de compra venta de energía eléctrica. La Ley No. 7200 no establece previsiones sobre que sucederá después del vencimiento de los contratos, aproximadamente en el 2008 al 2010, por lo que el ICE debe definir la utilización que se le dará a las plantas una vez vencidos los contratos.

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Cuadro No. 2-1

COSTA RICA: PROYECTOS DE GENERACIÓN PRIVADA, POTENCIA INSTALADA, APROVECHABLE Y PLAZOS DE VENCIMIENTO DE LAS CONCESIONES Y DE LOS

CONTRATOS DE COMPRA DE ENERGÍA DEL ICE Años

Potencia instalada (en MW)*

Potencia regular en C.F. (MW)*

Plantas según vencimiento concesión

Plantas según Vencimiento de

contratos 2008

39,115

22,441

Matamoros 2, Hidrozarcas, San Gabriel, Suerkata

Matamoros, Hidrozarcas, Caño Grande, Taboga,

Tapezco 2009

81,138

73,859

Platanar, La Lucha, Río Segundo, Plantas

Eólicas

Doña Julia, San Lorenzo, San Gabriel, Platanar, Río Lajas, La Lucha, Rebeca I, Don Pedro, Suerkata

2010

67,222

54,510

Tuis, Quebrada Azul El Embalse, Tuis, Quebrada Azul, Poás I y II, Río Segundo II,

MOVASA, Volcán, Plantas Eólicas

2012-2015

17,798

15,767

Matamoros 1, Caño Grande, Río Lajas,

Hidrovenecia, Rebeca I, Poás I y II,

MOVASA, Don Pedro, Volcán

Aeroenergía, Matamoros,

Hidrovenecia,

205,483 181,514 Fuente: Elaboración propia con información de ICE: Área de Administración de Contratos UEN CENCE (enero de 2008), actualización del Ing. Javier Varela. En el cuadro anterior se aprecia la gravedad de la situación, puesto que en un momento en que existen limitaciones de oferta hay una cantidad importante de energía que actualmente se aporta al SEN que tendrá que ser retirada de encontrarse una solución jurídica a este tema. Si bien en el tema de las concesiones de agua y otras, existen plazos un poco más holgados en la mayoría de los casos, el tema de los contratos está a la vuelta de la esquina. Del total de potencia regular en condiciones favorables (C.F.), que es como lo más aprovechable, se tiene que 127,432 MW son de generación hidroeléctrica y 38,500 MW de origen eólica, es decir, energías limpias. 2.5. Subsector Petrolero El servicio de suministro de combustibles derivados de hidrocarburos de Costa Rica está cubierto por las siguientes empresas:

• RECOPE S.A., empresa mercantil cuyas acciones pertenecen en su totalidad al Estado, quien tiene en administración el monopolio establecido a favor del Estado para la actividad de importación, refinación y distribución a granel.

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• Empresas privadas dedicadas al transporte de combustibles en cisternas.

• Empresas privadas encargadas de la distribución al detalle de los derivados del

petróleo en estaciones de servicio.

• Empresas privadas encargadas del envasado y distribución del GLP. 2.5.1. Exploración y Explotación Petrolera Como bien lo expresa la Constitución Política, no podrán salir del dominio del Estado: las fuentes y depósitos de petróleo y cualesquiera otras sustancias hidrocarburadas. La explotación de estos recursos está a cargo de la administración pública, sin embargo, los particulares podrán llevar a cabo actividades en este campo, al amparo de los instrumentos legales vigentes. Con la promulgación de la Ley No. 7399, Ley de Hidrocarburos del 13 de mayo de 1994, se otorga al MINAE la rectoría en exploración y explotación petrolera, y se crea dentro de éste la Dirección General de Hidrocarburos, para llevar adelante esta importante tarea regulada con los siguientes instrumentos:

a. Reglamento a la Ley de Hidrocarburos, DE No. 24735-MIRENEM de 4-12-1995 y Reglamento de Sistemas de Licitación para la celebración de contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, DE No. 25785-MINAE de 29-01-1997;

b. Reglamento de Cesión de Derechos y Obligaciones de Contratos de Exploración

y Explotación de Hidrocarburos, DE No. 28148-MINAE, La Gaceta Nº 196 del 8 de octubre de 1999 y,

c. Reglamento de exoneraciones de artículo 49 de la Ley de Hidrocarburos

(Reglamento de Exoneraciones), DE Nº 29020-MINAE-H, La Gaceta No. 210 del 2 de noviembre de 2000.

La Ley abre la opción de la participación privada en estas actividades por medio de distintos modelos de contratación: asociación, operación, servicio, concesión, o de cualquier otra naturaleza. El Estado podrá participar en ellas por medio de RECOPE S.A., que para estos efectos tendrá las mismas condiciones que cualquier otro oferente y podrá hacerlo en forma directa o en asociación con otras empresas. El período de exploración podrá ser de hasta tres años, pudiendo prorrogarse hasta por tres años más. Los contratos de explotación podrán ser hasta por 20 años. Durante la fase de explotación, el contratista deberá pagar al Estado una regalía sobre el volumen de producción diaria. Para estos efectos la Ley ha definido rangos de producción a los cuales se aplican diferentes porcentajes de pago cuyos montos varían entre el 1% y el 15%.

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En lo que se refiere a la exención del pago del impuesto sobre la renta el artículo 22 de la Ley No. 8114 de Simplificación y Eficiencia Tributaria publicada en el Diario Oficial La Gaceta del 9 de julio de 2001 derogó la exención establecida en el artículo 47 de la Ley de Hidrocarburos, No. 7399, de 3 de mayo de 1994. Un aspecto importante a considerar, resulta ser la oposición ciudadana que está girando alrededor de los proyectos de exploración y explotación petrolera que tienen su peso dentro de los permisos correspondientes y las recomendaciones emitidas por la Defensoría de los Habitantes sobre el tema en Informe Final rendido en Oficio No. 00827-2001-DHR, seguido en expediente No. 09395-23-2000-IO que en lo que interesa recomendó a la SETENA incluir la información obtenida del proceso de participación ciudadana con las comunidades indígenas de Talamanca, comunidades afectas, grupos afectados y municipalidades de la zona, aportar otros estudios adicionales a los presentados en el estudio de impacto ambiental, debe existir un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) aparte para la actividad de explotación, para los EIA de exploración y explotación debe prestarse especial atención a la mitigación de posibles daños ambientales y a la capacidad de afrontarlos, responsable del control y determinación del tipo de medidas de emergencia que se pueden solicitar y que se deben aplicar en caso de derrame, de ser aprobado el EIA debe existir una labor de control constante en la zona de exploración petrolera, fortalecer administrativa, financiera y profesionalmente de la SETENA. También se recomendó a las Municipalidades de Talamanca y Limón colaborar en los procesos de información a la población, con la promoción y divulgación de información técnica y general de los proyectos de exploración que se les remita con el fin de hacer efectivo el derecho de participación ciudadana. El Voto 1221-2002 de fecha 6 de febrero de 2002, expediente 01-012654-0007-CO de la Sala Constitucional, declara con lugar acción de inconstitucional planteada por Asociación Justicia para la Naturaleza contra el artículo 41 de la Ley No. 7399 de Hidrocarburos que se relaciona con los requisitos que se establecían para los estudios de impacto ambiental en materia petrolera. En la Asamblea Legislativa se han presentado iniciativas de ley tendientes a derogar la Ley No. 7399 de Hidrocarburos, como lo han sido el expediente número 14630 presentado por el entonces diputado Abel Pacheco durante la Administración 1998-2002 y expediente 16172 presentado por el diputado Rodrigo Carazo Zeledón en la Administración Pacheco de la Espriella (2002-2006). Dicha iniciativa fue publicada en La Gaceta del 15 de junio de 2006, y pasó a estudio de la Comisión Permanente Especial de Ambiente de la Asamblea Legislativa. El informe de Servicios Técnicos respecto al proyecto de ley No. 14630 indica que existen contratos licitatorios pendientes de resolver y vigentes; convenios y contratos derivados entre RECOPE S.A. y MINAE para el traslado de personal que se deben considerar; y pretende eliminar la obligatoriedad del Estado de desarrollar y promover la exploración y explotación de toda sustancia hidrocarburada, a pesar de que es de estricta regulación y control y parte de las funciones propias del Estado relacionadas con la soberanía sobre el subsuelo según lo establece el artículo 6 de la Constitución Política. Por tanto, el expediente fue archivado.

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2.5.1.a. Procesos licitatorios bajo la Ley de Hidrocarburos, No. 7399 2.5.1.a.1. a) El MINAE realizó la primera ronda licitatoria N° 1-97 de la que resultó adjudicataria la empresa MKJ Xploration Inc., y por la cual se le otorgó concesión de los bloques 2, 3, 4 y 12 del Caribe Norte, contrato que se encontraba sujeto a la aprobación de viabilidad ambiental por parte de la SETENA. El 29 de noviembre de 1999, la citada la empresa, solicitó la cesión total de sus derechos y obligaciones contractuales a favor de la empresa Harken Costa Rica Holdings, sucursal Costa Rica, la cual está respaldada en un 20% por la misma MKJ Xploration Inc., y un 80% por la empresa Harken Energy Corp., con sede en Houston, Texas. Dicha cesión fue aprobada por el Poder Ejecutivo el 16 de mayo del 2000, con base en la recomendación del Consejo Técnico de Hidrocarburos. El proyecto se conoció en SETENA bajo el expediente administrativo No. 619-98-SETENA "Proyecto de Estudio Geofísico de Reflexión Sísmica Marina" (fase I) y "Perforación de Pozo Petrolero Exploratorio" (fase II), a nombre de Harken Costa Rica Holdings L.L.C. El estudio de impacto ambiental que fue revisado y aprobado por la SETENA para la actividad exploratoria inicial, la cual se refería a la ejecución de un estudio de sísmica marina tridimensional, en un área de 103 km² al frente de las costas de la bahía de Moín en la provincia de Limón. Dicho estudio fue ejecutado durante los meses de septiembre a diciembre de 1999, siendo evaluado al final de su ejecución por la SETENA, quedando satisfecha en lo que respecta a los requisitos y compromisos ambientales establecidos en el estudio de impacto ambiental respectivo. En las resoluciones número 2000-08019 de ocho de septiembre del dos mil y Voto No. 2000-10075 del 10 de noviembre del 2000 de la Sala Constitucional, se declara con lugar el recurso de amparo. En el primer voto, la acción fue interpuesta por Ruth Solano Vásquez Amador y otros, contra el MINAE, y se estableció que éste, tiene la obligación jurídica de satisfacer un período de consulta para las comunidades ubicadas en los cuatro bloques adjudicados para las comunidades indígenas se manifiesten respecto de sus derechos e intereses en relación a su medio ambiente, por lo cual, se anuló el acto de adjudicación de la licitación No. LP 1-97 a la compañía MKJ XPLORATION INC., resolución No. R-702-98 MINAE de las diez horas del 20 de julio de 1998 y se ordena al MINAE llevar a cabo un procedimiento de consulta a las comunidades indígenas que estarían relacionadas con la exploración y explotación a que se refiere la licitación. En recurso de adición y aclaración interpuesto por el MINAE contra la resolución anterior, se dejan sin efecto la misma, declarándose que la compañía Harken Costa Rica Holdings podrá continuar con las exploraciones petroleras en los bloques marinos. No obstante se mantiene en pie la restricción para que Harken busque petróleo en los dos bloques terrestres que comprenden reservas indígenas. Por otra parte, la Sala Constitucional en resolución 2001-13295 del 21 de diciembre del 2001, se prohibió al Estado costarricense continuar con la ejecución del contrato de concesión otorgado a Harken Costa Rica Holdings LLC, hasta tanto la SETENA no cuente con los recursos financieros, técnicos y profesionales para evaluar en forma debida el estudio de impacto ambiental presentado por Harken Costa Rica LLC, para la perforación de un pozo petrolero en la bahía de Moín. Finalmente, en resolución No. 146-2002-SETENA de 28 de febrero de 2002 se rechazó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) relacionado con tales desarrollos, todo lo cual ha generado ha generado

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una disconformidad en la empresa adjudicataria que reclama a Costa Rica una indemnización, en los Tribunales Contenciosos Administrativos. No han prosperados las gestiones de la empresa para solucionar el diferendo a través de un arbitraje. 2.5.1.a.2. El MINAE realizó la segunda ronda licitatoria No. 2-98 de la que resultó adjudicataria la empresa empresa Mallon Oil Company Sucursal Costa Rica, y por la cual se le otorgó resolución No. R-105-2000 MINAE, del 8 de marzo del 2000 concesión de los bloques 5, 6, 7, 8, 9 y 10. En el expediente administrativo No. 126-2000-SETENA, proyecto "Recopilación y Análisis de Información", a nombre de la empresa Mallon Oil Company, cédula de persona jurídica No. 3-012-070288, relacionado con una recopilación y análisis de información de todo tipo (geología, geofísica, perforación, social, económica, y otros) para la fase I de Prospección Petrolera en la Región Huétar Norte y Huétar Atlántica de Costa Rica. La SETENA aprobó en resolución No.866-2000 de 3 de octubre del 2000 el estudio de impacto ambiental para la fase inicial. En voto No. 2001-13294 de 21 de diciembre de 2001 se indica al MINAE que de previo a la firma del contrato debe dar audiencia a las comunidades indígenas y garantizar la viabilidad ambiental de la concesión otorgada, en los demás argumentos planteados por Asociación Justicia para la Naturaleza, contra el MINAE por la concesión de exploración otorgada a la empresa Mallon Oil. Esta adjudicación paso un proceso similar a la de Harken, siendo que finalmente se anuló por incumplimientos ambientales, donde las reclamaciones legales de la empresa involucrada contra el Estado costarricense no se han concretado. 2.5.2. Refinación e Importación y Distribución a Granel Las actividades de transporte y la comercialización a granel de los productos petroleros están a cargo, exclusivamente del Estado costarricense, por medio de la empresa petrolera estatal RECOPE S.A. y del Sistema Nacional de Combustibles, el cual está integrado por una red de poliductos y planteles de almacenamiento distribuidos en zonas estratégicas para abastecer la demanda nacional al menor costo posible. El accionar del Estado y de RECOPE S.A., se fundamenta en lo que establece la Ley No. 6588 del 30 de junio de 1981 y su reglamento, cuyos alcances fueron ratificados mediante la Ley de “Monopolio en favor del Estado para la importación, refinación y distribución al mayoreo de petróleo crudo, sus combustibles derivados, asfaltos y naftas”, No. 7356, del 6 de septiembre de 1993. La Ley No. 7356 ratifica el monopolio a favor del Estado, actividad que se confiere en administración a RECOPE S.A., en las áreas de refinación, transporte y distribución a granel, y lo amplía para cubrir el área de importación; lo que en definitiva implica que solamente en el área del transporte y la distribución al detalle se puede dar la participación de actores privados. La Ley No. 7593 de la ARESEP señala su competencia para fijar precios y tarifas de los servicios públicos y para velar por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios. Así las

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cosas, los precios de venta a granel y al detalle del petróleo y sus productos son fijados por el ente regulador ARESEP, quien además establece los márgenes de utilidad para las estaciones de servicio, transportistas, peddlers y precio de venta final al consumidor. Los precios varían como respuesta a un estudio ordinario de costos presentado por RECOPE S.A. o por la aplicación de fórmula de ajuste extraordinario. Adicionalmente, la Ley No. 8114 de Simplificación y Eficiencia Tributaria estableció un impuesto único a los combustibles, el cual pretende disminuir el efecto cascada que sobre el precio al consumidor cuando se presentaba un alza en los combustibles, siendo que el DE No. 29643-H se reglamentó dicha ley y con decretos posteriores se ha estado actualizando el monto del impuesto único por tipo de combustibles. Por otra parte, el ente regulador en lo que se refiere a las fórmulas de ajuste de precios extraordinario, estableció una metodología para aplicar una fórmula de ajuste automático en la resolución RRG-4769-2005 publicada en La Gaceta No. 133 del 11 de Julio de 2005, que responde a variaciones importantes del precio internacional del petróleo y su afectación en las compras que realiza RECOPE S.A. y de las modificaciones trimestrales del impuesto único de los combustibles, que está obligada a aplicar y que afecta al transportista, peddlers y al consumidor final, todo lo cual se encuentra conforme a lo establecido en los artículos 30 y 36 de la Ley No. 7593 y con la interpretación contenida en el dictamen de la Procuraduría General de la República No. OJ-103-1001 del 24 de julio del 2001 y en el Informe de la CGR No. DFOE-057 del 21 de marzo del 2001. Como puede apreciarse, el sector petrolero costarricense se mueve en un mercado totalmente regulado. 2.5.3. Transporte, Almacenamiento y Distribución al detalle En el inciso d) del artículo 5 de la Ley No. 7593 de ARESEP estableció que el MINAE es el ente competente para otorgar concesiones de servicio público de suministro de combustibles derivados de hidrocarburos, dentro de los que se incluyen derivados del petróleo, asfaltos, GLP y naftas destinados abastecer la demanda nacional en planteles de distribución y los derivados del petróleo, asfaltos, GLP y naftas destinados al consumidor final. Las actividades u operaciones de transporte de los planteles de almacenamiento a mayoristas, y la venta al detalle, resultan ser actividades de servicio público que son atendidas por empresas privadas, las cuales cuenta con una flota de alrededor de 690 camiones cisterna, con capacidades entre los 3 800 a 30 000 litros y 340 estaciones de servicio en todo el territorio nacional, adicionalmente existen alrededor de 240 tanques de almacenamiento de empresas privadas e instituciones y empresas publicas con el permiso para funcionar de conformidad con el DE No. 30131-MINAE-S. En el caso de estas últimas, por tratarse de empresas privadas, son regidas por el derecho privado y están sometidas a las regulaciones que indica la Ley. Así, el transporte de combustibles en camiones cisterna está regulado por el DE No. 24813-MAE, del 22 de diciembre de 1995 y sus reformas por DE No. 25078, 28346 y 28701, en el que se establecen las normas mínimas que debe cumplir un cisterna para poder ser utilizado en el trasiego de combustibles. El administrador de estas normas y

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encargado de velar por su cumplimiento es el MINAE, por medio de su Dirección General de Transporte y Comercialización de Combustibles (en adelante, DGTCC). El DE No. 30131-MINAE-S publicado en La Gaceta del 1º de febrero 2002 que promulga Reglamento para la Regulación del Sistema de Almacenamiento y Comercialización de Hidrocarburos, el cual tiene como objetivo fundamental reglamentar las competencias del MINAE a través de la DGTCC, y establecer los requisitos jurídicos y técnicos así como los procedimientos, por los cuales se regirán la distribución, el almacenamiento y comercialización de combustibles derivados de los hidrocarburos destinados al consumidor final. Asimismo establecer las especificaciones técnicas mínimas para la construcción, y remodelación que deben cumplir las estaciones de servicio terrestres, marinas, aéreas, mixtas de GLP para carburación, tanques de almacenamiento de combustible industrial para autoconsumo, distribuidores sin punto fijo de venta (peddlers), con el fin de que operen dentro de las máximas condiciones de seguridad y funcionalidad, preservando la integridad del ambiente. El decreto de marras deroga los DE No. 28623-MINAE y No. 28624-MINAE. 2.6. Otras instituciones vinculadas con el Sector Energía El MIDEPLAN, encargado de definir y dar seguimiento a los Planes Nacionales de Desarrollo y autorizar las inversiones que pueden hacer los entes públicos. El MEIC, encargado de la fijación de las normas de calidad de los combustibles y de coordinar con la ARESEP los aspectos de fijación de precios y tarifas. El Ministerio de Hacienda, que define los límites de endeudamiento y autoriza o no los desembolsos de los créditos obtenidos por el sector para el desarrollo de sus obras. La Autoridad Presupuestaria (AP), conforme lo establece la Ley No. 8131 de la Administración Financiera de la República y Presupuestos Públicos, publicada en el Diario Oficial La Gaceta el 16 de octubre de 2001 mantiene el papel de órgano colegiado conformado por el Ministro de Hacienda, quien lo preside, el Ministro de Planificación Nacional y Política Económica y otro Ministro designado, los cuales asesorarán al Presidente de la Republica en materia presupuestaria. La AP tiene entre otras las siguientes funciones: formular directrices y lineamientos generales y específicos de la política presupuestaria, incluso lo relativo a salarios, empleo, inversión y endeudamiento. (artículos 21 y 22). También puede, sobre la base de la programación macroeconómica, proponer límite al crédito del sector público no financiero (RECOPE S.A. e ICE). CONAFIN se creó a efectos de ordenar y planificación del crédito público interno, externo y de la inversión del sector público, lo cual se realiza mediante coordinación interinstitucional para asesorar y apoyar al Presidente de la República, de conformidad con el artículo segundo del DE No. 31675-H-MIDEPLAN. La CGR, encargada de velar por la buena administración y buen uso de los recursos públicos y de autorizar los presupuestos con que cuentan las empresas e instituciones públicas para el desarrollo de sus funciones, y su ejecución. La actual administración a fin de no esperar necesariamente a la aprobación de las leyes de fortalecimiento de los sectores de telecomunicaciones y electricidad y dada la urgencia de apurar las

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inversiones emitió el DE No 33401-MP-MINAE-H-MIDEPLAN en octubre de 2006 que consiste en liberar al ICE de una serie de trámites en materia de inversiones, así que como elevar los límites de gasto de la entidad. Posteriormente, el CONAFIN fue abolido por medio de un DE No. 33653-H de marzo de 2007. 2.6.1. Sistema de Calidad en la prestación de los servicios públicos La Actividad Reguladora del Estado, en lo que se refiere a la prestación de los servicios públicos, ha sido conferida al MINAE, al MEIC, al MOPT, a la ARESEP e inclusive al Ministerio de Salud, en las áreas de ambiente, comercio, transporte y salud pública, para que mediante instrumentos de coordinación adecuados se elaboren políticas sectoriales adecuadas que eviten choques de competencia entre las mismas, aunque pareciera que los límite de competencia no se encuentran claramente especificadas lo cual produce confusión entre los regulados y las instituciones involucradas. El servicio público puede definirse como aquel conjunto de actividades que, por disposición del legislador, tienen una serie de controles estatales, razón por la cual no están bajo el arbitrio de la libre voluntad de los particulares. Por su importancia para la sociedad, se establecen requisitos y controles sobre esas actividades, de forma tal que se pueda fiscalizar su cumplimiento como un requisito de permanencia de la participación de los administrados en la prestación de la actividad. No está de más recordar, que el servicio público puede presentarse como actividad propia de la Administración o mediante la participación de los particulares en la gestión pública, por medio de concesiones de servicio público. La regulación del Ente Regulador debe estar dirigida a establecer requisitos y condiciones a la actividad de servicio público que garanticen que éste realmente satisfaga tanto los principios del servicio público como un instituto del derecho administrativo, así como las necesidades de los administrados. No se debe confundir por lo tanto, lo que es la regulación de la calidad de la actividad de servicio público de suministro de combustibles y la calidad de la composición química de productos, como es el caso de los combustibles, donde la ARESEP tiene competencia para velar por la calidad de la actividad, en la que debe fiscalizar que las empresas reguladas observen el cumplimiento de las normas de calidad establecidas por los entes competentes y otros entes como el MINAE, MEIC y Ministerio de Salud, que tienen competencia para formular normas, condiciones y requisitos sobre la calidad de éstos. Corresponde pues al MEIC velar porque los productores, distribuidores y transportistas lleven a sus clientes, productos que cumplan con las especificaciones mínimas establecidas en la Ley. Igualmente el MEIC vigila porque los equipos para el suministro de productos (surtidores), estén correctamente calibrados. Por lo que, tanto RECOPE, S.A. como los transportistas de las estaciones de servicio deben cumplir con las disposiciones del MEIC en lo que a calidad de los productos se refiere. La ARESEP vela por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios (considerados como una actividad), mediante la formulación de requisitos y condiciones en que deben suministrarse los mismos, conforme a los estándares específicos existentes en el país o en el extranjero para cada caso. Estos últimos, deben establecerse en los reglamentos que elabora el Ente Regulador y que el Poder Ejecutivo promulgará, todo lo cual se encuentra acorde con lo establecido en la Ley No. 7593 de la ARESEP.

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El MINAE, por su parte, es competente, de velar por la calidad de los combustibles que se expenda a los consumidores, los que se almacenen para el desarrollo de índole privado, conforme lo establece el artículo 4 del DE No. 26130-MINAE, y el artículo 2 del Reglamento General del MINAE, DE No. 30077-MINAE. El incumplimiento de las normas de calidad o adulteración de productos, está penado con cárcel. La incorrecta calibración de los surtidores se sanciona con multas y el mal estado de los camiones cisterna se sanciona con la suspensión del permiso de circulación. Asimismo, las estaciones de servicio que no cumplen con las normas técnicas o de seguridad, son penadas con el cierre de sus operaciones y si son reincidentes hasta con la suspensión de sus permisos en forma permanente. 2.6.2. Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos La ARESEP, encargada de la fijación de precios y tarifas de los productos energéticos, en todas sus etapas, de los márgenes de comercialización de los intermediarios en la cadena petrolera y de las tarifas de compra de energía eléctrica a los generadores privados bajo la Ley No. 7200 de Generación Autónoma o Paralela y sus reformas. Asimismo, corresponde a la ARESEP, la fijación de las normas de calidad de la prestación de los servicios públicos, conforme lo establece su Ley No. 7593 de creación y el DE No. 29732-MP 16 de agosto de 2001. El Poder Ejecutivo promulgó el DE No. 29732-MP 16 de agosto de 2001 Reglamento a la Ley Reguladora de lose Servicios Públicos, No. 7593 de 9 de agosto de 1996 y DE No. 29847-MP-MINAE-MEIC de 19 de noviembre de 2001 Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos, luego de un proceso de negociación con la ARESEP. Otros proyectos de reglamentos propuestos por la ARESEP al Poder Ejecutivo, como el de combustibles, no fueron consensuados, por cuanto, entraban a regular la calidad de éste, el cual es competencia del MINAE. La ARESEP ha trabajado en un proceso de elaboración de “normas técnicas de calidad” relacionadas con la prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica y combustibles, sobre la base de que el artículo 36 de la Ley No. 7593 de la ARESEP establece que el ente autónomo se encuentra facultado para emitir “normas técnicas” obligatorias para las empresas e instituciones públicas que regula. Las empresas reguladas por la ARESEP, se han sentido afectas con esa iniciativa, primero que todo, porque existe una confusión entre los reglamentos que promulga el Poder Ejecutivo, que son normas de carácter general y las “normas técnicas” de calidad de la prestación del servicio público, que son meros actos administrativos de un ente autónomo emitidos en una resolución, que reglamentan y se dirigen a los prestadores de servicio público que regula y que no puede contradecir un decreto ejecutivo por ser de mayor rango. En segundo lugar, existe una preocupación general relacionada la competencia de la ARESEP para emitir “reglamentos y normas técnicas”, toda vez que en el borrador de reglamento no se ajusta a la definición que sobre este tema consigna la Ley No. 7475 de Aprobación del Acta Final, en la que se incorpora los resultados de la Ronda de Uruguay

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de Negociaciones Comerciales Multilaterales de 20 de diciembre de 1994, específicamente en el Acuerdo sobre Obstáculos Técnicos al Comercio, el término “norma técnica” se refiere a disposiciones de acatamiento voluntario, mientras que “reglamento técnico” se refiere al instrumento económico legal que puede utilizar Costa Rica para establecer limitaciones a productos que afecten áreas de salud y medio ambiente, entre otras, que resultan ser de naturaleza obligatoria para los comerciantes. Tal procedimiento debe seguirse según el tratado ante el órgano nacional de reglamentación técnica, que para los efectos se establece dentro del “Sistema Nacional de la Calidad” adoptado por el país, que está bajo la responsabilidad del MEIC. Por último, el hecho de que existan entes con injerencia en el área de los servicios públicos, pone en tela de juicio la competencia dentro del accionar de cada una de las instituciones involucradas. 2.6.2.1. Calidad de Combustibles En cuanto al proceso de elaboración de “normas técnicas de calidad” relacionadas con la prestación del servicio público de suministro de combustibles, la ARESEP, propuso el establecimiento de una “Regulación para el almacenamiento y el suministro a granel, transporte, distribución y comercialización de combustibles”. Mediante decretos ejecutivos publicados en Alcance No. 32 a La Gaceta de 18 de mayo de 2000, se publicaron los reglamentos relacionados con el almacenamiento y comercialización de hidrocarburos con el DE No. 30131-MINAE-S publicado en La Gaceta de 1 de Febrero de 2002, Reglamento para la Regulación del Sistema de Almacenamiento y Comercialización de Hidrocarburos. Dentro de éste ámbito de competencia del MINAE relacionado con el transporte y comercialización, se ha promulgado una serie de decretos ejecutivos que han venido a mejorar la calidad de los combustibles por medio del establecimiento de estándares que han tenido su impacto positivo en ambiente, entre los cuales se encuentran los DE No. 19088-S de 1989 sobre eliminación del plomo en la gasolina, No. 26130 del 9/07/97 que establece la reducción del azufre en el diésel, No. 26482 del 2/12/97 que establece las especificaciones y características de la gasolina, el No. 26443 del 12/11/97 que hace lo propio con el diésel y el No. 30690-MINAE publicado en La Gaceta de 17 de Septiembre de 2002 que modifica el DE No. 26130 para variar los períodos en que se reduce el azufre en el diésel (en la actualidad se permite hasta 0,35% de azufre en el diésel hasta 0,05% (o quinientas partes por millón) hacia octubre de 2008, favoreciendo la introducción de nuevos modelos de automóviles menos contaminantes. También el MINAE, en consideración a la importancia que el consumo de derivados del petróleo tiene en nuestro país, al impacto de su combustión sobre el ambiente, a la responsabilidad que le asiste de coordinar su accionar con las políticas propias de su área y con las grandes políticas nacionales, y a la obligación de velar que las acciones nacionales e internacionales tendientes a elaborar estándares específicos para el país y para la región, resulten acordes con tales políticas, actividades y competencias propias de un ente político conforme lo establece la Constitución Política, ha promovido una participación activa de todos los sectores en el proceso de elaboración de estándares ambientales nacionales específicos sobre los combustibles, en la que la ARESEP ha

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estado participando en conjunto con el Ministerio de Salud, MOPT, RECOPE S.A., dentro del proyecto nacional “MOPT/GTZ Aire Limpio de San José”, en cuyo seno se discute, a nivel intersectorial, distintas opciones sobre el tema donde se vislumbran a corto plazo, resultados importantes referentes a la calidad de los mismos, el cual resulta ser muy importante para la elaboración de estándares comunes para los países de la región en el marco del proyecto armonización e integración del mercado de hidrocarburos en América Central. El DE No. 33096-H-MOPT publicado en La Gaceta No. 96 de viernes 19 de mayo de 2006 exonera los carros de tecnologías limpias como una forma de apoyar un cambio en la calidad del aire y la eficiencia energética. 2.6.2.2. Biocombustibles 2.6.2.2.a. Etanol Anhidro En DE No. 31087-MAG-MINAE, publicado en La Gaceta del martes 6 de abril del 2003, se crea una Comisión Técnica de Trabajo conformada por MAG-MINAE-RECOPE-LAICA, con la finalidad de formular, identificar y diseñar estrategias para el desarrollo de etanol anhidro destilado nacionalmente y producido utilizando materias primas locales, como sustituto del MTBE en la gasolina el cual es un componente utilizado para la oxigenación de los carburantes. La Comisión tiene entre sus funciones facilitar la toma de decisiones, el fomentar la investigación y ejecución de proyectos piloto, proponer un plan de acción para el uso del etanol, integrando aspectos estratégicos de impacto ambiental, socioeconómico, agropecuario y agroindustrial, estructuras de costos, expansión de siembras, inversión en infraestructura, distribución comercialización, mercado de consumidores, con el fin de que se comercialicen todas las gasolinas mezcladas con etanol anhidro. El Decreto fue cuestionado por la fracción del Movimiento Libertario en la Administración Pacheco de la Espriella, aunque fueron retiradazas las objeciones posteriormente (2005), sin embargo, atrasó sustancialmente el trabajo de ésta. Se implementaron dos proyectos pilotos, uno con 30 vehículos de la misma empresa y actualmente se ejecuta un proyecto piloto en el Plantel de Barranca, que da cobertura a Guanacaste y Puntarenas mediante el abastecimiento de gasolina con etanol que brindan 62 estaciones de servicio. Se elaboró un informe sobre la Perspectivas del uso del etanol anhidro, en el cual se detallan conclusiones y recomendaciones, siendo importante destacar, entre éstas últimas, que en la estrategia para implementar un programa de mezcla de etanol anhidro- gasolina se debe contemplar cuestiones técnicas y formales relacionadas con la infraestructura y logística, tales como las especificación química y física, el nivel de mezcla y control de calidad; en los aspectos económicos, se debe tener claro la regularidad de la oferta y la demanda, tanques de almacenamiento, costos de producción y formación de precios, en instrumentos de regulación económica, papel de tributos. El papel de la Comisión está siendo reformulada por la Administración Arias Sánchez (2006-2010).

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2.6.2.2.b. Biodiésel En DE No. 31818-MAG-MINAE, publicado en La Gaceta del miércoles 9 de junio del 2004, se crea una Comisión Técnica de trabajo conformada por MAG-MINAE-RECOPE-CANAPALMA, Sector Industrial de la Palma e Industria Oleoquímica, con la finalidad de formular, identificar y diseñar estrategias para el desarrollo del biodiésel producido nacionalmente y utilizando materias primas locales, promoviendo la vinculación del ambiente con los sectores de energía y agropecuarios. La Comisión tiene entre sus funciones fomentar la gestión energética vinculando las fuentes renovables y limpias de energía, con la creación de oportunidades de desarrollo para el sector agropecuario, que faciliten la toma de decisiones, promover la vinculación del ambiente con los sectores de energía y agropecuarios nacionales, propiciando el uso del biodiésel si los estudios, investigaciones y evaluaciones técnicas así lo concluyen. Además, debe fomentar la investigación y ejecución de proyectos piloto, proponer un plan de acción para el uso del biodiésel, integrando aspectos estratégicos de impacto ambiental, socioeconómico, agropecuario y agroindustrial, estructuras de costos, expansión de siembras, inversión en infraestructura, distribución comercialización, mercado de consumidores, entre otros. La Comisión rindió un informe al Poder Ejecutivo recomendando: establecer nuevas plantaciones para atender un potencial aumento de la demanda de aceite de palma y minimizar impactos sobre la base de los recursos naturales; publicar en el menor plazo posible, la especificación técnica para el biodiésel (B100); elaborar un estudio económico que considere los aspectos socioeconómicos y ambientales del programa de biodiésel a efecto de determinar su factibilidad, así como incluir dentro de la Agenda Agro 21 del MAG, una política de fomento de cultivos utilizados para producir biocombustibles, utilizar residuos biomásicos para producir biocombustibles y mantener la comisión. 2.6.2.2.c. Proyecto de ley sobre biocombustibles En la Gaceta del 14 de junio del 2005 se publicó el proyecto de ley para “promocionar la investigación, desarrollo, generación y uso de biocombustibles y derivados oleoquímicos”, expediente No. 15.853 se encuentra en la Comisión Especial de Ambiente de la Asamblea Legislativa, el cual recibió observaciones por parte del MINAE en la Administración Pacheco de la Espriella. Se estuvo trabajando en replantear el texto para que reuniera las condiciones técnicas y administrativas que permitieran la implementación de los biocombustibles. La Asamblea Legislativa del período 2006-2010 deberá retomarlo y definir el rumbo a seguir. El proyecto de ley expediente No. 15.797, Reforma de la Ley Forestal No. 7575 de 13 de febrero de 1996 para el pago de Servicios Ambientales, pretende modificar esta ley para reconocer servicios ambientales a las plantaciones forestales y la producción de combustibles de fuentes renovables y limpias, que inciden directamente en la protección, mejoramiento del medio ambiente y la salud, considerando la reducción y mitigación de emisiones de GEI, protección del recurso hídrico, biodiversidad, ecosistemas, formas de vida y belleza escénica natural para fines turísticos y científicos, así como, la conservación y uso sostenible, científico y farmacéutico, investigación y mejoramiento genético de éstos.

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Los recursos provendrían de la porción porcentual destinada al pago de los servicios ambientales a favor del Fondo Nacional de Financiamiento Forestal (Fonafifo), con origen en el pago del impuesto único a los combustibles, establecido en la Ley de Simplificación y Eficiencia Tributaria No. 8114, de 4 de julio de 2001. El pago estará destinado a los productores de biodiésel y bioetanol, considerando productores de la materia prima y la transformación de la misma en combustible. Se aplicará cuando el costo de producir el biodiésel y el bioetanol sea mayor al valor en el mercado nacional del diésel y la gasolina. El MINAE se opuso, porque implicaba un incremento adicional en el precio de los combustibles que se adicionaba a los que se traslada al FONAFIFO por servicios ambientales, considerando básicamente el alto costo de petróleo y sus derivados. 2.7. Aspectos legales del Área Petrolera a definir 2.7.1. Conservación de Energía Desde 1983 el sector energía trabaja en el tema de la conservación de energía. Los distintos planes nacionales de energía han establecido la conservación como una importante estrategia para el abastecimiento de energía en el país, tratándola como un recurso más. La experiencia en este campo demostró que para tener éxito y alcanzar los objetivos propuestos se requería no solo de un proceso importante de educación y concientización del usuario, sino también de la regulación necesaria para crear las condiciones para el desarrollo de programas de ahorro y uso eficiente de la energía. Es así, como el 13 de diciembre de 1994 se publica la Ley No. 7447 de Regulación del Uso Racional de la Energía, que regula las actividades de conservación de energía, estableciendo como coordinador del programa nacional de conservación al MINAE y autorizando a las empresas e instituciones públicas del sector a llevar adelante programas en este campo. Los postulados sobre los que se asienta la Ley No. 7447 se refieren a programas obligatorios de conservación de energía en los macroconsumidores (aquellos que consumen más de 240 000 kWh - año de electricidad, 360 000 litros de combustibles o 12 TJ combinados); regulación de normas de eficiencia para equipos e instalaciones y placa o aviso de consumo energético en cada uno de los equipos que se vendan en el país como una forma de educar al consumidor. En lo que se refiere a la promoción de importación y fabricación de equipos eficientes como parte de la estrategia de incentivar el uso racional de la energía en los términos de la Ley No. 7447, la Ley No. 8114 de Simplificación y Eficiencia Tributaria se encargo en su artículo 17 de derogar las exenciones del pago del impuesto general sobre las ventas en los artículos 38 y 53 de la Ley No. 7447 de Regulación del Uso Racional de la Energía, de 3 de noviembre de 1994.

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También, el artículo 23 del Capítulo V de la ley, reforma la Ley No. 4961 de Consolidación de Impuestos Selectivos de Consumo de 10 de marzo de 1972 y establece la lista de mercancías gravadas al Anexo a la Ley de Consolidación de Impuestos Selectivos de Consumo, la cual excluyó lámparas fluorescentes y balastros. La responsabilidad de la aplicación es del MINAE, pero no cuenta con una unidad administrativa propia que se haga cargo de esta actividad, por lo que su presencia ha sido muy débil, algunas disposiciones de la Ley No. 7447 no se han aplicado del todo y hay pocas o ninguna acción de control, verificación y seguimiento de los trámites que se realizan. Se ha propuesto simplificar las regulaciones mediante una reforma al reglamento, que se encuentra en proceso de firma y una reforma de la Ley para resolver limitaciones técnicas y presupuestarias, misma que no ha sido presentada a la Asamblea Legislativa. 2.7.2. Directriz al Sector Público sobre el “Uso Eficiente de Energía Eléctrica y ahorro de derivados de petróleo” Debido a las variaciones que el precio de los hidrocarburos y sus derivados que han presentado los mercados internacionales y al impacto que tienen cuando los mismos tienden al alza, el Gobierno de la República en Sesión de Consejo de Gobierno No. 121, Artículo Segundo, de 17 de octubre de 2000 emitió una Directriz al Sector Público, entendido éste como, el Poder Ejecutivo y Sector Descentralizado para que tome acciones que promuevan el “Uso Eficiente de Energía Eléctrica y ahorro de derivados de petróleo” en los entes afectados, designando como instancia encargada de coordinar y dar seguimiento a dicha directriz, al MINAE, para lo cual se elaboró un procedimiento que incluye acciones y resultados dirigidos a los responsables designados en la propia directriz. 2.7.3. Plan de Contingencia Petrolera de Consumo Nacional de Combustibles El incremento sostenido en los precios del petróleo y sus derivados provocó que el Consejo de Gobierno aprobara en 2004 el Plan de Contingencia Petrolera Consumo Nacional de Combustibles que consiste en una serie de medidas de corto, mediano y largo plazo para el uso eficiente y ahorro de combustibles, tendientes a disminuir el consumo de derivados de petróleo en los diferentes sectores. La estrategia del Plan es utilizar el precio de petróleo como detonador ir aplicando medidas de tipo voluntario y obligatorio en los diferentes sectores principalmente en el transporte. El precio del petróleo obligó al gobierno a emitir las Directrices No. 41 MP-H-MOPT-MOPT-MINAE y No. 42-2005 para impulsar la aplicación de las primeras mediadas coercitivas del Plan. La primera directriz indicaba la continuación y aplicación de la campañas de ahorro de combustibles, establecimiento de horarios de trabajo (lo cual se reguló mediante la Directriz No. 042-2005), trámites remotos en los entes públicos, trabajo a distancia, medidas de mejoramiento del uso de la red vial, de regulación vehicular, restricción circulación vehicular a entes de gobierno, evaluación de medidas de

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mediano plazo, mejoramiento del parque automotor, la reactivación del ferrocarril, el proyecto de sectorización del transporte público y aceleramiento en el uso de biocombustibles. A la fecha de este Plan se está aplicando lo siguiente: la regulación vehicular en el casco comercial de San José, la reorganización del sector oeste de la ciudad de San José, la primera etapa del ferrocarril, los horarios de entrada a las 7 a.m. en los entes públicos en el Área Metropolitana de San José, la ejecución de un plan piloto para el uso de mezclas etanol gasolina y la emisión de un decreto ejecutivo para reducir el selectivo de consumo a vehículos híbridos eléctricos. Por el alcance de estas medidas se han obtenido resultados limitados. Un análisis de las cifras de consumo de gasolinas y diésel, indican que éstas registran una disminución de 5,66% en los siete meses de inicio respecto al consumo proyectado y el diésel un incremento del 2% en los primeros siete meses del plan. Es de destacar que el trabajo fue desarrollado por diferentes ministerios y entes, situación que a la fecha a decaído y debería ser retomada. La Directriz No. 041-2005 en lo que se refiere a la aplicación de medidas de regulación vehicular por señalización conforme a la Ley de Tránsito y medidas de mejoramiento de la red vial, provocó que se interpusiera ante la Sala Constitucional un Habeas Corpus (expediente 05-9397), al menos 5 recursos de amparo (expedientes 05-9315, 05-9470, 05-9471, 05-9890 y 05-9940), y una acción de inconstitucionalidad (05-9594), por parte de personas que consideraban que la medida y la multa por infracción a una señal de tránsito implicaban una restricción a la libertad de tránsito, derecho protegido constitucionalmente. El Habeas Corpus y los recursos de amparo fueron declarados sin lugar y en cuanto a la acción de inconstitucionalidad, es de señalar que en voto 9572-06 se declaró sin lugar. Por otra parte, los vecinos del Barrio Don Bosco, presentaron un recurso de amparo por considerar que se ven afectados una medida de mejoramiento vial que causa emisiones vehicular y sónica, además de una depreciación de propiedades, relacionadas con el cambio de vías establecido por el MOPT en esa zona, siendo que en voto 8327-06 se declaro sin lugar sobre la base de que las medidas de la Dirección de Planificación Sectorial del MOPT, son competencias propias de las autoridades y éstas han señalado que ha mejorado la fluidez del tránsito y no al contrario. 2.7.4. Unión Aduanera - Integración Económica Centroamericana En la XXI Reunión Ordinaria de Jefes de Estado y de Gobierno del Sistema de Integración Centroamericana, celebrada en Granada, Nicaragua el 20 de junio de 2002, el Gobierno de la República decide integrarse al proceso de conformación de la Unión Aduanera, siendo que el sector energía participo con dos delegadas nacionales en el Subgrupo de Hidrocarburos. Se logró armonizar quince reglamentos técnicos, que se pusieron en consulta pública nacional y ante la Organización Mundial de Comercio (OMC) de conformidad con el tramite que conduce el MEIC, siendo que, doce de ellos fueron aprobados por el Consejo de Ministro de Integración Centroamericana (COMIECO) mediante resoluciones No. 142-

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2005 y 152-2005, las cuales se incorporaron al ordenamiento jurídico nacional en el DE No. 32812-COMEX-MINAE-MEIC que comprende reglamentos técnicos sobre asfaltos, gasolina superior y de aviación, queroseno de iluminación y de aviación, así como aceites lubricantes para motores a gasolina o diésel, los cuales entraron a regir el 26 de marzo de 2006 y DE No. 32921-COMEX-MINAE-MEIC, comprende reglamentos técnicos de transporte terrestre de hidrocarburos líquidos y de GLP a granel, especificaciones de fabricación y de válvulas de acoplamiento roscado y rápido para cilindros portátiles para GLP y especificaciones de producto y de mezcla para GLP, propano y butano comercial, los cuales entraron a regir el 30 de mayo de 2006. Se encuentran pendiente de trámite los reglamentos técnicos sobre diésel 2D (automotriz), sellos de inviolabilidad y gasolina regular. En el proceso de integración de hidrocarburos se ha analizado eventual regulación del biodiésel y del etanol anhidro carburante, razón por la que se remitió una propuesta de las eventuales especificaciones técnicas de éstos para aprobación del Ministro del Ambiente y Energía, con el objeto de contar con una base de trabajo con los demás integrantes centroamericanos del Subgrupo de Hidrocarburos.

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Capítulo 3

PANORAMA ENERGÉTICO

Con el fin de tener una imagen amplia del panorama energético, este capítulo se compone de ocho apartados, el primero y segundo describen el entorno internacional y regional de la producción energética. En los siguientes apartados se enfocará el panorama energético nacional, la oferta, la producción, la capacidad instalada y el consumo de energía. 3.1. Panorama Energético Internacional Durante años se ha analizado en todo el mundo la correlación existente entre la variable energía y las variables ambiente, sociedad y economía. No cabe duda que lo que ocurra en el campo energético afecta en forma directa a todas las naciones, independientemente si éstas son desarrolladas o en vías de desarrollo. A principios del siglo XX el carbón mineral fue la plataforma energética para consolidar y expandir la industria y el comercio en el mundo. Con el pasar del tiempo esta fuente energética fue siendo desplazada gradualmente por el petróleo.

Cuadro No 3-1

PRODUCCIÓN ENERGÉTICA MUNDIAL, 1990-2004 Producción Mundial 1990 1995 2000 2004 Tasa Var. A.

2004/1990

Recurso Renovable GWh 103 120,0 177,3 248,7 667,9 11,4

Hidraúlico TWh 103 (*) 2 167,4 2 474,7 2 648,1 2 808,0 1,7

Nuclear TWh 103 1 905,1 2 206,0 2 479,3 2 738, 0 2,4

Térmico TWh 103 7 139,5 7 828,9 9 016,8 6 944,0 -0,2

Carbón Mineral en millones de TEP 2 292,9 2 257,6 2 137,4 2 775,7 1,3

Gas Natural en millones m3 1 993,8 2 136,1 2 422,3 2 871,8 2,4

Petróleo en miles de barriles diarios (2) 65 410 67 900 74 510 84 094 1,6

Fuente: Con base en datos de EIA (Agencia de Energía Internacional) Notas: (1) Geotérmico, solar, viento, leña y desecho. (2) Datos correspondientes a 2005 La producción energética a partir de fuentes renovables manifiesta una dinámica positiva, que si bien, en términos de volumen no es tan significativa, es un punto importante a considerar para el futuro. El energético que presenta una mayor difusión es el petróleo, pero la explotación de esta fuente fósil depende de múltiples factores a nivel económico, geopolítico y ambiental.

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En años recientes se ha desencadenado una crisis geopolítica en el Medio Oriente, que sumado a las presiones de distintos foros internacionales por disminuir el impacto de esta fuente energética fósil sobre el ambiente, ha generado una incertidumbre en los precios internacionales y un panorama conservador con respecto a la inversión en nueva infraestructura y explotación del petróleo. Se observa que la tasa de crecimiento de la producción de petróleo en el mundo, no solo se encuentra estancada sino que además, se estima que en el mediano plazo este energético podría perder fuerza dentro de la producción y el consumo internacional. Igualmente se aprecia una mayor dinámica de fuentes alternativas al petróleo. El gas natural es una de las fuentes energéticas que presenta grandes fortalezas para el consumo futuro, básicamente por su bondad con el medio ambiente. 3.2 Panorama Energético Regional A lo largo de la década de los noventa, la producción de petróleo en América Latina y el Caribe creció anualmente a una tasa promedio del 3,2% anual, pero para los primeros años de la década siguiente se observa una baja sustancial (hasta 0,9% anual). En general, se observa una disminución en la dinámica de casi todas las fuentes, excepto en la energía nuclear.

Cuadro No 3-2

AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE: PRODUCCIÓN ENERGÉTICA, 1990-2004 R. Renovable(1) Nuclear Térmico Carbón Mineral Gas Natural Petróleo(2)

Año Otros

GWh 103 Hidráulico GWh 103

GWh 103 GWh 103 Millones de TEP Millones de m3 Mbbl

1990 8,1 364,8 9,0 115,6 20,9 58,3 1 880 1991 8,3 386,3 9,1 116,2 21,7 60,5 1 927 1992 9,9 397,0 8,4 122,0 22,7 60,9 1 953 1993 9,7 427,9 7,7 123,6 22,1 64,5 2 110 1994 10,5 454,6 7,9 125,1 23,6 67,4 2 183 1995 11,0 471,5 9,5 144,4 25,5 73,2 2 230 1996 12,7 486,6 9,2 155,4 28,3 79,1 2 391 1997 13,7 510,8 10,5 164,6 31,2 83,3 2 496 1998 14,5 521,4 10,3 177,3 29,7 88,8 2 613 1999 15,5 528,5 10,5 197,7 31,7 89,7 2 599 2000 16,0 535,7 10,8 220,4 37,0 96,4 2 624 2004 21,6 589,2 19,5 217,6 27,7 86,0 2 858

Var. % 90-99 6,5 3,7 1,5 5,4 4,2 4,3 3,2 Var. % 00-04 3,0 1,0 5,9 -0,1 -2,9 -1,1 0,9 Fuente: Con base en datos de EIA (Agencia de Energía Internacional) excluye México, excepto en petróleo. Notas: (1) Geotérmico, solar, viento, leña y desecho. (2) Con base en datos de OLADE. Según datos de OLADE para 2004, América Latina y el Caribe poseía poco menos de un sexto de las reservas probadas de petróleo en el mundo y se concentraban básicamente en tres de diez países que reportan explotación: Venezuela (53,4%), México (32,7%) y

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Brasil (5,8%). Del total de reservas, un total del 77,1% se ubican en tierra firme y el resto, costa afuera o off shore, principalmente en México y Brasil. El gas natural continuó mostrando un importante desarrollo durante la década de los noventa, experimentando un crecimiento promedio del 4,3% anual promedio. Las reservas de este energético en la Región, representan alrededor del 6% de las reservas mundiales. De todos los países de América Latina y el Caribe, los que mantienen un mayor aporte son Venezuela (55,8%), México (11,1%), Argentina (9,2%) y Bolivia (9,0%).Al igual que con las reservas petroleras, la mayoría se ubica en tierra firme (84,8% del total) en tanto, la mayoría de las reservas costa afuera se ubican en Trinidad & Tobago, Brasil y México. La producción de carbón mineral dentro de Latinoamérica y el Caribe presentó una tasa de crecimiento anual promedio cercana al 4,2% durante los noventa para caer a 2,9% en los últimos años. Este recurso se identifica básicamente en países como Colombia (41%), Brasil (33%), México (11%) y Venezuela (8%). La energía nuclear presenta poca participación dentro de esta área, los países que utilizan esta fuente energética son Argentina, Brasil y México. Dentro de las fuentes renovables están: la geotérmica, la leña, el viento, la solar y el bagazo. Su participación evidencia un crecimiento promedio anual del 7% cercano a la tendencia mundial, pero cae a menos de la mitad entre 2000 y 2004 Aún así, la Región está dando los primeros pasos en el desarrollo de estas fuentes energéticas. 3.3. Panorama Energético Nacional En este apartado, se describirá la forma en que se dispone en el país los recursos energéticos más importantes para satisfacer sus necesidades energéticas. 3.3.1. Hidroelectricidad Costa Rica tiene 34 cuencas hidrográficas, en 19 de las cuales, se han identificado proyectos hidroeléctricos por parte del ICE, CNFL S.A., JASEC y ESPH S.A. y los generadores privados. De conformidad con el DE 26635-MINAE, nuestro país subdivide estas cuencas en cinco vertientes hidrográficas, las cuales poseen características bien definidas y asociadas con el régimen de lluvias. Estas vertientes con sus respectivas cuencas son:

Vertiente Hidrográfica San Juan: Sarapiquí, Cureña, San Carlos, Pocosol, Frío y Zapote

Vertiente Hidrográfica Caribe: Sixaola, Estrella, Banano, Bananito, Moín, Matina, Madre de Dios, Pacuare, Reventazón, Tortuguero y Chirripó

Vertiente Hidrográfica Térraba - Pacífico Sur: Savegre, Barú y otros, Grande de Térraba, Península de Osa, Changuinola (parte costarricense), Esquinas y otros

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Vertiente Hidrográfica Tárcoles - Pacífico Central: Barranca, Jesús María, Grande de Tárcoles, Tusubres y otros, Damas y otros, Parrita o Pirris y Naranjo

Vertiente Hidrográfica Tempisque - Guanacaste: Península de Nicoya y costa norte, Tempisque, Bebedero, Abangares y otros

El potencial hidroeléctrico bruto estimado según el CENPE del ICE en 8 072 MW con un potencial disponible para el SEN de 5 851 MW, dichas cifras excluyen un potencial ubicado en parques nacionales de aproximadamente 5 000 MW. La potencia hidroeléctrica total instalada en Costa Rica al finalizar 2007 era de 1 500,4 MW (un 6,3% más que en 2006) que en un 74,2% pertenece al ICE, los generadores privados incluidas las cooperativas de electrificación rural tienen el 19,6% de capacidad instalada y finalmente, bajo el esquema BOT un 6,2% del total. Del potencial aprovechable, no explotado aún basado en proyectos identificados por el ICE se ha estimado que 4 362,6 MW 2 (considera Parques Nacionales) (Nota: incluye proyectos menores de 20 MW bajo el Capítulo I de la ley 7 200, y otros menores a 50 MW bajo el Capítulo II de la misma Ley).

Cuadro No. 3-3

COSTA RICA: RESUMEN DEL POTENCIAL HIDROELÉCTRICO IDENTIFICADO POR CUENCA HIDROGRÁFICA, MAYO 2006 (incluye a Empresas Privadas)

CUENCA

No. PROYECTOS

IDENTIFICADOS POR EL ICE MW

IDENTIFICADOS POR PRIVADOS MW

Térraba 9 1 078,4 19,9 Sixaola 16 1 055,3 0 Reventazón 15 549,8 16,6 San Carlos 31 0 39,7 Pacuare 4 231 0 Tárcoles 22 307,3 13 Savegre 8 386,6 0 Chirripó 10 136,3 28,3 Matina 4 344,3 0 Sarapiquí 14 80 30,2 Naranjo 2 118,4 0 Río Esquinas 7 0 38,1 Barranca 3 40 20 Zapote 5 0 17,7 Bebedero 4 0 15 Tempisque 2 0 0 Río Frío 1 0 6,7 Parrita 7 35,2 20 Abangares 1 0 0,6

Total 174 4 362,6 265,8 Fuente: DSE, CENPE-ICE, Proyectos con elegibilidad a Marzo 2006 y Proyectos con elegibilidad a mayo 2001. Potencial de Costa Rica. Proceso Tecnologías de Generación, Mayo 2006.

2 Ureña, Luis, Ing. Proceso Tecnologías de Generación. ICE-CENPE, Mayo 2006.

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En relación con proyectos futuros, el ICE han identificado a la fecha 3 581 MW en proyectos sin explotar fuera de parques nacionales, de los cuales un 46,4% tocan zonas de reserva indígena, y 13,3 % reservas forestales. En estas zonas es posible el desarrollo de proyectos, aunque se plantea la posibilidad de conflictos sociales y ambientales. Adicionalmente, a los proyectos del ICE, los generadores privados, CNFL S.A., JASEC y ESPH S.A., han identificado para el trámite de elegibilidad un potencial de 488 MW, de esta lista solo los proyectos que la CNFL S.A. ha identificado representan un total de 222,16 MW, los cuales esperan concretar antes del 2017. En el cuadro No 3-3 se presenta un resumen de la cantidad de proyectos identificados y el potencial por cuenca hidrográfica. La disponibilidad del recurso hídrico, está íntimamente ligada a las variaciones en la precipitación pluvial. La oferta hídrica es abundante de mayo a noviembre (época lluviosa), mientras que para el período de diciembre a abril, correspondiente a los meses secos, la oferta hídrica baja debido a la disminución de los caudales de los ríos. Periódicamente ocurren variaciones marcadas en el ciclo hidrológico, ocasionado por fenómenos meteorológicos como “El Niño” y otras oscilaciones climáticas. El Niño se presenta en intervalos de dos a siete años y provoca que la estación lluviosa sea irregular, prolongando la estación seca y disminuyendo la precipitación en los meses de julio y agosto, especialmente en las cuencas de la vertiente del Pacífico. 3.3.2 Biomasa Los recursos biomásicos de que dispone el país incluyen la leña, los residuos vegetales, el biogás y el alcohol (etanol que será tratado por aparte), entre otros. Este es un tema poco investigado pero que encierra un gran potencial, no sólo del punto de vista energético sino ambiental (al reducir contaminación) así como económico (generación de empleos en zonas rurales), sin embargo, la DSE ha encargado una encuesta estos recursos no se encuentran totalmente evaluados, dada la variedad y dispersión de las posibles fuentes; sin embargo, existe información básica al respecto, la cual se comenta a continuación: • Leña Las principales fuentes productoras de leña, en orden de importancia, son: los árboles en potreros, cafetales, charrales y tacotales, las cortinas y el aserrío. A través de los años, el abastecimiento de leña ha sufrido algunas alteraciones en cuanto a cantidad, calidad y frecuencia, debido a la introducción de nuevas tecnologías tanto agrícolas como pecuarias, dentro de las que se encuentran la eliminación de los árboles de sombra en los cafetales y la utilización de variedades de café con porte más bajo, que producen menos leña de poda. Las técnicas poco eficientes de manejo de charrales y tacotales, la ausencia de programas sistemáticos de desarrollo sostenible, el crecimiento de la población y la demanda industrial, han provocado una fuerte presión sobre el recurso, que está redundando en su paulatino agotamiento.

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Aunado a lo anterior existe un vacío importante de información sobre esta actividad, pues las estimaciones de potencial anual de dicho recurso provienen del período 1986-1987, de hecho, el cuadro No 3-4 señalaba que las fuentes productoras actuales asciendían a 24 701 369 m3, correspondiente a 327 688 TJ. Comparando ese total con la oferta potencial interna de leña para 2007 según la más reciente Encuesta de Biomasa (actualmente en prensa), la cual asciende 12 163,6 TJ, del cual un 70,4% corresponde a leña generada por la actividad cafetalera. Obteniéndose un aprovechamiento de este recurso biomásico es apenas de un 3,7%. Si bien la comparación puede resultar no válida, por tratarse de períodos completamente diferentes -el estudio de la biomasa no ha sido actualizado- por lo que únicamente se realiza a manera de referencia. Se aprecia además en este mismo cuadro, que la fuente productora de leña con mayor potencial (70%) son los árboles en potreros, y que los cafetales aportan un porcentaje muy bajo (3%) al potencial total; no obstante lo anterior, los cafetales son la fuente productora más utilizada. Esta situación de desbalance entre el potencial y la oferta de leña, obedece al hecho de que, en muchos casos, gran parte del potencial se encuentra en áreas lejanas a los centros de consumo, haciendo antieconómico su aprovechamiento, dado los altos costos de transporte.

Cuadro No 3-4

COSTA RICA: POTENCIAL DENDROENERGÉTICO ANUAL (Años 1986-1987) Fuente En metros

cúbicos En Terajulios

(3) Variación

porcentual Cafetales 787 940 10 453 3,0 Charrales y tocatales 2 660 518 35 294 11,0 Árboles en potreros 17 391 162 230 711 70,0 Cercasvivas y cortinas Rompevientos

985 065

13 068

4,0

Madereo (1) 657 374 8 721 3,0 Aserrío 314 310 4 170 1,0 Plantaciones forestales (2) 1 905 000 25 272 8,0 Total 24 701 369 327 688 100,0

Fuente: Canet, Gilbert y Hernández Alexandra. “Potencial Dentroenergético de Costa Rica”, DSE, Agosto, 1990. Notas: (1) Incluye tala ilegal. (2) DECAFOR. (3) Capacidad calorífica 18TJ/1000TM, 737 kg/M3

Esto da como resultado que existan zonas con gran demanda de leña, en las cuales su producción es crítica, mientras que en otras se tienen una oferta que sobrepasa las necesidades de la zona. En estudios recientes se han elaborado mapas de residuos agrícolas y forestales3, que permitirán desarrollar una estrategia para su aprovechamiento de manera sistemática como fuente energética.

3 Valoración de los Residuos Biomásicos en Costa Rica Usando Sistemas de Información Geográfica, CATIE, 2005

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3.3.3 Viento En 1984 el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) contrató a la empresa Electrowatt Ingenieros Consultores, con el fin de evaluar el potencial eólico del país. Este estudio permanece vigente a la fecha, por lo que en el mapa ubicado en el Anexo No 7 se pueden apreciar las zonas de mayor potencial eólico, dentro de las que se destacan principalmente Guanacaste y el Valle Central.

Con relación al potencial teórico se estimó en 14 000 MW para una producción teórica de electricidad de 126 000 GWh/año; a la fecha se estima que el potencial aprovechable estimado es de 6004 MW. Dentro de las zonas en el país con velocidades de viento aptas para la producción de energía eléctrica se encuentra la parte norte, la cual sigue siendo la de mayor aptitud para desarrollar proyectos conectados a la red. Específicamente Tilarán, Bagaces (zona de Miravalles), Río Naranjo y La Cruz.

El recurso eólico, ha atraído también la inversión privada y a la fecha, existen tres plantas eólicas privadas y una del ICE, con una potencia total instalada de 68,55 MW, equivalente al 3,3% de la capacidad eléctrica instalada.

La primera en operar fue la planta conocida como PESA (Plantas Eólicas S. A. – Planta Eólica Tilarán) con una capacidad instalada de 20 MW (56 máquinas de 360 kW marca Kenetech). Se ubica contigüo a la planta Tejona y entró en operación en junio 1996. La segunda planta que entró en operación en julio 1998, es la planta de Aeroenergía, perteneciente a la empresa Desarrollos Eólicos S. A. Su capacidad es de 6,4 MW (9 máquinas de 750 KW marca NEG Micon). Esta también se encuentra contiguo a Tejona. La tercera planta es la Planta Eólica Tierras Morenas, propiedad de la empresa Molinos de Viento del Arenal S. A. (MOVASA). Su capacidad es de 20MW y son 27 máquinas de 750 kW marca NEG Micon. Se localiza, aproximadamente a 10 km al noroeste de Tejona y opera desde julio 1999. El 20 de setiembre de 2002 entró en operación la planta Tejona del ICE, ubicada a 8 km de la ciudad de Tilarán, Guanacaste, con una capacidad total de 19,8 MW, está constituida por 30 turbinas de 660 kW cada una. Se espera un desarrollo de nuevos proyectos eólicos para los próximos años (periodo 2004-2008) en virtud del acuerdo del Consejo Directivo del ICE, tomado en mayo del 2004 (sesión 5613) y posteriormente modificado en septiembre del 2005 (sesión 5690), donde se establece que: “...los futuros proyectos de energía eólica se desarrollarán en etapas incrementales de penetración, para lo cual se deberá evaluar el desempeño de la etapa anterior antes de proseguir con la siguiente ampliación...”. Además se establece 4 Non-Conventional Energy Sources, Wind Energy, Volume I, Electrowatt Enngineering Services, Enero 1984.

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una primera etapa a ser desarrollada en el período 2004-2008, para incorporar al SEN proyectos eólicos hasta por 60 MW. La CNFL S.A. por su parte, ha realizado estudios de potencial de generación eólica a nivel del Valle Central, y un estudio de factibilidad para un proyecto eólico en esta zona de 15,3 MW de capacidad. Actualmente realiza estudios en la zona de Miramar. Igualmente el sector privado continua interesado en este desarrollo, prueba de ello es que el ICE ha recibido solicitudes de elegibilidad por un total de 118,1 MW para proyectos eólicos. Por otra parte, el proyecto eólico Chorotega que ha sido estudiado y diseñado por COOPEGUANACASTE R.L., ya recibió su concesión. Asimismo, COOPESANTOS está realizando los estudios correspondientes al proyecto eólico La Ventolera.

3.3.4 Radiación Solar Los primeros esfuerzos realizados en Costa Rica en el área de la energía fotovoltaica se remontan al año 1981. El ICE contrató el estudio “Fuentes de Energía no Convencionales” a la firma Electrowatt Ingenieros Consultores de Suiza. Las principales conclusiones del informe son el gran potencial bruto de energía solar y la elaboración de un mapa de la radiación en el país y la recomendación de desarrollar proyectos piloto para la utilización de la energía solar. El ICE y COOPEGUANACASTE R.L. han realizado estudios y esfuerzos en sus respectivas zonas de cobertura para la instalación de sistemas fotovoltaicos en sitios que no cuentan con red eléctrica. A finales del 2005, COOPEGUANACASTE R.L. contaba con 160 sistemas fotovoltaicos instalados y el ICE con 1 255, para un total de 1 415. Estos sistemas tienen capacidades que van desde 60 W hasta 120 W y se han instalado en 184 comunidades para atender diversas actividades: casas, escuelas, telesecundarias, EBAIS, parques nacionales, puestos fronterizos, zonas indígenas. El ICE ha realizado estudios al respecto identificando un potencial anual de 10 000 MW.

Se cuenta con otro estudio realizado por el IMN en el año 1999, el cual sitúa el potencial solar en 2.95 x 108 TJ. En el anexo No. 8 se presenta el respectivo mapa de energía solar de Costa Rica confeccionado en este estudio; en el cual se puede apreciar que las zonas de mayor radiación solar global son el Pacífico Norte y el Valle Central. Existen además estudios recientes que han determinado con mayor precisión el mapa de radiación solar5.

La tecnología disponible para el aprovechamiento de este recurso para la generación eléctrica, ya sea mediante celdas fotovoltaicos o mediante acumulación de calor, aún es excesivamente costosa, en comparación con las fuentes convencionales utilizadas en el país, lo que limita su penetración en el mercado.

5, WRIGHT, Jaime (2002) “Mapas de radiación solar en Costa Rica”, Departamento de Física, Universidad Nacional: Heredia, Costa Rica.

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En cuanto a planes futuros de explotación de la energía solar, en junio del 2001, el Consejo Directivo del ICE acuerda apoyar los fines del Programa Nacional de Electrificación Rural con Energías Renovables en Áreas no Cubiertas por la Red, el cual pretende ampliar la cobertura eléctrica al 100% mediante el uso de sistemas fotovoltaicos e hidroeléctricos de pequeña escala. Mediante este proyecto se pretende instalar sistemas fotovoltaicos en alrededor de 150 comunidades, lo cual beneficiará aproximadamente a 2 mil familias, adicionalmente se utilizaran en actividades de la comunidad como pulperías, escuelas, centros de salud, centros comunales. Dentro de este proyecto se contempla además la instalación de sistemas en alrededor de 60 reservas biológicas. 3.3.5 Geotermia6 El potencial teórico geotérmico nacional asciende a 900 MW, siendo las áreas de mayor potencial las ubicadas en la zona volcánica de Guanacaste y la Cordillera Volcánica Central, según estudio realizado por el Departamento de Recursos Geotérmicos del ICE en noviembre de 1991. En el cuadro No. 3-3 se detallan las cuatro zonas con mayor probabilidad de encontrar reservas geotérmicas en el territorio nacional. Varias de estas zonas son parte de parques nacionales, en los cuales, por disposición legal, no es posible desarrollar ningún tipo de actividad industrial ni comercial, por lo que, hay muchas dudas sobre cuánto del potencial anterior podrá ser realmente aprovechado. Actualmente el potencial geotérmico explotado asciende a 163 MW, ubicado en el Campo Geotérmico Miravalles, en las faldas del Volcán Miravalles, cerca de la Fortuna de Bagaces, Guanacaste. Su desarrollo se planificó en un inicio en cuatro etapas, la primera entró en operación en marzo de 1994 y tiene una capacidad de 55 MW, por sus características puede trabajar con una sobrecarga y está generando 60 MW. La segunda entró a operar a finales de 1998 con 55 MW. La tercera planta es un BOT (Build, Operate and Transfer) y entró en operación comercial el 24 de marzo de 2000 y tiene una capacidad instalada de 29,5 MW. En 1995 y 1997 se instalaron en el campo Geotérmico Miravalles, tres unidades generadoras “a boca de pozo” de 5 MW, cada una, las cuales trabajaron con el vapor de pozos nuevos, por lo que transitoriamente la capacidad instalada llegó a 75 MW. En 1998 y 1999 dos de las unidades a boca de pozo salieron de operación. En la actualidad el ICE tiene solo una unidad de boca de pozo de 5 MW. En enero del 2004 se inauguró la planta binaria de 19,8 MW, con esta nueva unidad (Unidad 5), la capacidad total instalada alcanza 163 MW. Basado en los datos y los resultados de once años de explotación comercial, así como en los resultados obtenidos del modelo numérico del campo, el ICE ha decidido no instalar más plantas geotérmicas hasta estar seguro de la capacidad del yacimiento. Si 6 MOYA, Paul (2005) La Energía Geotérmica en Costa Rica, UEN Proyectos y Servicios Asociados. C.S: Recursos Geotérmicos, ICE. Noviembre, 2005.

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se encontrará un yacimiento separado de la zona principal de producción, entonces sí sería posible aumentar el número de plantas en el campo geotérmico Miravalles.

Cuadro No. 3-5

COSTA RICA: CAPACIDAD GEOTERMOELÉCTRICA INSTALABLE CON BASE EN

LAS RESERVAS ORDENADAS POR GRUPO DE PRIORIDAD Ubicación 1 SEPARACION* PRIORIDAD Miravalles

Rincón de la Vieja 164 137

1

Irazú- Turrialba Tenorio Platanar

Poás Barva

101 97 97 90 85

2

Fortuna Orosí-Cacao

61 33

3

Total 865 Fuente: Departamento de Recursos Geotérmicos. ICE, noviembre 1991. Nota: *Estimación de la capacidad a instalar en MW, de la primera separación del vapor

Dentro de los proyectos candidatos a desarrollar por el ICE están los relacionados con el Volcán Rincón de la Vieja, “Las Pailas”, con una unidad de 35 MW y el cual sugiere también la instalación “Borinquen” en las faldas del mismo volcán. 3.3.6 Carbón Mineral y Turba De la existencia de carbón mineral en Costa Rica, se tienen datos desde el año de 1850. En los años 1914-1918, se reportan yacimientos de carbón en la zona de El Tablazo, así como, en Esparza y Puntarenas. En 1964, la Dirección de Geología del Ministerio de Industria y Comercio, reportó un yacimiento de carbón a 8 km al sureste de Zent, provincia de Limón, en 1966 la Universidad de Costa Rica realiza estudios petrofísicos de los lignitos recogidos en Zent. El ICE, en ese mismo año, realizó muestreos en el área de Venado en el cantón alajuelense de San Carlos, así como estudios geofísicos para carbón en el Valle de la Estrella y Talamanca. En 1981, se firmó un convenio entre los gobiernos de Costa Rica y Japón para realizar estudios de factibilidad en el área de Uatsi-Limón Sur, con lo que se marca una nueva etapa en la exploración del carbón de manera más sistemática y científica. En 1982, el Ministerio de Energía, Industria y Comercio, le concede a RECOPE S.A. la investigación y desarrollo de los recursos carboníferos del país, actividad que se empieza a desarrollar paralelamente con la exploración petrolera. En este nuevo marco de funcionamiento, se establece como primera meta, determinar el potencial carbonífero de las zonas de El Tablazo, Esparza, Venado, y Uatsi. Los estudios determinan posteriormente que el área con mayor potencial carbonífero en el país es Uatsi, luego se abre el proyecto Zent y se estudiaron paralelamente los yacimientos de turba en el país. Cálculos realizados en el año 1992 estimaron las reservas totales de carbón subituminoso, lignito y turba ascienden a 120,5 TM. Ese mismo año, se envía al

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Congreso un proyecto de ley que otorga a RECOPE S.A., una concesión especial para la explotación del carbón, pero por razones de índole ecológica y por la baja calidad del carbón, el proyecto se vota negativamente en forma unánime. Con este acto se cierra una importante etapa en la explotación del carbón mineral nacional. 3.3.7 Hidrocarburos 3.3.7.1. “Upstream” (procesos sufridos por los hidrocarburos, hasta la explotación de los mismos inclusive) Por “Upstream”, se entiende toda la actividad relacionada con la prospección, exploración y explotación del petróleo y gas natural. En Costa Rica esta actividad se inició en el año de 1874, en la zona de Baja Talamanca, provincia de Limón. Las actividades de prospección y exploración, se pueden dividir en cuatro etapas: Primera Etapa: 1900 -1930 Esta primera etapa fue desarrollada por las empresas National Oil Corp. y Río Blanco Costa Rica Oil Corp., subsidiaria de Sinclair Central America Corp. Algunos de los pozos perforados registraron índices de aceite y el pozo Cahuita No. 1, produjo un flujo de gas de 300 libras de presión, este gas posteriormente fue determinado, como de origen biogénico. Segunda Etapa: 1950-1964 Renace el interés por las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, en 1951 se firma un contrato entre el Gobierno de Costa Rica y la Compañía Petrolera de Costa Rica, como garante solidaria está la Unión Oil Co. de California. Las actividades se concentraron en la cuenca Limón Sur, se realizaron trabajos de geología de superficie y los primeros trabajos de geofísica en el país, tales como aeromagnetometría, sísmica terrestre y marina en Limón Sur y el Mar Caribe, que condujeron a la ubicación de 13 pozos exploratorios de profundidades entre 344 m y 3 200 m con pocos indicios de hidrocarburos. El pozo Cocoles No. 2, fue el único que produjo 1 000 barriles diarios de crudo durante una semana, pero el aceite fue invadido con agua de yacimiento y el pozo se cerró con una producción al momento de 41 barriles por día. La Unión Oil Co., en 1959 traspasa los derechos a la Gulf Oil Corp. que perforó tres pozos con muestras débiles de hidrocarburos. Tercera Etapa: 1965-1980 Se firma el contrato entre el Gobierno de Costa Rica y la Enterprise de Recherches et des Activités Pétroliéres (ERAP) en noviembre de 1966. Se realizan trabajos de geología y geofísica en la Zona Norte, Limón, Cahuita y el mar Caribe, estos trabajos culminan con la perforación del pozo Moín No. 1 de 2 091 m de profundidad, por parte de la compañía Elf Aquitaine de Francia, el cual aportó valiosa información sobre el potencial petrolero de la zona.

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Cuarta Etapa: 1980-1992 Como consecuencia de la crisis petrolera mundial, se analizó en el país la posibilidad de la reapertura de las actividades de exploración petrolera, la información generada en las etapas posteriores fue valorada por organismos internacionales tales como: Naciones Unidas, Misión Técnica Venezolana, Banco Interamericano de Desarrollo. Todos recomiendan la continuación de la exploración petrolera y se abre la Gerencia de Exploraciones de RECOPE S.A., la que posteriormente se denominó Gerencia de Producción Primaria. Se firmaron numerosos convenios, con Petróleos Mexicanos, Petróleos de Brasil, Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Argentina, Agencia Noruega para el Desarrollo y la Cooperación, Cooperación y Asistencia Internacional de PetroCanada, así como con la Universidad de Pennsilvania, la Universidad de British Columbia, y Universidad de Costa Rica, de todos estos organismos se recibe ayuda económica y asistencia técnica La entonces llamada Gerencia de Producción Primaria de RECOPE, obtuvo gran cantidad de km2 de geología de superficie, sísmica, gravimetría, aeromagnetrometría y perforó 6 pozos profundos; información de gran utilidad en la evaluación del potencial petrolero de Costa Rica. En abril de 1993 se aprueba la Ley de Hidrocarburos, después de diez años de haberse enviado a la Asamblea Legislativa el primer proyecto de ley. La actividad de exploración y eventual explotación, será ahora desarrollada también por compañías privadas. Se crea la Dirección General de Hidrocarburos y el Consejo Técnico de Hidrocarburos, como parte del MINAE, que se encargará de la licitación de los bloques de exploración y de la fiscalización de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. La primera ronda de licitación que tuvo lugar en 1997 donde ofrecieron 15 bloques terrestres y 10 marinos, que comprendían todas las cuencas sedimentarias del país. Como resultado de ese proceso la compañía MKJ Xploration Inc., de Nueva Orleans, obtuvo la concesión para explorar en 4 bloques, dos marinos y dos terrestres, ubicados en la provincia de Limón, con la aprobación del estudio ambiental, primera fase, por parte de SETENA; el contrato de concesión fue firmado por el Poder Ejecutivo en octubre de 1999. Esta compañía cedió los derechos y obligaciones a HARKEN Costa Rica Holdings, esta cesión fue aprobada por el Poder Ejecutivo en mayo del 2000. La segunda ronda licitatoria se inició en mayo de 1999 y en abril del 2000, el Poder Ejecutivo publicó en La Gaceta, la resolución de adjudicación en favor de la compañía Mallon Oil Co., sucursal Costa Rica, de seis bloques, esta resolución quedaría en firme una vez aprobado el Estudio Impacto Ambiental (EIA) mismo que no prosperó. La Administración 2002-2006 paralizó la exploración petrolera, incluso se creyó que existía un decreto que dictaba la denominada “mora petrolera” el cual nunca se produjo. Por otra parte la SETENA, no aprobó el estudio de impacto ambiental de la empresa HARKEN, por lo que se ha entrado en un proceso judicial sobre este particular que a la fecha no se ha resuelto y ha detenido la actividad petrolera. Si bien, la Administración

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2006-2010 ha mostrado simpatía por la continuación de los trabajos de prospección, una serie de litigios con los concesionarios tornan difícil la reanudación de dicha actividad. 3.3.7.2 “Downstream” (procesos posteriores a la explotación de los hidrocarburos) Por “downstream” se entiende las actividades de importación de productos terminados, refinación, transporte y distribución del petróleo y sus derivados. En el presente, estas actividades son monopolio del Estado, dado en administración a RECOPE S.A., exceptuando el transporte y la distribución al detalle, que están abiertas a la participación de la empresa privada. a. Importación Costa Rica al carecer de explotaciones petroleras, compra en extranjero por medio de RECOPE S.A. el crudo y derivados de petróleo. Sin embargo, entre febrero de 1998 y 2001 se procedió con la importación casi de manera exclusiva de derivados, dado que la refinería suspendió sus operaciones, a fin de realizar obras de mejoramiento y ampliar su capacidad de refinación a 25 000 barriles diarios. Las importaciones de petróleo y derivados, presentó en 1997, importaciones de crudo eran el 39,3% y los derivados constituían el 60,7%, es decir los productos finales pasaron a ser la mayoría en la estructura relativa del rubro de importación de petróleo y derivados (situación que se mantiene en la actualidad) debido al acelerado aumento en la demanda de derivados del petróleo y a que la refinería mantiene una capacidad de refinación bajo el óptimo (64% promedio para 2006). En febrero 1998 inició el paro de la refinería para lograr su ampliación y mejora, sin embargo, aún resta la finalización de la segunda fase de la primera etapa, así como la segunda etapa, las cuales se encuentran en trámite de licitación internacional con la posibilidad de que dichas inversiones estén listas hacia el año 2010. b. Refinación La refinería que posee RECOPE S.A. está ubicada en la provincia de Limón a 3,5 kilómetros del muelle petrolero de Moín. En 1997 se refinaron 669,6 miles de m³ (4,4 millones de barriles). Sin embargo entre 1998 y el 2000 no hubo refinación por la implementación de la I Fase del proyecto “Ampliación y Modernización de la Refinería Moín”. Mediante el proceso de “revamping”, se aumentó su capacidad de refinación a 3 975 m³ (25 000 barriles) diarios de crudos livianos y 190,8 m³ (1 200 barriles) diarios de crudos pesados, no obstante, actualmente la refinería cae dentro de la categoría de “topping” es decir, se obtienen solamente naftas pesadas y diésel con un alto contenido de azufre, al faltarle algunas unidades que completan los procesos. El objetivo final es aumentar la capacidad de la refinería hasta 7 950 m³ (50 000 barriles) diarios en función de la demanda nacional de derivados del petróleo y así obtener productos que cumplan con todas las especificaciones internacionales ambientales y de calidad, mediante la

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construcción de la II Fase del proyecto “Ampliación y Modernización de la Refinería”, en la que se llegaría a operar con una refinería tipo “complex”.

Figura No. 3-1

COSTA RICA: VOLUMEN ANUAL DE IMPORTACIONES DE HIDROCARBUROS - PERIODO 1995 AL 2007

(en miles de barriles)

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

CRUDO PRODUCTOS

mile

s de

bar

rrile

s

Fuente: Elaboración propia con información suministrada por RECOPE S.A.: Dirección de Comercio de Comercio de Combustibles Es importante destacar que RECOPE S.A. contaba con los recursos financieros necesarios que requiere completar la segunda fase, a principios del 2005 el BCIE firmó con RECOPE S.A. un documento de entendimiento para otorgarle un préstamo por US$ 125,45 millones, para la realización de este proyecto y que se estimaba entraría en operación en agosto del año 2009. Sin embargo, la única oferta presentada (por la empresa AESA) fue por US$ 425 millones, lo cual supera ampliamente los US$ 165 millones con los que contaba RECOPE S.A. (incluido el empréstito), no dejando otra opción que desechar esta posibilidad de ampliación de la capacidad de la refinería y debe ahora reformular el proyecto al menos para 60 mil barriles diarios y la participación de algún socio extranjero que puede ser la estatal CNPC de China. c. Exportación Las exportaciones se refieren principalmente, a las ventas de IFO’s a los barcos. Anteriormente se contabilizaban como ventas al extranjero de jet fuel en los aeropuertos internacionales, pero se valora como ventas domésticas. Hasta 1990 el fuel oil era un producto importante de exportación, después de esa fecha, sus ventas disminuyeron.

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Para el período 1999-2006, las ventas de IFO’s rondaron los 690 mil barriles, con un comportamiento errático (un máximo de 1 120 861 barriles en 2002 y un mínimo de 4 283 barriles en 2001). d. Distribución El poliducto que ha venido en funcionamiento, propiedad de RECOPE S.A., consiste en un sistema de tuberías primarias, con un diámetro nominal de 150 mm (6 pulgadas) que abarca más de 351 kilómetros, desde Moín en el Caribe hasta Barranca de Puntarenas en el Pacífico. Se compone de tres líneas, las dos primeras van paralelas desde Moín hasta El Alto de Ochomogo en Cartago y son denominadas Línea #1 y Línea #2. La línea #1 entró en funcionamiento en septiembre del 1967 y la #2 en diciembre de 1977; ambas con una longitud de 120 km. La línea #3 se extiende desde Ochomogo hasta Barranca en Puntarenas, y está compuesta por dos tramos: a) del Plantel El Alto de Ochomogo al Plantel La Garita denominada tramo 3, con una longitud de 48 km, fue inaugurada en 1980, y b) del Plantel La Garita al Plantel Barranca. El tramo 4, fue inaugurado en 1985 y tiene una longitud de 63 km. A inicios del 1996 se terminó la interconexión de la línea 4A, que va desde el Plantel La Garita hasta el Aeropuerto Juan Santamaría y es exclusiva para el bombeo de jet fuel, tiene una longitud de 11 kilómetros. Esta línea junto con las líneas ICE – San Antonio de 4 km, ICE - Barranca de 0,3 km. e ICE - Moín de 3 km, son las tuberías secundarias, que sumadas con las primarias constituyen la red de 369,3 km. (Ver cuadro No. 3-6)

Cuadro No.3-6

RECOPE S.A.: DESCRIPCIÓN DEL POLIDUCTO ACTUAL Líneas Tramo Longitud (km) Diámetro (mm) Primarias Línea 1 y 2 Limón - Siquirres 56,2 152Línea 1 y 2 Línea 1 y 2

Siquirres - Turrialba Turrialba - El Alto

31,230,8

152152

Línea 3 El Alto – La Garita 47,0 152Línea 4 La Garita – Barranca 60,0 152Secundarias Garita - Aeropuerto Garita - Aeropuerto 11,00 100ICE – San Antonio ICE – San Antonio 4,00 152ICE- Barranca ICE- Barranca 0,30 152ICE – Moín ICE – Moín 3,00 152Total 361,70

FUENTE: RECOPE S.A., Poliducto Limón – La Garita. Informe preliminar para MIDEPLAN, Sección 1, realizado por Solera, Luis Carlos.

Dado el crecimiento sostenido de la demanda, las etapas I y II del poliducto se hicieron insuficientes para trasegar los combustibles hasta los centros de consumo en el Valle Central por lo que se construyó un nuevo poliducto, el cual consiste en una línea de 30 cm de diámetro, paralela en casi todo su recorrido, a las dos líneas existentes de 15 cm de diámetro entre los planteles Moín y La Garita. El Proyecto aporta nuevas estaciones de bombeo en Moín (2 400 hp), Siquirres (2 400 hp), y Turrialba (3 000 hp). El nuevo

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poliducto de 123,24 km permitirá satisfacer las necesidades de transporte de combustibles limpios (gasolinas, diésel, queroseno y Jet Fuel) desde la costa Caribeña, donde se encuentra el muelle petrolero hasta la costa Pacífica. Cerca del 80% de las ventas de RECOPE S.A. se trasiegan por el poliducto de 150 mm, el cual tiene una capacidad instalada de 1,8 millones de m3/año. Esta capacidad sería incrementada en 3,9 millones de m3/año con el poliducto de 30 cm y permitirá satisfacer los requerimientos de demanda al menos hasta el año 2025. (ver Figura No. 3-1) El costo del proyecto es de US $90 millones de dólares, financiados por el BCIE que aportó US$60 millones, la Corporación Andina de Fomento (CAF) que aportó US$ 30 millones. La construcción inició en agosto de 2005, se estima que esté entrando en operación el 29 de febrero de 2008, una vez superados los daños que se detectaron daños en los equipos de bombeo a raíz de sedimentos presentes en las viejas tuberías, el costo de las reparaciones fue de US$ 8 millones y atrasó el funcionamiento pleno de la tubería en cinco meses.

Figura No. 3-2 RECOPE S.A.: LOCALIZACIÓN DE LA I, II y III ETAPA DEL POLIDUCTO

Fuente: RECOPE S.A. (www.recope.go.cr/nuestra_actividad/sistema_petroleo/etapa3) Para el año 2010 se tiene previsto el retiro de la línea 1 (que empezó a operar en 1967), quedando la nueva línea de bombeo desde Moín hasta La Garita con caudales de 537 m³ en diésel y de 590 m³ en gasolinas, más que duplicando la capacidad con las líneas 1 y 2. 3.3.8 Etanol Entre las fuentes de origen biomásico, el etanol es una opción real para disminuir en un alto grado la dependencia del petróleo, una forma de reactivar el sector agroindustrial y contribuir además, con la reducción de la contaminación ambiental provocada por la emisión de gases vehiculares.

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Actualmente no existen en el país otros cultivos dedicados a la producción de etanol, si bien existen iniciativas con yuca amarga, por lo que la relación que la agroindustria azucarera ha mantenido históricamente con el etanol es estrecha y directa, lo que no significa que no se pueda diversificar la producción de cultivos para tal fin. En este sentido es importante señalar que la producción de etanol por parte del sector azucarero costarricense se remonta a 26 años y la exportación a 21 años, períodos que revelan la capacidad, recursos humanos, infraestructura y experiencia que en esta materia se ha adquirido y tiene el país. El Sector Azucarero costarricense se integra y compone actualmente (Zafra 2004-2005) de un total de 10 761 participantes directos de la actividad debidamente registrados, entre productores, entregadores y procesadores de materia prima (caña) reconocidos de acuerdo con lo establecido por la Ley Orgánica de la Agricultura e Industria de la Caña de Azúcar No. 7818 del 22 de setiembre de 1998, la cual regula la actividad. De los 10 761 participantes el (99,6%) son productores Independientes y 44 (0,4%) reconocidos como Productores No Independientes. Desagregados en 16 ingenios (0,5%) y 28 productores mayores de 5 000 TM de materia prima (caña). Dichos ingenios están distribuidos y ubicados en seis regiones agrícolas plenamente caracterizadas y diferenciadas: Guanacaste (3), Puntarenas (1), Valle Central (6), San Carlos (3), Turrialba - Jiménez (2) y Zona Sur (1); de ese total de ingenios, 4 (25%) corresponden a cooperativas.

Figura No.3-3 MAPA DE ZONAS APTAS PARA EL CULTIVO DE CAÑA DE AZÚCAR

Fuente: SEPSA, 2000.

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Para la implementación del uso del etanol anhidro, existe la capacidad instalada, experiencia nacional al haberse implementado dos proyectos pilotos ejecutados por RECOPE S.A., estructura organizativa del sector, infraestructura, estudios realizados en el marco de la cooperación internacional que señalan la viabilidad en el uso del producto, marco legal que permite la mezcla y capacidad productiva ya que actualmente hay 52 mil hectáreas sembradas de caña, ubicadas en el Pacífico Seco, la Zona Norte, Zona Sur y Valle Central, con la posibilidad de expansión de las áreas de siembra en el Pacífico Sur. Se ha mencionado que la producción de biocombustibles, tanto etanol a partir de la caña de azúcar como biodiésel a partir de la palma africana, dado requieren de la siembra de amplias áreas pueden entrar en competencia no solo con otros cultivos sino con otras actividades por el uso de la tierra, pero estudios recientes demuestran que tal presunción puede no ser cierta. Según estimaciones realizadas (preliminares) por la Comisión Nacional de Biocombustibles la demanda de alcohol para un programa de alcance nacional que adicione un 10% de este energético a todas las gasolinas tanto súper como regular, en el periodo 2008-2026, requeriría un abastecimiento entre 90,7 a 161 millones de litros anuales. Suponiendo un rendimiento por hectárea de caña de 80 toneladas y una producción de etanol de 70 litros por tonelada de caña, el área requerida para suplir esa demanda de etanol estaría entre 16,2 a 28,7 mil hectáreas. Según el MAG el área potencial de ser sembrada de caña alcanza las 319 800 Has (ver mapa adjunto Figura No.3-2). De esta manera el área demandada para el Programa de Etanol Carburante estaría entre el 5% al 9 % de la tierra potencial para el cultivo de caña. Según el criterio de expertos en el sector cañero el área adicional de caña puede ser fácilmente ampliada en 50 mil hectáreas lo que cubriría ampliamente las necesidades de etanol para el sector energía en mezclas con gasolinas. La implementación del uso de etanol anhidro requiere solamente de la definición de los instrumentos de política económica para el apoyo a la producción y comercialización de alcohol, definición de la especificación técnica del producto y la decisión política sobre la gasolina a mezclar, porcentaje de mezcla. De conformidad con la información contenida en el Sistema de Información Energética Nacional, el precio del MTBE, que es el compuesto oxigenante a ser sustituido por el etanol, ha tenido un comportamiento errático en su precio promedio cotizado en Costa del Golfo con US$ 86,99 por barril en 2005, bajando a US$ 77,78 por barril en 2006, pero cerrando en US$ 113,10 por barril en agosto de 2007, con cotizaciones máximas de US$ 130,43 por barril en septiembre de 2005 y mínima de US$ 60,15 por barril en enero de 2007. Las cotizaciones del aditivo MTBE superan a la mayoría de los derivados de petróleo, además, se le atribuyen una serie de efectos secundarios que hacen necesaria su sustitución más allá de su elevado precio. El etanol surge como la opción

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ambientalmente más amigable, pero no es menos costosa. En la actualidad existe una fuerte demanda en los Estados Unidos (más de 300 mil barriles diarios) que ha impulsado el precio a pesar de los incrementos en la capacidad de planta recientes y previstos. El Chicago Board of Trade (CBOT) es la principal plaza de futuros de este combustible. Existe según el CBOT una correlación muy alta entre sus cotizaciones a futuro (más del 96%) y las cotizaciones en efectivo en Chicago, Los Ángeles, Nueva York y Costa del Golfo, no así entre los futuros del etanol y lo del maíz (solamente 0,07%) cuyos aumentos de precios se han atribuido al procesamiento de etanol. El CBOT lleva cotizaciones desde marzo de 2005 y el récord se ubicó en junio de 2006 cuando superaron los US$ 4 por galón, a futuro se estima una reducción hasta unos US$ 2 por galón hacia 2009, por incrementos de producción, fundamentalmente. 3.3.9 Biodiésel En principio, el biodiésel puro puede ser utilizado en los motores diésel convencionales sin requerir modificaciones, pero los fabricantes de motores y bombas inyectoras típicamente recomiendan que sean empleadas mezclas con diésel convencional hasta con el 20% de biodiésel (B20). Se produce a partir de aceites vegetales o grasas animales, inclusive de baja calidad, dentro de los recursos oleaginosos, se incluyen las plantas cuyas semillas, frutos o nueces son valorizados por los aceites comestibles o industriales que se logran extraer de ellas como por ejemplo el algodón, la soja y palma aceitera. Los litros de aceite que se obtienen por hectárea, dependerán del cultivo que da origen al aceite vegetal.

Actualmente (La Nación, 2007), una empresa produce biodiésel (Energías Biodegradables) en su planta de Ochomogo, para lo cual probó dicho combustible durante dos años en un motor de bus, logrando finalmente que algunas rutas de autobuses del Este de San José en una proporción de 30% (B30). Otra empresa se encuentra en período de pruebas (Disello-Verde), Biosolar Sostenible Energy cuenta con cinco años de experiencia en experimentos que permitan diversificar las fuentes de biodiésel, así como Central Biodiésel que vende miniplantas para la elaboración del biocombustible.

Donde se han realizado más avances en cuanto a investigación se refiere es en palma africana, la Universidad de Costa Rica (UCR) enfoca sus esfuerzos en la higuerilla dado que no riñe con usos alimentarios. Según la misma fuente anterior, RECOPE S.A. dejó inconclusos dos estudios sobre biodiésel por escasez de recursos.

Ahora bien, según el Programa Nacional de Palma, actualmente existen cuatro ejes de desarrollo asociados al cultivo de palma, ubicados en el Pacífico Central, Pacífico Sur, zona del Caribe. Se han registrado 1 666 personas entre propietarios y copropietarios de fincas de palma, que generan empleo directo a 3 330 personas. Sin contar con los trabajos indirectos que se generan dado el gran número de proveedores locales de insumos y servicios que se subcontratan.

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En las regiones de producción Pacífico Sur y Pacífico Central, se concentra el 65% y el 33% de la superficie total dedicada al cultivo de la palma aceitera, respectivamente. En el Pacífico Sur existen 30 mil hectáreas cultivadas de las cuales 25 mil hectáreas están en producción y 5 mil hectáreas en fase productiva (sembradas), en el Pacífico Central existen 16 mil hectáreas de las cuales 13 mil están en producción y 3 mil sembradas. Para un total de 46 mil hectáreas en el litoral del Pacífico. En la región del Caribe, se ha iniciado recientemente la plantación de palma aceitera, alcanzando una participación del 2% en la superficie total de cultivo, en la zona de Batán existen 1 680 hectáreas cultivadas de las cuales 1 080 están en producción, 600 ha, son siembras nuevas y se están cultivando 900 hectáreas más, de conformidad con la información suministrada por CANAPALMA, para un total nacional de 52 mil hectáreas. Según estimaciones realizadas por la Comisión Nacional de Biocombustibles (preliminares), la demanda de este energético para un programa de alcance nacional que adicione un 5% de este energético al diésel fósil, en el período 2008-2026, requeriría un abastecimiento entre 61,3 a 135,2 millones de litros anuales7, el área requerida para suplir esa demanda de biodiésel estaría entre 12,3 a 27 mil hectáreas para el período considerado.

Figura No. 3-4

COSTA RICA: MAPA DE ZONAS APTAS PARA CULTIVO DE PALMA

Fuente: Fuente: INTA (2006) Según el MAG el área potencial de ser sembrada de palma alcanza las 670 800 hectáreas que incluye las regiones Pacífico Central (387 mil ha) y Huetar Atlántica (253 7 Asumiendo la utilización de aceite de palma, se tendría una densidad del biodiésel de 500 litros de biodiésel por hectárea/año o bien, un rendimiento por hectárea de 19 toneladas de palma/hectárea al año.

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mil ha). Para la zona sur no se dispone del área potencial pero en este momento hay 30,3 mil ha sembradas (como se aprecia en la figura 3-3). De esta manera, el área demandada para el Programa de Biodiésel al 5% estaría entre un 1% a un 2 % de la tierra potencial para el cultivo de palma. Actualmente el 35% de la producción nacional (53 130 TM aceite crudo) se consume en el país (64% manteca, 13% margarina, 10,5% aceites y 12,5% otros) y el restante 65% se exporta en su mayoría a México y el resto a Centroamérica8. El sector agroindustrial está constituido por un conglomerado que incluye plantas extractoras, refinadoras, oleoquímica y todas las que utilizan subproductos para agregarle valor a la agrocadena. Las plantas extractoras que existen actualmente son: Palma Tica, Coopeagropal, el Consorcio Industrial de Palma de Aceite (fuera de operación) y la planta de Oleoquímicos Quivel S.A. La convertibilidad media de extracción de aceite de fruta en planta extractora, está en un rango de 22 a 23%, siendo su potencial de extracción en laboratorio alrededor de un 28%. La semilla representa el 6% en peso del racimo de fruta, de este porcentaje 2% es cáscara y 4% es almendra a la que se le extrae un 40% en aceite de su peso, 50% se convierte en harina de coquito y el restante 10% se quema en las calderas produciendo vapor de agua. Con esta capacidad instalada, es posible procesar alrededor de 1 576 toneladas métricas de fruta en un turno de trabajo de ocho horas. En la práctica, es el único que está en condiciones de proveer materia prima con los requisitos técnicos adecuados y en las cantidades requeridas es la industria de oleaginosas, específicamente el de aceite de palma. Costa Rica goza de condiciones y recursos que hacen favorable la perspectiva de producción de biocombustibles en el futuro mediato y en el largo plazo. El desarrollo actual de la industria de la palma aceitera, la disponibilidad de hectáreas cultivables, sin afectar la base de recursos naturales protegidos, se cuenta con climas aptos para el cultivo, conocimiento y experiencia en agroindustria, la capacidad de aumentar la superficie de siembra, compañías en producción, existe un fideicomiso palmero, hay un ente nacional para el manejo de la semilla de palma, un sector agroindustrial debidamente constituido y por otra parte existe en el Ministerio de la Producción un Programa de Palma, lo que hace viable el uso del biodiésel del cual hay una escasez relativa que limita la oferta. 3.4. Oferta de Energía Si bien en secciones anteriores se ha analizado las fuentes energéticas nacionales de manera separada, en este apartado se realiza una integración visualizando la energía como un todo. La oferta se divide en oferta de energía primaria, donde se analiza la producción y la importación y oferta de energía secundaria, que además incluye la exportación.

8 Dirección Ejecutiva CANAPALMA

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3.4.1 Oferta de Energía Primaria La oferta de energía primaria estuvo hasta 1994, conformada esencialmente por los recursos biomásicos, hidráulicos y petroleros. A partir de 1994, se inicia el uso de la energía geotérmica, y en 1996 la eólica. En estos períodos ha existido la utilización de la energía solar, pero a muy pequeña escala y exclusivamente en sistemas aislados. Asimismo se han dado eventuales pero pequeñas importaciones de carbón mineral. De todos los recursos sólo el petróleo y el carbón son importados, mientras que los restantes, por su naturaleza, son de producción nacional. Con referencia a la oferta de origen nacional, la estructura de la misma se representa en el gráfico No. 3-2 (dicho gráfico excluye las fuentes de carbón mineral, biogás y solar que tienden a cero por ciento.

Figura No. 3-5

COSTA RICA: ESTRUCTURA DE LA OFERTA INTERNA DE ENERGÍA PRIMARIA, AÑO 2006

25%

23%

21%

30%

1%

0%

BiomasaPetróleoHidroelectricidadGeotermiaEólicaOtras

Fuente: Elaboración propia a partir de la información de DSE: BEN de 2006 2006, versión final de 19 de noviembre de 2007. La importación de petróleo crudo, ha procedido de diferentes países: Venezuela, México, Colombia y Ecuador. Las cantidades importadas dependieron fundamentalmente del tipo de crudo, la estructura de la refinería y la relación de los precios de importación crudo/derivados. La evolución histórica de las importaciones de crudo expresada como la relación porcentual crudo / derivados (en términos de barriles), ha variado significativamente. En el año de 1986 se produjo la máxima relación (73% versus 27%), mientras que en el 2004 se encontraba en su mínimo (26% versus 74%).

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3.4.2 Oferta de Energía Secundaria Para un análisis apropiado de la oferta de energía secundaria es necesario distinguir entre la oferta bruta y la oferta interna. La primera la conforman la totalidad de la producción nacional y la importación, siendo la segunda el resultado de deducir, a la oferta bruta, las cantidades correspondientes a exportación y la variación de inventarios. Consecuentemente, la oferta interna de energía es aquella que se destina tanto a los sectores de consumo como a los centros de transformación, por lo que incluye el reciclo de energía; es decir, aquella energía secundaria utilizada en la producción de otra energía secundaria. La oferta bruta incluye a los derivados refinados de petróleo, la electricidad generada, el alcohol destilado y aquellas energías primarias consumidas sin transformación previa, tales como la leña no transformada en carbón vegetal y los residuos vegetales. Para estas dos últimas formas de energía, su oferta medida como energía secundaria, es equivalente a la primaria, utilizando el concepto de transformación ficticia (eficiencia unitaria). En el cuadro No. 3-7 se presenta, la evolución de la oferta bruta de energía secundaria según origen y por fuente.

Cuadro No. 3-7

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DE LA OFERTA BRUTA DE ENERGÍA SECUNDARIA SEGÚN ORIGEN, FUENTE Y DESTINO

(en Terajulios) SEGUN ORIGEN POR FUENTE DESTINO

AÑO Producción Importación Biomasa Derivados

petróleo Electricidad Oferta Bruta Exportación Variación Inventario

Oferta Interna

1995 47 618 42 697 1 930 70 591 17 795 90 316 7 981 901 83 236 1996 43 151 42 795 1 486 66 290 18 170 85 946 7 521 -186 78 239 1997 45 586 41 694 1 117 65 491 20 672 87 280 5 368 -168 81 744 1998 23 499 72.698 1 621 74 909 19 667 96 197 7 158 -609 88 430 1999 22 722 80 495 2 117 78 861 22.239 103 217 8 183 1 615 96 649 2000 25 586 74 231 1 729 73 135 24 953 99 817 8 648 -1 724 89 445 2001 38 632 67 250 1 163 79 274 25 445 105 882 7 857 996 99 021 2002 50 620 63 222 4 339 82 429 27 075 113 843 5 458 149 108 534 2003 49 780 63 093 2 403 82 539 27 931 112 873 5 491 1 117 108 499 2004 53 506 63 375 2 671 84 531 29 679 116 881 8 255 1 743 110 369 2005 50 942 67 004 1 146 87 096 29 704 117 946 5 713 1 769 114 002 2006 60 909 75 142 6 687 98 055 31 309 136 051 11 449 - 1 028 125 630

Fuente: Elaboración propia a partir de los BEN de 1995 al 2006. Cabe aclarar algunos aspectos metodológicos respecto al cuadro anterior, en primer lugar, sólo toma en cuenta la energía secundaria, no tomando contabilizando la oferta de biomasa que se consume la mayoría de las veces directamente como la leña (solo agrega el aporte del carbón vegetal y los alcoholes); en segundo lugar, la tabla estima su

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propia oferta interna al tomar los datos de producción e importación evitando así los ajustes de signos. La oferta bruta es la suma tanto de la producción y la importación, así como de las tres grandes fuentes dispuestas (biomasa, derivados de petróleo y electricidad); a esta oferta bruta se le restan las exportaciones y se ajustan conforme la variación de inventarios para obtener una oferta interna ero sólo de fuentes secundarias. En lo que a la importación se refiere, ésta ha sido casi exclusiva para los derivados de petróleo, aunque han existido pequeñas importaciones de electricidad, alcohol y coque. Del análisis de la información correspondiente, se desprende que el origen de la oferta bruta de energía secundaria en Costa Rica históricamente fue en mayor proporción de producción nacional al menos hasta 1997, ya que en 1998 con el paro de la refinería se importa la totalidad de los derivados de petróleo; aunque se recuperó parte del procesamiento de crudo años después, aún continúan siendo mayoritarias las importaciones de derivados de petróleo. En 2006 se aprecia un alza en materia de biomasa producto del aumento de las importaciones y exportaciones de alcoholes. Asimismo se puede concluir que, con respecto a las fuentes de energía que conforman la oferta bruta, la biomasa ha ido cediendo terreno a los derivados de petróleo y la electricidad. En Costa Rica, el destino primordial de la oferta bruta ha sido mayoritariamente la oferta interna con una participación porcentual histórica de alrededor del 80,6% para el período 2000-2006. Por otro lado, la exportación de energía ha sido otro destino tradicional de la oferta bruta; sin embargo, las cantidades exportadas son pequeñas, no habiendo nunca llegado a representar más del 8,4% (en el 2006) del total bruto, como se observa en el cuadro No 3-7. A partir de 1986, debido al cambio de patrón de producción de la refinería, se inicia la exportación de gasóleo, diésel, marine diésel oil y los denominados IFO's; posteriormente, se empieza a “exportar” jet fuel. Ya para 1985, se había iniciado la exportación de alcohol, y desde 1982 se exportaba electricidad. 3.5. Producción de Energía La producción de energía secundaria ha estado conformada por la biomasa, los derivados de petróleo, la electricidad, y en forma marginal el alcohol. 3.5.1 Subsector Eléctrico El país cuenta con importantes y diversos recursos naturales para la producción de electricidad: hidráulicos, solares, geotérmicos, eólicos y biomásicos, de manera que el sistema de producción de electricidad se basa principalmente en la energía renovable. Al finalizar el año 2007, la potencia instalada del SEN alcanzó los 2 182,0 MW (un 4,1% más que un año antes), generándose en ese año 8 987,5 GWh (hidroeléctrico 75,3%, geotermia 13,8%, térmico 8,2%, eólico 2,7%). Los datos aportados por el ICE a diciembre de 2007 muestran un incremento de 86,281 MW en la potencia instalada

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(equivalente al 4,1%) y de un 4,0% en la generación respecto a la misma fecha del año pasado. La potencia máxima instalada se ve reducida por factores de seguridad, que generalmente rondan el 20%, es decir, se utilizaría hasta cuatro quintos de la potencia para evitar daños en los equipos y evitar una caída en cadena. Según el CENCE-ICE (2006) la potencia disponible al primer semestre de 2006 era de 1 768,4 MW, de los cuales 206 MW eran de carácter térmico y 150 MW de origen geotérmico, siendo predominante las fuentes hidráulicas.

Cuadro No. 3-8

GENERACIÓN ELÉCTRICA (GWH) Y DEMANDA MÁXIMA (MW) (Período 2004-2007)

Tipo planta 2004 2005 2006 2007 Hidroeléctrico (GWh) 5 720 5 872 5 891 6 088Térmico (GWh) 67 271 540 726Geotérmico ICE (GWh) 986 933 1 003 1 239Eólico ICE (GWh) 79 60 86 73Privada Hidroeléctrica (GWh) 794 694 710 681Privada Térmica (GWh) 13 13 12 13Privada Geotérmico (GWh) 219 215 212 0Privada Eólica (GWh) 178 144 188 168Privada Biotérmico (GWh) 5 12 12 0 TOTAL (GWh) 8 062 8 212 8 641 8 988Importación (GWh) 202 146 149 203Exportación (GWh) 440 137 60 40Máxima Demanda (MW) 1 312 1 389 1 461 1 487Factor de Carga 67,90% 67,35% nd nd

Fuente: Informe Anual de Generación y Demanda del CENCE, ICE, 2004-05 y 2005-06 En el cuadro No. 3-8 se puede observar la producción total, mientras que en el cuadro No. 3-9 se observa el detalle del intercambio (exportación e importación de energía eléctrica) y la oferta interna (generación total más la importación menos la exportación de energía) la cual creció en 5,1% del 2004 al 2005, un 6,2% entre 2005 y 2006 y se estima en un 5,0% para el período interanual noviembre 2006 - noviembre 2007. Sin embargo, se advierte un incremento en las importaciones de electricidad de cerca del 36,5% interanual (diciembre 2006 - diciembre 2007), de un 33,9% en la generación térmica y de sólo un 2,5% en la hidroeléctrica debido al verano particularmente seco de 2007, que provocó una caída en la generación del complejo Arenal de al menos un 6%, pero que dichosamente ha recuperado cota gracias a una estación lluviosa importante.

• Importaciones de electricidad Las cantidades importadas fueron en crecimiento de 1986 a 1990, pasando de 177,8 GWh a 288,9 GWh, sin embargo, a partir de 1992 se inició un período de cuatro años

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secos en el área centroamericana que redujeron las posibilidades de importar energía. Eso ocasionó que hacia 1994 el embalse de Arenal llegara a un nivel mínimo, lo cual generó un aumento en la importación en los años 1995 y 1996. Sin embargo, en los años siguientes se empieza a dar una disminución en la importación de energía eléctrica, propiciado por condiciones hidrológicas más favorables, así como por la entrada de nuevas plantas al sistema, por lo que las importaciones han sido inferiores a las exportaciones, situación que se revierte durante el 2005 cuando se presentó un leve saldo a favor de las importaciones y que se acrecienta en 2007 hasta llegar a una relación de seis a uno, debido a los problemas de generación que sufrió el país especialmente en abril de 2007. En efecto, existe una relación estrecha entre el ciclo hidrológico y las necesidades de importación de electricidad, sin embargo, en dicha dinámica intervienen otros factores críticos como la obtención de menores precios en el extranjero respecto a la generación térmica local, la disponibilidad de venta de los países vecinos y la capacidad de transmisión. Así pues, si bien se venía importando de Panamá, éste país está sufriendo al igual que Costa Rica un fuerte aumento de la demanda que le complica vender, por otra parte, la capacidad de intercambio es limitada; posiblemente se incrementen los intercambios una vez que entre en operación la línea SIEPAC.

Cuadro No 3-9

COSTA RICA: PRODUCCIÓN, IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN, CIERRE Y OFERTA DE ELECTRICIDAD SEGÚN AÑO, 1980-2007

(en GWh) Año Producción Importación Exportación Oferta

interna 1980 2 144 2 0 2 146 1985 2 768 1 60 2 709 1990 3 544 289 126 3 707 1995 4 841 179 151 4 869 2000 6 933 22 531 6 424 2001 6 940 128 379 6 689 2002 7 473 59 478 7 054 2003 7 784 194 273 7 705 2004 8 062 202 440 7 824 2005 8 212 146 137 8 221 2006 8 641 149 60 8 730 2007 8 788 203 40 9 151

Fuente: BEN hasta 2003, Informe Anual de Generación y Demanda del CENCE, ICE para los años 2004 -05 y 2005-06.

• Exportaciones de electricidad

Las exportaciones de electricidad se iniciaron en 1982, vendiendo pequeñas cantidades a Nicaragua (lo cual generó una enorme deuda impaga de éste país). De 1986 a la fecha se vienen realizando operaciones con Nicaragua, Panamá y Honduras notándose un incremento sostenido que alcanzó en el año 2000 hasta los 497 GWh, para luego irse

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reduciendo aceleradamente luego de 2004 hasta alcanzar un mínimo en 2007. A partir del 2004 se ha dado un saldo a favor de las importaciones, condición que se acentúo durante 2006 y 2007 a raíz de factores climáticos. Al menos hasta 2011 no se espera un incremento de las exportaciones debido al fuerte incremento de la demanda eléctrica en virtud del dinamismo económico. 3.6. Capacidad Instalada Para un mejor entendimiento de la capacidad instalada del SEN, es necesario distinguir entre las diferentes etapas que conforman el sistema, a saber: producción (generación), transmisión, distribución, almacenamiento y consumo de energía. Esta capacidad instalada se mide de diferentes formas dependiendo de la actividad, ya que existen diferencias de escala, así como diseño técnico de la actividad. 3.6.1. Subsector Eléctrico a. Capacidad Instalada para Generación Eléctrica La capacidad instalada del SEN a diciembre de 2007 (ICE, 2008) está en manos del ICE en su mayor parte (78,9% o 1 722 MW), un 6,2% (135,4 MW) por parte de los generadores privados amparados en la Ley No. 7200, en tanto, el resto se divide entre las empresas distribuidoras (CNFL S.A., JASEC, ESPH S.A.) o empresas privadas y cooperativas de generación. El desglose de la capacidad instalada a diciembre de 2007 por tipo de generación es el siguiente: 1 500,4 MW en generación hidroeléctrica, 446,0 MW en generación térmica, 165,7 MW en generación geotérmica y 69,9 MW en generación eólica. La capacidad instalada en el país de 1980 - 2007 se presenta en el cuadro No. 3-10 Las mayores plantas hidroeléctricas en orden de importancia son: Miguel Dengo (174 MW), Angostura (172,2 MW), Arenal (157,4 MW), Ventanas Garita (134,7), Río Macho (120 MW), y Cachí (108,8 MW), las cuales en su conjunto representan el 57,8% de la capacidad hidroeléctrica instalada en el país y en operación. Asimismo, la planta termoeléctrica de mayor relevancia es Moín (gas) de 156,4 MW, la cual aporta un 34,8% de la capacidad termoeléctrica instalada en el país. En lo que respecta a instalaciones geotérmicas, los proyectos Miravalles I y II representan el 66,4% de la capacidad.

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Cuadro No. 3-10

COSTA RICA: CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN POR TIPO DE PLANTA

1980 – 2007 (en MW)

Año

Hidroel.

Geotérm.

Térmica

Eólica Gen.Priv

Hidro. Gen.Priv

Geot. Gen. Priv.

Térmica

Gen. Priv.

Eólica

TOTAL

1980 444 nd 154 nd Nd nd NA nd 598 1985 626 nd 155 nd Nd nd NA nd 781 1990 743 nd 146 nd Nd nd NA nd 889 1995 794 60 285 nd 21 nd 5 nd 1 165 2000 1 090 145 274 nd 130 nd 20 43 1 702 2001 1 090 145 274 nd 130 nd 20 43 1 702 2002 1 126 145 288 20 135 nd 20 42 1 776 2003 1 160 163 396 20 135 30 17 49 1 970 2004 1 168 136 399 20 135 30 24 49 1 961 2005 1 168 136 399 20 135 30 24 49 1 961 2006 1 186 136 426 20 225 30 24 49 2 096 2007 1 365 166 422 20 135 0 24 50 2 182

Fuente: Elaborado por la DSE, Sistema de Información Energética Nacional (SIEN 7), con información extraída del Informe Anual de Labores del ICE- Generación y Demanda, Centro Nacional de Control de Energía (UEN-CENCE-ICE) 2005. Resumen Anual de Producción de Energía- Capacidad Instalada, Cargas Máximas. Cuadro Potencia Instalada y Potencia Efectiva. La capacidad instalada de plantas térmicas, eólicas y geotérmicas incluye el sector privado.

Dentro de la generación privada al año 2006, hay 37 plantas en operación para una capacidad instalada de 298,2 MW, de las cuales una es de naturaleza geotérmica, tres eólicas, dos térmicas a bagazo y el resto hidroeléctricas, con tamaño de plantas que van de 59 KW a 50 000 KW. Dentro de la potencia instalada privada sobresalen en hidroelectricidad, los proyectos: San Lorenzo, Volcán, Doña Julia, Platanar, Hidrozarcas y Don Pedro y en la generación eólica los proyectos PESA y MOVASA. En términos de generación eléctrica como tal, las centrales con más participación (al menos dentro de la esfera del ICE) durante el año 2006 fueron: Angostura (11% del total anual), Miguel Dengo (9,6%), Arenal (8,4%), Cachí (8,3%), La Garita (8,0%), Miravalles I (5,4%) y Miravalles II (5,2%). Se aprecian diferencias importantes entre la capacidad instalada y la generación, influidas por la disponibilidad de combustible (sea agua o vapor, según el caso) así como que los siete mayores generadores antes citados suman en su conjunto más de la mitad de la generación del país, siendo la base del sistema. • Transmisión Mediante el SEN se realiza el transporte de la energía eléctrica desde las usinas de generación hasta los centros de transformación, por medio de líneas de transmisión de 230 kV y 138 kV conocidas como líneas de alta tensión. Las estaciones de transformación reducen el voltaje a niveles de tensión manejables por las líneas de distribución, las cuales hacen llegar la electricidad a todos los usuarios. Con relación al equipo de transmisión de electricidad, al finalizar el año 2006 se cuenta con una capacidad instalada de 39 subestaciones así como una extensión total de 1 711,5 km, de este total, 1 006 km corresponden a líneas de 230 kV y 705,5 km. a las de

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138 kV (desde 1998 desaparecieron las de 69 kV). La red de alta tensión como tal ha crecido poco en extensión en los últimos diez años (solamente 133,8 km respecto a 1997) y lo ha hecho principalmente en la modalidad de 230 kV, lo cual ha expuesto al país a riesgos de interrupción del servicio, debido principalmente al acelerado consumo en determinadas zonas especializadas en comercio y turismo.

Figura No. 3-6

COSTA RICA: SEN: EVOLUCIÓN DE LA LONGITUD DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN, PERÍODO 1996-2006

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Líneas 2 30 kVLíneas 1 38 kV

Kiló

met

ros

Fuente: ICE: “Costa Rica: Sector Eléctrico Nacional, datos al 2006”. CENPE, Junio 2007. En materia de transmisión eléctrica son fundamentales las subestaciones, tanto las elevadoras que se ubican en los centros de generación (de 13,8 kV a 138 y 230 kV), así como las reductoras (de 230 y 138 kV a 34,5 kV, 13,8 kV y 4,16 kV). Como se citó anteriormente, las subestaciones de transmisión son 39 mientras en el año 1997 eran 33, además, elevando notablemente su capacidad de transformación desde 4 808,85 MVA hace una década a 7 060 MVA en 2006. En esta materia son claves también los transformadores de transmisión que se elevaron de 124 a 155 en el período 1997-2006, en tanto, la capacidad de dichas unidades desde 4 696,8 MVA a 6 921 MVA para el mismo período. Si bien se han producido algunos eventos de caída del sistema por fallas o accidentes en la red de transmisión, el ICE ha estimado una eficiencia de operación de la red arriba del 99,95% en los últimos diez años. Dichos eventos ocurrieron tres veces en 1997, 2005 y 2006, dos veces en 1998, 1999, 2001 y 2002, así como una vez en 2000 y 2005. En distribución, éstas caídas son menos comunes (solamente una en 1998).

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Figuras No. 3-7 y 3-8

COSTA RICA: MAPAS COMPARADOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA DE ALTA

TENSIÓN, ESCENARIOS 2007 Y 2021

Fuente: ICE (2007b) El país está en un proceso de crecimiento económico acelerado en determinadas regiones producto del modelo de desarrollo adoptado, por tanto, el SEN no sólo se ve sometido a presiones de una mayor demanda de generación sino que de transmisión en virtud de la calidad de los servicios que requieren actividades de electrónica, fabricación y prueba de equipos, hoteles y comercios modernos. Por tanto, se diseñó e implementó el Programa de Desarrollo Eléctrico III (PDE III) financiado parcialmente por el Banco Europeo de Inversiones, pero que ha presentado múltiples trabas en materia de expropiaciones, razón por la cual no se han integrado las obras en el tiempo previsto. El PDE III tenía prevista la construcción de catorce líneas de transmisión por 526 km de longitud, no sólo para reforzar determinadas áreas con demandas locales creciendo a más de 7% anual, sino para lograr una adecuada integración con el SIEPAC, así como con Panamá por el sector del Caribe (Limón y Bocas del Toro. La gran mayoría de estas líneas eran de 230 kV (el 84% del total), el período de ejecución original del programa iba desde 2006 a 2009 con una mayor incorporación de líneas en 2008 (177,5 km), seguido de 2006 (172,5 km) y 2007 (129 km). Dicho programa también contemplaba la construcción de once subestaciones con una capacidad instalada total de 745 MVA, la mayoría de 45 MVA que potencia instalada. Del total, un 84% de las subestaciones debía entrar en funciones en el año 2006, pero debido a los atrasos en el proceso constructivo de las líneas de transmisión algunas de las subestaciones no pueden ser utilizadas.

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• Distribución9 Con relación a la distribución de energía eléctrica en el país, la misma se lleva a cabo por ocho empresas: el ICE, la CNFL S.A., la ESPH S.A.y la JASEC, y por cuatro cooperativas privadas COOPEGUANACASTE R.L., COOPELESCA R.L., COOPEALFARORUIZ R.L. y COOPESANTOS R.L., las cuales cubren diferentes áreas del territorio nacional, según se puede apreciar en el Anexo con el mapa correspondiente. Referente a la capacidad instalada para la distribución, a diciembre de 2006 se contaba con 16 subestaciones de distribución (tres menos que en 1999), también con una leve reducción de la capacidad instalada en MVA. A diciembre de 2006 la extensión de las líneas de distribución era de 25 879 km., incluyendo las líneas primarias y 16 310 Km de líneas secundarias. En el cuadro No. 3-11 se detalla la cantidad de kilómetros de líneas pertenecientes a cada empresa.

Cuadro No. 3-11

COSTA RICA: KILÓMETROS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN PERTENECIENTE A CADA EMPRESA DISTRIBUIDORA, AÑO 2006

KILÓMETROS DE EXTENSIÓN DE LÍNEA

EMPRESA

LÍNEAS PRIMARIAS

LÍNEAS SECUNDARIAS

ICE 15 652 8 560 CNFL S.A. 2 881 2 756 ESPH * 468 458 JASEC * 850 470 COOPEGUANACASTE R.L.* 2 020 1 315 COOPELESCA R.L. 3 616,2 1 593,9 COOPEALFARORUIZ R.L. 286,8 44 COOPESANTOS R.L. 237,6 683,3 TOTAL 25 879,3 16 310

Fuente: Costa Rica: Sector Eléctrico Nacional 2005, Proceso de Estrategias de Inversión, CENPE-ICE, 2005. Además se usó información obtenida de las empresas del sector energía. Nota: (*) Datos del 2005 En cuanto a la cantidad de energía distribuida por tensión, al primer semestre de 2005 para el caso del ICE el 92,7% fue conducido a 34,5 kV, el 4% a 4,16 kV y el 2,3% a 13,8 kV, última tensión que probablemente ya fue sacada de operación, pues hay un proceso de estandarización en el país hacia 34,5 kV. Según ICE (2007) la CNFL S.A. es el mayor distribuidor del país con el 40,2% de la energía vendida, seguida de cerca por el ICE con 39,7%, luego más lejos la ESPH S.A. y JASEC (5,8%), COOPELESCA R.L. (3,5%), COOPEGUANACASTE R.L. (3,4%), COOPESANTOS R.L. (1,6%) y COOPEALFARORUIZ R.L. que representa un consumo muy pequeño. En cuanto al número de clientes las cifras son similares, sin embargo, en materia de consumo promedio sí existen diferencias regionales que se reflejan en que el 9 Fuente: Subgerencia Sector Electricidad, ICE, Junio 2006. Costa Rica: Sector Eléctrico Nacional 2005, Proceso de Estrategias de Inversión, CENPE-ICE, 2005.

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Pacífico Central se dio el mayor consumo relativo en 2006 con 6 692 kWh por abonado, seguida de la Central con 6 576 kWh/abonado. y la Chorotega con 6 416 kWh/abonado. Las otras regiones tienen un consumo menos intensivo de la electricidad: la Huetar Atlántica (5 443 kWh/abonado), Huetar Norte (4 055 kWh/abonado) y la Brunca (3 418 kWh/abonado). Las cifras anteriores refuerzan la teoría de que debe fortalecerse el sistema de transmisión y distribución en determinadas zonas. Dado que el ICE abarca la mayoría del territorio nacional y no zonas concentradas como las demás distribuidoras ha debido crear sus propias regiones para efectos de administrar el negocio y mejorar la calidad del servicio donde corresponda. Las regiones ICE son: Chorotega, Turrialba, Pacífico Central, Central, Limón, San Isidro y Río Claro. El ICE tiene contemplado un plan de construcción de líneas de distribución entre 2006 y 2010 con financiamiento del BID (73%) y de fondos propios, por un total de 889,13 km, divididos en líneas menores a un kilómetro (45,7%) y mayores a un kilómetro (54,3%), en un cronograma de desarrollo por años encabezado por 2006 (33,6%), en 2007 (28,6%), en 2008 (28,0%), en 2009 (5,6%) y en 2010 (4,2%). Además, contempla la sustitución de líneas existentes por 29,75 km. Se desconoce el grado de avance de estas obras. • Almacenamiento En Costa Rica la energía eléctrica producida por origen hidráulico ha llegado a representar hasta el 99,8% durante el período 1980 - 2006 de la generación total. El abastecimiento de hidroelectricidad es sumamente sensible a la precipitación pluvial, por esta razón se ha dotado a las mayores plantas hidroeléctricas de embalses de regulación, los que permiten almacenar agua en los meses húmedos para generar electricidad durante la época seca del año, o inclusive como en el caso del complejo Arenal, su capacidad de embalse es interanual. Actualmente el país cuenta con siete embalses, para una capacidad de 2 252.9 millones de metros cúbicos. El embalse del complejo Arenal aporta el 97,4% del total, con 1 909 millones de metros cúbicos en un área de 87 km2, el embalse Cachí con 50 millones de metros cúbicos y 6 km2 de área, el de Río Macho con 0,40 millones de metros cúbicos y una área de 0,06 km2, el de La Garita con 0,30 millones de metros cúbicos para un área de 0,08 km2, Ventanas Garita con 0,20 millones de metros cúbicos y 0,14 km2 de área, Toro II con 277 000 metros cúbicos y finalmente el de Angostura con 16 millones de metros cúbicos. El ICE cuenta con una serie de tanques de almacenamiento para diésel, fuel oil y mezcla para hacerle frente a la generación termoeléctrica, la distribución por plantel se detalla en el cuadro No. 3-12. La utilización de las plantas térmicas responde a los ciclos hídricos, aún así al analizar el período 2001-2006 que fue un ciclo bastante favorable (pues las lluvias fueron abundantes) se observan diferencias marcadas entre los distintos meses del año en cuanto a la necesidad de generar mediante la quema de combustibles. A grandes rasgos, marzo es el más donde más se utiliza la generación térmica con el 23,9% del consumo anual, le sigue abril (18,4%), mayo (11,7%) y sorprende octubre en el cuarto lugar (8,8%). Los meses de menos utilización son julio (2,3%) y junio (3,3%), lo cual

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induce a pensar en ciclos de acumulación y desacumulación de energía potencial en embalses de regulación.

Cuadro No. 3-12

COSTA RICA: DISTRIBUCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLE PARA PLANTAS TÉRMICAS, ICE

DIÉSEL FUEL OIL MEZCLA

PLANTA

No. Tanques

Capacidad Total

(103lts.)

No. Tanques

Capacidad Total

(103lts.)

No. Tanque

s

Capacidad Total

(103lts.) Colima 1 605 1 591 2 1 156 San Antonio 3 11 389 0 0 Barranca 3 14 564 0 0 Moín (Pistón) 1 816 1 3 770 0 Moín (GLP) 5 28 165 0 0

Fuente: Plantas Térmicas del ICE, Capacidad y existencia en los tanques de combustible ICE en litros. UEN Producción de Electricidad. Datos tomados del Sistema Indicadores de Gestión (SIGEST), ICE, junio, 2006. Por otra parte, es de tener en cuenta que las necesidades de generación térmica han aumentado a raíz del atraso en la construcción o entrada en operaciones de varios proyectos hidroeléctricos, producto de decisiones de las autoridades gubernamentales de años anteriores. Al iniciarse un ciclo hidrológico más seco como el actual, se observa una utilización más intensiva de las plantas térmicas que han derivado incluso en daños o salidas de operación de algunas de ellas en meses recientes. Mientras en 2002 se generaron 122,3 GWh, en 2003 subió a 157,3 GWh, en 2004 cayó abruptamente hasta 53,4 GWh, iniciando un nuevo ciclo expansivo en 2005 (269,3 GWh) y creciendo aún más en 2006 (437,2 GWh). El consumo de combustibles obviamente ha tenido un comportamiento similar con un aumento sostenido desde el año 2000 (23,3 mil m³) subiendo hasta 54,0 mil m³ en 2003 y cayendo nuevamente a niveles similares a los del 2000 en 2004, subiendo a 93,6 mil m³ en 2005 y 153,1 mil m³ en 2006. En cuanto a volumen la mayoría del combustible utilizado correspondió al diésel con el 93,8% durante el período 2000-2006 y el resto de fuel oil (6,2%). 3.6.2. Sector Hidrocarburos

• Refinería Existe una sola refinería en el país localizada en la provincia de Limón, su construcción inició en 1963 y terminó en 1967, con una capacidad para procesar 1 272 m³/día (ocho mil barriles por día). En noviembre de 1985, se introdujo una planta de desintegración térmica, la cual logró bajar la producción de fuel oil y aumentar la de diésel y gasolinas, a fin de reducir las diferencias existentes entre producción y demanda. Para 1998, la refinería contaba con una capacidad para procesar 2 385 m³/día (15 000 barriles diarios) de crudo liviano en la unidad de destilación atmosférica, y 95 m³ (600 barriles) por día de crudo pesado.

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En febrero de 1998 se inicia la construcción de la primera fase del proyecto de ampliación y modernización de la refinería, mediante el proceso de “revamping”, que aumentó su capacidad de refinación a 3 975 m³ (25 000 barriles) diarios de crudos livianos y 191 m³ (1 200 barriles) diarios de crudos pesados simultáneamente. Actualmente la refinería cae dentro de la categoría de “topping”, es decir, se obtienen solamente naftas pesadas y diésel con un alto contenido de azufre, al faltarle algunas unidades que completan los procesos, se está a la espera de la segunda etapa para alcanzar una mayor rentabilidad, capacidad de destilación y conversión para cumplir con las normativas internacionales. El objetivo final es aumentar la capacidad de la refinería a 7 950 m³ (50 000 barriles) diarios y obtener productos que cumplan con todas las especificaciones internacionales de calidad y de ambiente. El Proyecto de Modernización y Ampliación de la Refinería, el cual incrementa en una primera etapa, la capacidad de refinación de 2 385 m³/día a 3 975 m³/día (15 000 a 25000 barriles por día) e incorpora una serie de plantas nuevas para satisfacer los requerimientos de calidad de la gasolina y el diésel. La segunda etapa, según los estudios muy preliminares, consideraba el incremento de la capacidad de refinación a 7 950 m³ a 9 540 m³ (50-60 mil barriles) por día. Debido a las limitaciones financieras impuestas a RECOPE S.A., se dividió la ejecución de la primera etapa del proyecto en dos fases. La fase I se terminó de construir durante 2001 y comprendió básicamente la ampliación de la capacidad de refinación, aumento de la capacidad y factor de servicio de la unidad viscorreductora, eliminación de los cuellos de botella de la planta de concentración de gases e instalación de instrumentación inteligente y sistema de control distribuido para el proceso. La inversión realizada fue de aproximadamente US $50 millones.

Figura No.3-9

RECOPE S.A.: UBICACIÓN GENERAL DE LA REFINERÍA DE MOÍN

Fuente: RECOPE S.A., 2005

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La Fase II está pendiente de construcción. La misma considera la ampliación de la unidad de hidrotratamiento de queroseno (para la producción de combustibles de aviación), la transformación de la planta de hidrotratamiento y reformado catalítico actual en un proceso de isomerización (para la producción de gasolinas de alto octanaje) de nafta liviana y la instalación de las siguientes unidades nuevas: hidrotratamiento y reformado catalítico de nafta, hidrotratamiento de diésel. Además se contemplan unidades para recolectar el sulfuro de hidrógeno y transformarlo en azufre elemental, servicios industriales y otras facilidades. • Muelles petroleros El muelle petrolero también forma parte de este complejo industrial, se encuentra ubicado a 3,5 km de la refinería, éste tenía una capacidad para recibir buques tanqueros de hasta 60 000 toneladas de peso muerto, hasta el sismo de 1991 que afectó esta zona levantando el nivel del suelo, por lo que actualmente se ha limitado su uso para 40 000 toneladas máximo. Este muelle está conectado con la refinería por medio de un poliducto que permite cargar y descargar productos simultáneamente con un diámetro que varia de 200 mm a los 500 mm. En 1988 se inauguró un Duque de Alba, ubicado a 100 metros del muelle principal y montado sobre pivotes, a fin de que los tanqueros den vuelta y puedan atracar con la proa hacia el mar. Lo anterior, permite una partida inmediata en caso de emergencia.

Figura No.3-10

RECOPE S.A.: DIAGRAMA DEL MUELLE PETROLERO DE MOÍN

Fuente: RECOPE S.A.

También existe un proyecto que consiste en la construcción de una terminal alterna en el Puerto Caldera (Puntarenas), con el fin de importar productos limpios (gasolina, jet, diésel, queroseno) en caso de emergencia. Se requiere la construcción de una línea marítima de acceso de 254 mm (10 pulgadas) de diámetro para trasegar en forma segura y rápida los productos hacia los planteles Barranca y La Garita.

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La importancia de este proyecto es contar con un puerto alternativo, que le permita al país recibir productos por el Pacífico, cuando las condiciones climáticas sean adversas para importar por el Atlántico. Las obras aún no han iniciado.

• Trasiego El transporte de hidrocarburos a los centros de distribución se había realizado, hasta 1987, por tres medios: poliducto, camiones cisterna y ferrocarril. El poliducto se empezó a construir en 1967, una vez concluida la refinería, esta tubería es capaz de transportar productos limpios (gasolinas, diésel, queroseno y jet fuel) de la refinería a los diferentes planteles. El poliducto es operado por estaciones de bombeo, ubicadas en: Moín, Siquirres, Turrialba, y El Alto. Su diámetro es de 152 mm y su extensión es de 213 km que se desglosa de la siguiente manera: Tramo Limón-El Alto 118 km en dos ductos Tramo El Alto-La Garita 35 km en un ducto. Tramo La Garita-Barranca 60 km en un ducto. Asimismo con el objeto de aumentar la capacidad se han construido tramos paralelos de 300 mm de diámetro, que se conectan a la tubería principal y se ubican a la salida de las estaciones de bombeo, estos tramos se desglosan como sigue: Moín – Siquirres: 5,6 Km. Siquirres – Turrialba: 3,02 Km. Turrialba – El Alto: 4,24 Km. Adicionalmente, hay un segmento de tubería del Colegio Castella a La Garita de 19,5 Km. de longitud, el diámetro de la tubería es de 153 mm. La capacidad actual del poliducto es:

Línea 1: 115 m3/h en gasolina y 105 m3/h en diésel. Línea 2: 100 m3/h en gasolina y 90 m3/h en diésel.

Sin embargo, ya se adquirieron nuevas bombas que una vez en operación y con la instalación de los 30 km. adicionales de tubería en 300 mm (12”) de diámetro que se mencionaron, se espera obtener una capacidad de: 155 m³/h para diésel y 169 m³/h para gasolina. El transporte por camiones cisterna, se utiliza para trasladar producto de la refinería a los planteles, entre planteles y de la refinería y planteles a clientes directos y estaciones de servicio. Los productos transportados de la refinería son: fuel oil, gasóleo, GLP y gasolina de aviación. El transporte entre planteles se realiza ocasionalmente para el jet fuel, la gasolina de aviación, la gasolina motor y el diésel. Los camiones cisterna tienen una capacidad desde 3 800 a 30 000 litros, y pertenecen a empresarios privados. De acuerdo con datos suministrados por la Dirección de

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Transporte y Comercialización de Combustibles del MINAE, el número total de unidades en operación en el 2004 ascendió a 690 unidades. En lo que al transporte por ferrocarril respecta, el mismo se utilizó hasta 1987 para transportar fuel oil y un pequeño porcentaje de diésel. El servicio se realizaba desde Moín hasta el Plantel El Alto de Ochomogo y era atendido, además de RECOPE S.A., por tres empresas privadas, a saber: FECOSA, CLAYBESA y Distribuidora de Búnker, S.A. La capacidad de los carros tanque oscilaba entre 17 000 y 30 000 litros. A partir de 1988 no se utilizó más este tipo de transporte. • Almacenamiento de hidrocarburos El almacenamiento de hidrocarburos se encuentra fundamentalmente localizado en los diferentes planteles de RECOPE S.A., según se aprecia en el cuadro No 3-13. La capacidad total de almacenamiento para el segundo semestre de 2006 alcanzó los 520 506,5 m3, o bien, 3 274 243 barriles constituyendo ésta una de las áreas más importantes dentro de la infraestructura de RECOPE S.A.. Sin embargo, esa capacidad máxima se ve limitada por una cantidad de producto que no es “bombeable” (aproximadamente el 10%) y que sumaban 51 895,1 m3 para una capacidad neta de almacenaje de 468 611,4 m3 o 2 947 798 barriles. También es importante la separación entre almacenamiento de crudo y de derivados de petróleo. La primera obviamente se da en instalaciones portuarias y en refinerías, mientras que los segundos se almacenan se pueden almacenar en puertos, refinerías, planteles, industrias y aeropuertos, entre otros. En cuanto a los tipos de crudo se concentran en Moín representando el 8,5% de la capacidad total. Por tipo de productos, dentro del 91,5% de capacidad de almacenamiento restante encontramos una participación dentro del total a una serie de derivados encabezados por el diésel (13%) en 15 tanques, seguido de la gasolina regular (8,8%) en 16 tanques; la gasolina súper (5,6%) en 11 tanques, Fuel Oil (4,7%) en 4 tanques, Jet Fuel (2,5%) en 19 tanques, asfaltos (2,2%) en 11 tanques y naftas (2,0%) en 4 países. Los demás productos rondan porcentajes marginales entre 0 y 1,5%. El ICE, para la generación de electricidad en sus seis plantas térmicas, cuenta con una capacidad total de almacenamiento del diésel y el fuel oil de 57 115 m³. La capacidad de almacenamiento de RECOPE S.A. en un conjunto de tanques en cinco principales planteles, en este caso de derivados de petróleo, siendo en Moín donde se almacena el grueso de los combustibles requeridos (un 58,5% del total de derivados) con 229.192 m³ o 1,44 millones de barriles. Le siguen El Alto con 77 516 m³ (487 576 bls), La Garita con 64 469 m³ (405 510 bls), Barranca con 20 051 m³ (126 121 bls) y finalmente, el Aeropuerto Juan Santamaría con 463 m³ (2 912 bls). En cuanto a las ventas por plantel, éstas obviamente no responden sólo a la capacidad de almacenamiento sino a la demanda del rango de influencia del mismo. El plantel de Barranca en términos de volumen es el que presenta el mayor crecimiento entre diciembre de 1999 y diciembre de 2007, seguido de El Alto. Pero en términos relativos, en Liberia es donde han crecido las ventas a más de dos dígitos anuales, secundado por las del Juan Santamaría (9,0% anual), Barranca (5,3% anual), El Alto (2,5% anual) y La

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Garita (2,0%), el único comportamiento negativo lo presentó Moín. (-0,3% anual) Esto implica que existe una importante necesidad por crear la infraestructura adecuada en la costa del Pacífico, especialmente en Guanacaste, Garabito y Aguirre. Según noticias recientes, ya existen planes concretos para construir un plantel en Liberia cerca del Aeropuerto Daniel Oduber, así como una ampliación de la capacidad de almacenamiento en Barranca. Además, se buscan opciones para evitar la concentración de GLP en Moín.

Cuadro No 3-13

COSTA RICA: CAPACIDAD NETA DE ALMACENAMIENTODE HIDROCARBUROS SEGÚN PRODUCTO POR PLANTEL, 2006

(en m3) Productos El Alto La Garita Barranca A.I.J.S.* Moín Total

Gasolina Súper

18 322 2 803 2 005 27 657 50 787

Gasolina Regular

19 526 22 967 5 012 31 989 79 494

Diésel Oil 23 596 24 199 13 034 55 984 116 813 Asfalto 11 328 8 582 19 910 Queroseno 260 568 76 904 Fuel Oil 4 204 37 996 42 200 Emulsión Asfáltica

280 280

Jet Fuel A-1 12 912 463 9 551 22 926 Gaséoleo 1 294 1 294 Gas Licuado de Petróleo

10 740 10 740

Gasolina de Aviación

1 021 3 498 4 519

IFO’s 5 984 5 984 Naftas 18 297 18 297 Crudo 70 125 70 125 Crudo pesado

6 794 6 794

Diésel Pesado

331 331

MTBE 3 369 3 369 Subtotales 77 516 64 470 20 051 1 757 290 973 453 746

* Aeropuerto Internacional Juan Santamaría. Fuente: DSE: Sistema de Información Energética.

En total, exceptuando los depósitos de slop, RECOPE S.A. cuenta con 121 tanques que van desde los 28 m3 hasta los 14 558 m3 de capacidad disponible. En los últimos años se han incrementado las inversiones en “tancaje” como una forma de preparar al país frente a un incremento sostenido de la demanda en sectores como la construcción, la industria, el turismo y por supuesto, los transportes (especialmente el aéreo).

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Distribución Con relación al sistema de distribución a granel por parte de RECOPE S.A., el mismo consiste de tres modalidades: 1) entrega a clientes directos o a distribuidores desde la refinería, por medio de

camiones cisterna, 2) entrega a clientes directos desde los planteles, también por medio de camiones

cisterna y 3) entrega a los usuarios a través de estaciones de servicio. El primer caso se aplica principalmente a macro consumidores industriales de fuel oil, diésel y GLP. El segundo caso se aplica a consumidores comerciales e industriales de diésel y GLP, así como para algunos casos de traslado de jet fuel y gasolina de aviación desde el plantel de La Garita al Aeropuerto Juan Santamaría, y desde éste al aeropuerto Tobías Bolaños. Finalmente, el tercer caso corresponde a la distribución, al público en general, de las gasolinas y el diésel, en las 340 estaciones de servicio ubicadas en todo el territorio nacional. Las empresas que tiene la tarea de ejecutar la distribución al público son: SHELL, TEXACO, TROPIGAS, TOTAL, GAS Z, entre otros, pero fundamentalmente la gran mayoría corresponden a estaciones “bandera blanca” o que no responden a una empresa multinacional o no poseen una franquicia de aquellas. 3.6.3 Otras Fuentes

• Infraestructura para etanol anhidro La producción de alcohol en Costa Rica se realiza en tres unidades de producción, dos plantas destiladoras ubicadas en el área de Guanacaste (Ingenio Taboga y Central Azucarera del Tempisque S.A.) y la planta de deshidratación y rectificación de la Liga Agrícola Industrial de la Caña (LAICA) ubicada en Punta Morales Puntarenas. La planta de LAICA en Punta Morales, tiene una capacidad para deshidratar y rectificar alcohol. El proceso de deshidratación y rectificación de alcohol lo realiza importando alcohol hidratado de baja calidad, procedente de Brasil, Italia, España, Francia y Portugal10.

Para el período 2004-2005 LAICA exportó 1 555 644 galones de alcohol anhidro (5 888 112 litros), según consta en el Informe Estadístico de 2004-2005. La capacidad de producción de etanol en el caso de CATSA se estima en 240 000 litros/día, en dos módulos de 120 000 litros cada uno. La materia prima utilizada para la producción de etanol ha sido exclusivamente la melaza producida por el propio Ingenio. Para la zafra 2004/05 se tenía proyectado una producción de 12 millones de litros de alcohol anhidro en 100 días de operación de la planta.

10 Alejandro Odio Castillo. Producción de Alcohol en el Sector Azucarero Nacional. Septiembre 2004

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En la actualidad se está reacondicionando la parte de preparación de jugo para ser utilizado en la destilería, lo cual puede permitir producir en una zafra de 110 días, 24 millones de litros de etanol, operando los dos módulos disponibles. El Ingenio Taboga tiene una capacidad instalada de 150 000 litros diarios, produciendo en promedio en las últimas 5 zafras alrededor de los 10 millones de litros. Los tipos de alcohol que produce son: potable para FANAL, fino y extrafino, siendo sus principales mercados internacionales Europa y los Estados Unidos. La materia prima utilizada es melaza. Para la zafra 2005/06 se ha planeado realizar incorporaciones en su proceso para la producción de alcohol anhidro con destilación extractiva usando etilenglicol y un régimen de trabajo de 200,000 litros diarios. Por otra parte, RECOPE S.A. cuenta con la infraestructura básica para la mezcla y distribución del producto, se requiere una inversión de US$ 4,8 millones (según oficio DPL 421-2005 y estudio técnico EVP-075-2005 de RECOPE) para la construcción de tanques de 795 000 litros (5 000 barriles), 2 por plantel, un sistema de interconexión, tanque – cargadero, que incluye dos mezcladores en línea por cargadero y un sistema contra incendios por dique. 3.7. Consumo de Energía En el cuadro No. 3-14 se presentan los principales energéticos que Costa Rica ha consumido desde 1980. Vale señalar que el consumo bruto de energía se duplicó durante ese período. En particular el consumo de electricidad aumento 3,5 veces y el de derivados de petróleo 2,4 veces, lo que representa un considerable incremento del consumo de éstos energéticos.

Cuadro No. 3-14

COSTA RICA: CONSUMO FINAL DE ENERGÍA, 1990-2006 (en Terajulios)

LEÑA Res. Vegetales Electricidad Der. Petróleo Otros (*) Total AÑO Total % Total % Total % Total % Total %

1990 12 587 18,8 6 793 10,1 11 888 17,7 35 787 53,4 10 0,0 67 0651995 10 502 12,0 8 775 10,0 15 626 17,8 52 760 61,7 8 0,0 87 6711996 10 556 11,7 9 336 10,4 15 995 17,8 53 694 60,8 322 0,0 89 9031997 10 646 11,4 8 848 9,5 16 911 18,2 56 640 62,1 17 0,0 93 0621998 10 737 10,6 9 906 9,8 18 403 18,1 62 399 62,8 22 0,0 101 4671999 10 831 10,1 10 065 9,4 19 567 18,3 66 588 64,3 19 0,0 107 0702000 10 928 10,0 9 702 8,9 20 711 19,0 67 375 64,4 23 0,0 108 739 2001 11 026 9,9 9 819 8,8 21 691 19,5 67 439 62,3 1 305 1,2 111 280 2002 11 944 10,4 9 252 8,1 22 859 19,9 70 037 62,6 778 0,6 114 8702003 12 952 10,7 9 771 8,1 24 148 19,9 71 373 61,0 3 000 2,5 121 2442004 14 060 11,0 10 986 8,6 25 201 19,8 75 451 61,3 1 675 1,3 127 3732005 15 186 11,5 10 837 8,2 26 491 20,0 78 406 60,1 1 494 1,1 132 4142006 17 720 12,6 11 105 7,9 28 118 20,0 81 752 59,2 2 477 1,8 140 422

Fuente: Elaboración propia con datos de la DSE, MINAE. BEN 1995-2006. Nota (*) Otros: corresponde al coque, carbón mineral, carbón de leña y alcohol.

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La demanda de energía en el país se duplicó prácticamente entre 1990 y 2005, es decir, que al menos creció un 5% anual. El crecimiento del consumo de electricidad ha sido sostenido, debido a la alta electrificación de zonas residenciales, donde los clientes han aumentado su equipamiento eléctrico, y también por el aumento en el consumo del sector industrial. Se observa un fuerte incremento del consumo de energía en los últimos dos años analizados, esto producto de una aceleración de la actividad económica en contraste con una escasa inversión en infraestructura de transporte que ha propiciado un alto consumo de hidrocarburos como se describirá más adelante.

Figura 3-11

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA SEGÚN PRINCIPALES FUENTES, 1989-2006

0

20000

40000

60000

80000

100000

90 92 94 96 98 00 02 04 06

HidrocarburosElectricidad

LeñaResiduos Vegetales

Tera

julio

s/añ

o

Años

Fuente: Elaboración propia.

Los hidrocarburos no sólo lideran el conglomerado de fuentes de energía, sino que han presentado los incrementos más acelerados; la electricidad también ha presentado una importante evolución en años recientes. En lo que respecta a la leña, se realizaron cambios metodológicos en el cálculo de su consumo que demuestran que en vez de bajar en términos de volumen, más bien ha presentado un sostenido incremento, ya que se han encontrado nuevos usos en la industria y el comercio, lo mismo podría decirse de la categoría denominada “residuos vegetales” donde sobresalen el bagazo y la cascarilla de café. Para los residuos vegetales que dependen del consumo de bagazo en la industria cañera se mantiene en forma creciente pero con una participación estable. Por su parte, el consumo de otros energéticos como el coque, alcohol y carbón de leña ha sido totalmente marginal

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Históricamente sobresale el alto consumo relativo de combustibles el cual mostró una tendencia al alza durante los años ochenta y noventa hasta lograr su máximo en 2000 (64,%), a partir de allí se ha dado una merma pero rondando el 60% del consumo total. Este consumo se explica por incremento del parque automotor, de la frecuencia de los viajes y de la congestión vial, así como un subdesarrollo del transporte público urbano y de carga por ferrocarril referente al comercio exterior. Justamente en la sección dedicada al transporte, se señalarán algunas consideraciones sobre la materia.

Cuadro No. 3-15

COSTA RICA: CONSUMO FINAL DE DERIVADOS DE PETRÓLEO, 1990-2007

(en porcentajes de participación)

AÑO

GASOLINA REGULAR

GASOLINA

SUPER

DIÉSEL

GLP

JET FUEL

FUEL OIL

Otros (*)

1990 23,4 3,4 45,6 3,3 4,6 18,2 1,5 1995 21,0 14,2 39,9 3,5 6,4 13,9 1,1 1996 19,6 16,3 40,5 4,0 5,9 12,7 1,0 1997 18,6 16,3 40,7 4,1 5,9 13,3 1,1 1998 16,9 18,7 39,8 4,3 6,5 12,9 0,9 1999 16,8 19,3 39,4 4,8 6,0 12,6 1,1 2000 21,2 15,0 39,0 5,1 5,9 12,7 1,1 2001 23,3 14,9 40,0 5,3 5,2 10,4 0,9 2002 23,1 16,1 40,9 5,6 5,3 8,1 0,9 2003 22,5 15,9 40,7 5,8 6,5 7,9 0,7 2004 21,9 14,9 40,4 5,9 8,6 7,7 0,6 2005 22,4 12,3 40,9 5,8 10,2 7,9 0,5 2006 22,8 10,6 42,4 5,6 9,6 8,5 0,5 2007 21,2 10,1 44,2 7,0 7,8 7,0 2,7

Fuente: RECOPE S.A.. “Ventas de combustibles según CIIU”, Dirección de Servicio al Cliente, Departamento de Mercadeo, 1997-2007. Nota: (*) Corresponde otros derivados de petróleo de baja participación.

Como se observa en el cuadro 3-15 los principales energéticos (gasolina regular, súper y diésel) representaron en promedio el 75,9% de la demanda total de combustibles fósiles durante el período 1995-2007. Es destacable que durante los años noventa probablemente a raíz de los bajos precios del petróleo se dio un incremento de la participación relativa de las gasolina (especialmente, la súper) frente al diésel, fenómeno que se ha revertido en años recientes. Hacia finales de los noventa, la gasolina súper había ganado una importante participación de mercado, la cual cayó al presentar precios relativos más altos frente al diésel y la gasolina súper. Otras tendencias de interés, son el declive relativo del fuel oil, el aumento reciente de la participación del jet fuel por el incremento de los vuelos internacionales y un tímido incremento en el consumo de GLP por mejores precios relativos de la electricidad.

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Figura 3-12

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS MENSUALES DE LOS

PRINCIPALES COMBUSTIBLES, 1999-2007 (promedios móviles interanuales)

0

100

200

300

400

500

600

99 00 01 02 03 04 05 06 07

DiéselGas RegularGas Súper

Jet FuelBunkerGLP

Año

Ven

tas

en m

iles

de b

arril

es

Fuente: Elaboración propia con datos de RECOPE S.A. (2008)

En la gráfica anterior, se puede observar la tendencia a la “dieselización” del país, fenómeno presente en prácticamente en todos los países de América Latina en los últimos años. También, es dable observar la caída del consumo de la gasolina súper a raíz del aumento sostenido de los precios desde 1999, cuando inició la actual escalada de precios. En el capítulo se presentan algunas comparaciones de precios que permiten entender con más detenimiento esta dinámica. 3.7.1. Consumo Total por Sectores Los sectores socioeconómicos de consumo de energía se agruparon en Residencial, Comercial y Público; Transporte, Industria y Agro, dado que así se expresan en los últimos BEN. Destaca el alto incremento evidenciado por el Sector Transporte, consecuente con el crecimiento de este rubro (en carga y pasajeros) así como de los demás (Construcción, Comercio, Industria y Agropecuario). Se puede observar que a partir de 1995 el transporte es el responsable casi la mitad de la demanda de la energía, superando el 44%. En el caso del Sector Industrial y Agropecuario, su participación disminuye con el tiempo no solo por el incremento en el sector transporte, sino por la sustitución que se ha venido dando en el sector rural del consumo de biomasa por electricidad y también por cambios en el cálculo en el consumo de leña. Con respecto al Sector Industrial y Agro, su participación en el consumo total de energía se incrementa, debido fundamentalmente a la reconversión que ha sufrido el sector industrial a fin de lograr mayor competitividad en el mercado mundial.

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Cuadro No. 3-16

COSTA RICA: CONSUMO NETO TOTAL DE ENERGÍA POR SECTORES, 1965-2006

(en terajulios y porcentajes)

AÑO Residencial, Comercial,

Público

%

Transporte

%

Industrial, y Agropec.

%

Otros

%

TOTAL

1965 20 134 61,9 5 493 16,9 6 405 19,7 490 1,5 32 5221970 21 194 50,9 9 512 22,8 9 642 23,2 1 298 3,1 41 6461975 22 299 44,0 14 072 27,8 12 560 24,8 1 742 3,4 50 6731980 23 752 39,1 19 205 31,6 15 852 26,1 1 917 3,2 60 7261985 24 313 39,5 17 310 28,1 17 321 28,1 2 646 4,3 61 5901990 20 732 30,9 25 074 37,4 21 056 31,4 211 0,3 67 0711995 20 949 23,9 39 757 45,3 26 736 30,5 229 0,3 87 6711996 21 861 24,3 40 665 45,2 27 160 30,2 217 0,2 89 9031997 22 918 24,6 42 223 45,4 27 691 29,8 230 0,2 93 0621998 24 434 24,1 46 889 46,2 29 861 29,4 284 0,3 101 4671999 25 926 24,2 49 703 46,4 31 077 29,0 365 0,3 107 0702000 27 215 25,0 49 602 45,6 31 501 29,0 422 0,4 108 7392001 28 205 25,3 50 876 45,7 31 766 28,5 432 0,4 111 2802002 28 864 26,0 54 489 47,4 30 133 26,2 385 0,3 114 8702003 32 054 26,4 55 719 46,0 33 064 27,3 406 0,3 121 2442004 33 653 26,4 59 090 46,4 33 969 26,7 661 0,5 127 3732005 35 478 26,8 60 326 45,6 35 703 27,0 906 0,7 132 4142006 37 652 26,8 62 918 44,8 38 841 27,7 1 009 0,7 140 419 Fuente: Preparado con base a la información generada por Alvarado y Molina (2007) DSE, MINAE.

El conjunto de los sectores Residencial, Comercial, Servicios y Público es el que presentó el mayor incremento en el consumo de energía entre 1995 y 2006, a razón de 5,5% anual, seguido del sector transporte con 4,3% anual y menos dinámico, el de la suma de Industrial y Agropecuario (con 3,5% anual), en tanto, el promedio general del país rondó el 4,4% anual. (muy similar al del sector transporte) A pesar de los dinamismos anteriores, a simple vista que el sector transporte ha ganado participación, al menos respecto a 1990 o períodos anteriores. En cuanto a variaciones anuales, las representativas para el período 1990-2006, se habrían dado en Industria y Agropecuario en 1992 y 2003 (10,3% y 9,7% anual respectivamente), mientras en transportes se produjeron 1992 (14,8% anual) y siguientes dos años (más del 11% anual); el grupo Residencial, Comercial y Público creció un 7,3% en 2003, en tanto, el total país, lo hizo más contundentemente en 1998 (9,0% anual), por el contrario, durante 2000 y 2001 las tasas rondaron entre 1,6% y el 2,3% anual, acorde con la correlación tan estrecha existente con el crecimiento de la economía. (0,996 entre 1991 y 2006) 3.7.2. Usos de la Energía En el cuadro No. 3-17 se muestra el consumo por fuente de energía de los sectores residencial, servicios, comercial y público, de manera agregada (o sea, similar al gráfico Para el año 2006 estos sectores consumieron en forma combinada 37 650 TJ que representa un 26,8% del consumo nacional. La participación en el consumo de estos sectores residencial, comercial y público fue de un 71,6%, 12,1%, 7,4% y 8,9%, respectivamente.

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Claramente se puede observar que el consumo de energía de estos sectores se explica por las residencias y el comercio, aunque hay que indicar que el sector público ha venido sufriendo ajustes metodológicos en los últimos BEN. La leña y la electricidad son los energéticos de mayor consumo en este grupo de sectores combinados, representando un 37% y 53,4%, respectivamente. La leña es consumida casi totalmente en el sector residencial y la electricidad en un 57,1% por parte del sector residencial y un 27,6% entre el comercial y público. Dado que estos sectores tienen características de consumo particular en cuanto a tipo de energéticos y usos principales, a continuación se hará una breve explicación con base en las encuestas de consumo energético

Cuadro No 3-17

COSTA RICA: CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR RESIDENCIAL COMERCIAL Y PÚBLICO POR FUENTE ENERGÉTICA

1965-2006 (en Terajulios) Año Leña Electricidad G.L.P. Otros (*) TOTAL

Total % Total % Total % Total % 1965 17 865 88,7 1 415 7,0 75 0,4 778 3,9 20 1331970 17 710 83,6 2 152 10,2 209 1,0 1 122 5,3 21 1931975 17 555 78,7 3 199 14,3 414 1,9 1 130 5,1 22 2981980 17 400 73,3 4 506 18,4 913 3,8 1 072 4,5 23 7521985 16 874 69,4 6 387 25,2 531 2,2 772 3,2 24 3131990 10 015 48,3 8 546 41,2 913 4,4 1 258 6,1 20 7321995 7 510 35,8 10 842 51,8 1 345 6,4 1 252 6,0 20 9491996 7 592 34,7 11 342 51,9 1 549 7,1 1 378 6,3 21 8611997 7 710 33,6 12 024 52,5 1 697 7,4 1 487 6,5 22 9181998 7 828 34,9 13 058 58,2 2 007 8,9 1 541 6,3 24 4341999 7 949 30,7 13 803 53,2 2 428 9,4 1 746 6,7 25 9262000 8 072 29,7 14 660 53,9 2 521 9,3 1 962 7,2 27 2152001 8 198 29,1 15 348 54,4 2 611 9,3 2 048 7,3 28 2052002 9 142 30,6 16 107 53,9 2 888 9,7 1 727 5,8 29 8642003 10 177 31,7 17 212 53,7 2 980 9,3 1 685 5,3 32 0542004 11 310 33,6 18 187 54,0 2 767 8,2 1 389 4,1 33 6532005 12 552 35,4 19 038 53,7 2 667 7,5 1 221 3,4 35 4782006 13 914 37,0 20 097 53,4 2 548 6,8 1 093 2,9 37 652

Fuente: Preparado con base a los BEN y revisión de Alvarado y Molina (2007)

Notas: Incluye fuel oil, diésel, gasolinas regular, Queroseno y carbón de leña. El anterior cuadro permite observar el repunte de la leña, sobretodo a partir del año 2002 que coincide con una reducción de las áreas de cultivo del café, aumentando la oferta de la raíz de este arbusto para usos caloríficos. . • Sector Residencial Como se ha observado los energéticos que dominan el sector son la electricidad y la leña.

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En cuanto a los usos de la energía, la información relativa a la participación y relevancia están basados en las encuestas residenciales publicadas en los años 2001 y 200611. Al realizar un comparativo entre estos dos estudios pueden observarse cambios en los patrones de uso (por cambios propios del estilo de vida), por ejemplo, dentro consumo de electricidad la cocción representaba un 32,6% del consumo en 2001 y bajó a 26,2% en 2006; en tanto, el enfriamiento subió desde 27,4% hasta 36,9%; la iluminación se mantuvo relativamente estable con un aumento de 11,0% a 12,2%; la producción de calor de 21,5% bajó a 15,1% y finalmente, la generación de fuerza subió desde 7,5% a 9,6%. Estos porcentajes varían obviamente si se trata de una residencia de estrato alto, medio o bajo, rural o urbano. Uno de los aspectos relevantes en el país, es el gran porcentaje de hogares que cocina con estufa eléctrica en detrimento de las de GLP, por ejemplo, el 53,9% de los consultados respondieron que su primera preferencia de cocción de alimentos versus el 35,7% que prefería el gas, mucho más lejos de estas participaciones están quienes utilizan la leña. (9,8%) El 51,6% afirma que utilizar GLP le da miedo y el 22,1% afirma que por un precio del GLP menos competitivo que el de la electricidad. Los principales equipos de consumo de energía eléctrica, representan cerca de un 67,3% del consumo promedio de un hogar (el cual según las estimaciones rondaba los 253,94 kWh. (con 272,4 kWh en el área urbana y de 224,1 kWh en la rural) Entre los principales equipos y electrodomésticos se encuentran: el refrigerador (91 kWh/mes), la plancha (más o menos 10 kWh), la ducha eléctrica (aproximadamente 41 kWh/mes), la lavadora (21,1 kWh/mes) y el percolador (7,8 kWh/mes); en tanto si un hogar utiliza tanque de agua caliente el consumo es del doble que el de la ducha eléctrica. (84,1 kWh) Es notable el alto porcentaje de viviendas que poseen los equipos antes mencionados, según los datos que aportan las Encuestas de Hogares del INEC, a julio de 2001 habían 967 020 viviendas ocupadas cuyo número se elevó a 1 155 926 a julio de 2006, con lo que el promedio de residentes pasó de 4,03 en 2001 a 3,77 en 2006, fecha en la cual el 60% de las viviendas se ubicaban en zonas urbanas. Según dicha consulta, la tenencia de refrigeradores en 2006 era de 91,7%, de ducha un 46,1%, de lavadora un 83,9%, y de tanque de agua un 5,4%. En tanto, otros equipos relevantes son los televisores a color (93,7%), equipo de sonido (57,1%), horno microondas (59,1%), computadora (28,2%), equipo de vídeo. (57,1%) El tema de la cocción sin duda es muy relevante, aunque la evidencia muestra (Encuesta de Ingresos y Gastos de 2004 del INEC) una reducción del consumo por este motivo en virtud de que se ha incrementado la ingesta de alimentos fuera de casa. De todas formas, es importante hacer notar la fuerte penetración que ha venido teniendo la cocción con gas, según las ENH en su módulo de vivienda mostraban que en 1994 apenas un 14,3% utilizaban el GLP regularmente versus un 64,5% de cocina eléctrica; para 2006 el GLP alcanzaba un 32,5% (pero el valor máximo fue un 2002 con 36,4%) mientras la cocción eléctrica bajó a 57,6%. La leña por su parte, sólo se utiliza con más frecuencia en el 8,9% de las viviendas (20,3%), es claro que el GLP viene en la mayoría

11 Encuesta de Consumo de Energía en el Sector Residencial año 2006, DSE (2006)

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de los casos a sustituir el consumo de leña, por eso en las zonas rurales su utilización alcanza un 38,3% en 2006 frente al 28,7% de las viviendas urbanas.

Cuadro No. 3-18

COSTA RICA: CONSUMO DE ENERGÍA EN SECTOR RESIDENCIAL (en Terajulios)

Año Leña Electricidad GLP OTROS Total 1990 9 837 5 618 584 392 16 431

1995 7 392 7 074 839 166 15 471 1996 7 488 7 353 961 145 15 946 1997 7 586 7 629 1 100 161 16 475 1998 7 684 8 189 1 259 144 17 268 1999 7 784 8 568 1 441 151 17 944 2000 7 885 9 029 1 649 128 18 691 2001 7 988 9 397 1 888 116 19 388 2002 8 816 9 795 1 965 121 20 697 2003 9 731 10 279 2 046 96 22 152 2004 10 740 10 627 2 130 98 23 596 2005 11 854 11 012 2 218 86 25 170 2006 13 084 11 465 2 309 96 26 951

Fuente: Preparado con base a los BEN y revisión de Alvarado y Molina (2007)

• Sector Comercial Este sector presenta un alto consumo de energía eléctrica, seguido por el GLP, este último usado en para cocción, en restaurantes. Según estudio realizado en el año 200212 El consumo de energía de este sector está constituido en un 92,8% por electricidad y un 6% por diésel. En cuanto a los usos principales de la energía se tiene: 41,5% enfriamiento, 15,7% iluminación, 20,4% transporte interno y otros usos como cocción, producción de calor y vapor, generación de fuerza. Las tendencias de consumo históricas venían siendo afectadas por la inconsistencia en la agrupación de la información correspondiente dentro del BEN, esto es tal que, en algunos años, el sector comercial es colocado junto al de servicios, ya que existe una indefinición metodológica acerca del tratamiento del comercio, hotelería y otros servicios públicos y privados. Pero este problema ha sido solventado al menos parcialmente por el trabajo de Alvarado y Molina (2007) ya que la solución definitiva requeriría el recalculo de los años anteriores con la nueva metodología aplicada.

12 Encuesta de Consumo de Energético Nacional en el Sector Comercio y Servicios Privados año 2002, Dirección Sectorial de Energía, 2003

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• Sector Público Como se ha indicado el consumo de energía del sector publico ha sido subvaluado. Tradicionalmente se contabilizaba como consumo de este sector lo referente al alumbrado público, situación que viene corregirse en el BEN de 2005, tal y como se aprecia en el cuadro 3-19, aunado a esfuerzos como el de Alvarado y Molina (2007) que estandarizaron la forma de contabilizar este segmento, donde muchas veces sólo se contabilizaba el alumbrado público o era incluido como parte del comercio.

Cuadro No. 3-19

COSTA RICA: CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR PÚBLICO (en Terajulios)

Año Electricidad Otros TOTAL 1990 1 115 352 1 467 1995 1 436 287 1 723 1996 1 513 303 1 816 1997 1 650 300 1 950 1998 1 812 314 2 126 1999 1 981 343 2 324 2000 2 124 261 2 385 2001 2 216 242 2 458 2002 2 317 242 2 559 2003 2 522 248 2 770 2004 2 715 283 2 998 2005 2 887 253 3 140 2006 3 081 258 3 339

Fuente: Preparado con base a los BEN1990-2004 y revisión de Alvarado y Molina (2007)

Según se observa en el cuadro anterior, el consumo total en este sector se duplicó entre 1990 y 2004, mientras en electricidad esto ocurrió en 2001, lo cual sugiere la adopción urgente de medidas para reducir el consumo en las oficinas, sin embargo, debe tomarse en cuenta el incremento de tenencia de equipos de cómputo e incluso en aire acondicionado. Considerando los energéticos que consume el sector, al promediar el período 1990-2006 se determina que la electricidad representa un 86,6%, el fuel oil un 8,4% (especialmente en hospitales), así como 5,0% en diésel, en ciertos equipos de reparación de carreteras u otros. Según la Encuesta del Sector Público de 2004, la electricidad se utiliza de la siguiente forma: 36% generación de fuerza, 21% equipos de oficina, 19% enfriamiento, 12% iluminación, 8% generación de calor y otros usos.

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• Sector Transporte

El consumo de energía en este sector ha estado constituido casi en su totalidad por diésel, gasolinas y jet fuel. Se destaca en este sector la fuerte dependencia de los derivados de petróleo. Esto debido a un fuerte incremento en el parque automotor de gasolina y diésel, que indican cifras cercanas a un millón de vehículos. El consumo de electricidad es cero en este sector, dado que ya no se utiliza ni siquiera en transporte ferroviario (Ferrocarril al Pacífico), el cual en 1994, sufrió un golpe casi mortal al determinar el gobierno el cierre técnico del INCOFER. Sin embargo, el colapso de las carreteras y el incremento sostenido de los precios del petróleo se reinició en 2005 un programa de un tren urbano, movido con diésel.

Cuadro No. 3-20

COSTA RICA: CONSUMO DE ENERGÍA DEL SECTOR TRANSPORTE 1965-2006 (en Terajulios)

Año GLP Gasolina Regular

Gasolina Súper

Queroseno-Jet Fuel

Diésel TOTAL

Total % Total % Total % Total % Total % 1965 0 0,0 2 843 51,7 - 0,0 193 3,5 2 420 44,0 5 4941970 0 0,0 4 120 43,3 - 0,0 285 3,0 5 066 53,3 9 5131975 0 0,0 5 606 39,8 - 0,0 444 3,2 7 988 56,8 14 0711980 0 0,0 5 803 30,2 - 0,0 938 4,9 12 435 64,7 19 2051985 0 0,0 5 985 34,6 - 0,0 555 3,2 10 731 62,0 17 3101990 0 0,0 8 017 32,0 0 0,0 1 627 6,5 14 057 56,0 25 0741995 0 0,0 10 718 26,5 7 515 18,9 3 369 8,5 17 996 45,3 39 7571996 0 0,0 10 116 27,0 8 720 21,4 3 149 7,7 18 519 45,5 40 6651997 0 0,0 10 130 23,7 9 196 21,8 3 292 7,8 19 468 46,1 42 2231998 0 0,0 10 131 24,0 11 648 24,8 3 980 8,5 21 000 44,8 46 8891999 0 0,0 10 767 21,7 12 429 25,0 3 975 8,0 22 012 44,3 49 7032000 0 0,0 13 877 28,0 10 089 21,2 3 905 7,9 21 604 43,6 49 6022001 0 0,0 15 240 30,0 10 030 20,3 3 466 6,8 22 040 43,3 50 8762002 2 0,0 15 719 28,8 10 999 20,2 3 665 6,7 23 722 43,5 54 4892003 100 0,0 15 599 28,0 11 331 20,3 4 605 8,3 23 977 43,0 55 7192004 119 0,0 16 079 27,2 11 245 19,0 6 376 10,8 25 159 42,6 59 0902005 129 0,0 17 124 28,4 9 586 15,9 7 902 13,1 25 465 42,2 60 3232006 185 0,0 18 210 28,9 8 694 13,8 7 767 12,3 27 982 44,5 62 919

Fuente: Preparado con base a los BEN y revisión de Alvarado y Molina (2007) Nota: (*) Incluye AV Gas, alcohol y GLP.

El gran porcentaje del consumo de energía en el sector transporte se lo adjudica el modo terrestre, el cual para el año 2006 absorbió el 86,7%. La casi totalidad del consumo de energía del subsector vehicular se da con automotores de derivados de petróleo, donde el transporte privado representaba en 2006 el 45,8%, el transporte público 9,9% y carga 36,6%, en su mayoría carga liviana.

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El modo aéreo, responsable del 12,5% del consumo del sector en 2006, ha utilizado el jet fuel como combustible casi exclusivo, existiendo pequeños consumos de gasolina de aviación. Ahora bien, el diagnóstico de este sector es de un estado estable pero delicado. Tras años de inversión pública muy limitada, el fracaso de diversas iniciativas de concesión de carreteras y ni qué decir, de la planificación o de expropiaciones necesarias para las obras futuras. Esto provocó la necesidad de crear el Consejo Nacional de Vialidad en 1998 mediante Ley No. 7798, así como luego recibió una asignación del impuesto único sobre los combustibles, establecido por la Ley de Simplificación y Eficiencia Tributaria No. 8114 de agosto de 2001. Sin embargo, dadas las restricciones fiscales, no fue sino hasta 2007 cuando el CONAVI recibió la totalidad de fondos que le correspondían, pero aún así tuvo un nivel de ejecución aún bajo. Dado que la Ley No. 7798 manda a dar prioridad al mantenimiento rutinario de las vías y si bien es cierto, se aprecian las rutas nacionales en mejor estado, aún es insuficiente la inversión en construcciones y ampliaciones. Esto provoca que el parque automotor crezca y no encuentre su correspondencia en nuevas rutas, provocando embotellamientos cada vez más grandes y no sólo en las horas pico, sino que en algunos lugares a toda hora. Faltan alrededor de 700 oficiales de tránsito para que hagan cumplir la ley, especialmente en materia de estacionamientos incorrectos e incumplimiento de horarios de descarga de camiones. Sobre el tema particular, es urgente la ampliación de la gran mayoría de las rutas estructurantes del Gran Área Metropolitana – GAM -(algunas de las cuales ya están en marcha), pero especialmente, la eliminación de barreras (los denominados “topics”) que consisten en puentes angostos, esquinas muy cerradas u otros, que provocan grandes desperdicios de combustibles, así como a la vez, grandes pérdidas de tiempo. Sobre esta materia, se visualizan sólo esfuerzos aislados y víctimas en muchos casos por la excesiva tramitología. Pero el incremento del número de vehículos en las calles, no sólo se debe a una mejora del poder adquisitivo de las familias o de la respuesta de las empresas ante el crecimiento de los negocios, sino particularmente, debido que el transporte público se ha visto desbordado en las horas pico (por el crecimiento de las necesidades de transporte de las personas por trabajo o estudios) así como un sistema que no responde a esas necesidades. Si se parte del hecho, de que el Área Metropolitana creció desordenadamente hacia la periferia, llenándose de gran cantidad de urbanizaciones lejos de los lugares de trabajo y que dichos lugares, ya no es precisamente el centro de San José sino zonas como Santa Ana, Belén, Heredia, Cartago y Alajuela, no es posible que casi todos los viajes del transporte en bus tenga como punto de partida o destino, el centro de la capital. Sobre este particular, para 2007 se esperaba el reordenamiento de rutas, pero se acabó el plazo sin lograr concretar ese necesario proyecto; a raíz de algunas propuestas como las de PRUGAM (2007) se espera que durante 2008 entren en funcionamiento seis “rutas intersectoriales” que conectarían algunos de los puntos arriba citados. El transporte en modalidad taxi, también se ha visto afectado por leyes de corte populista, donde se aprueban permisos o concesiones, sin estudios de mercado que respalden la demanda o bien, tampoco se van desarrollando a lo largo del tiempo. Se han presentado conflictos entre los taxis formales y los informales, éstos surgidos justo al amparo de los problemas del transporte masivo en buses.

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Se ha plateado en enero de 2008, la posibilidad de concretar al fin, un transporte masivo de personas mediante trenes eléctricos, que conecten algunos puntos más críticos de la GAM. Los gobiernos anteriores no mostraron un interés real en el tema, al punto de ni siquiera continuaron con los proyectos en la fase de factibilidad, a pesar del interés de gobiernos y empresas extranjeras. El transporte de carga también presenta un panorama desolador, primero con el cierre casi total de los ferrocarriles, se suspendió el trasiego de mercancías desde y hacia los puertos, así, al crecer de manera veloz el comercio exterior del país y la integración centroamericana, el país se llenó de camiones. La incapacidad de los gobiernos de concretar una ruta como la Costanera Sur ha hecho, que gran parte de los camiones que deben atravesar el país tengan que pasar por la capital, así mismo, no existen controles efectivos que limiten en ciertas horas la circulación de estos vehículos. Ni siquiera se ha reestablecido el pesaje de camiones en las principales rutas, por lo que éstos viajan sobrecargados, atentando contra la integridad de los otros usuarios de la ruta, provocan un mayor daño de las carreteras, sino que consumen mayor cantidad de combustible. Al hacer un recuento de la actividad de comercio exterior se logra determinar el crecimiento de las necesidades de transporte de los bienes terminados tanto del exterior como hacia los puertos de embarque. En 2006, se exportaron bienes equivalentes a 6 millones 916 mil toneladas, de las cuales el 68,7% se fue por Limón, el 14,9% por Peñas Blancas, el 7,1% por Caldera, el 4,0% por Paso Canoas y el 3,4% por el Juan Santamaría. En esta materia, se aprecian incrementos de un 45,5% respecto a 2001 y del 24,6% respecto a 1996. En importaciones, durante 2006 se importaron bienes que pesaron 9 millones 463 mil toneladas, con un 51,2% entrando por Limón, un 27,4% por Caldera, un 8,0% por Peñas Blancas, un 5,2% por el Juan Santamaría y apenas un 1,0% por Paso Canoas; en este ítem se aprecia un aumento del 59,1% frente a 2001 y 70,6% frente a 1996. En general, en 2006 se requería mover en comercio exterior alrededor de 44 786 toneladas diarias de mercancías, donde según datos del MOPT (2006) la mayoría son contenedores (10,9%), maíz (9,8%), banano (8,9%) y fertilizantes. (5,5%) Alvarado y Martínez (2007) en el marco de la aplicación de una nueva metodología de estimación de la demanda energética realizaron estimaciones de los desplazamientos de carga por toneladas y kilómetros recorridos, quedando al descubierto sin contar el comercio exterior, el sector Comercio y Hoteles es el responsable del 54,6% de la carga movilizada en 2005, seguido del sector Agropecuario (26,1%) y el sector Construcción. (18,0%) También permitió identificar que el 31,1% de la carga no tiene un rumbo u origen claros, pero que la mayoría se generan entre San José y Pérez Zeledón (y viceversa) con un 11,6% del total, Alajuela-San San Carlos con 8,1%, Puntarenas-Corredores (7,1%), Alajuela-Orotina (6,2%) y Limón-Pococí (6,0%) También el mal estado de las carreteras, muchas de ellas en abierta competencia entre los subsectores transporte particular de pasajeros y el de carga por camiones, ha producido un renovado incremento del transporte aéreo, el cual también presenta limitaciones por el estado de las pistas de aterrizaje.

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• Sector Industria y Agro El sector industrial y agrícola representaba el 27,7% del consumo nacional de energía en el 2006. El sector industrial representa el 91,1% dentro de este subgrupo de consumo. Se juntaron dichos sectores, pues la mayoría de las actividades agropecuarias han evolucionado hacia agroindustrias, perdiendo protagonismo las actividades primarias. Siendo el sector manufacturero el principal consumidor de este sector combinado, se procedió a realizar un análisis de acuerdo a la última encuesta realizada13 en el año 2001-2002. Los combustibles utilizados en el sector agrícola e industrial son fundamentalmente los residuos vegetales, leña, electricidad, diésel y fuel oil.

Cuadro No. 3-21

COSTA RICA: CONSUMO DE ENERGÍA DEL SECTOR INDUSTRIAL Y AGRÍCOLA, 1965-2006

(en Tterajulios y en porcentajes de participación)

Año Leña

% Resid. Veget.

%

Electr. %

Diésel %

Fuel Oil

%

Otros (*)

%

TOTAL

1965 988 15,4 2 516 39,3 494 7,7 745 11,6 1 645 25,7 17 0,3 6 405 1970 1 315 13,6 4 283 44,4 942 9,8 636 6,6 2 399 24,9 67 0,7 9 642 1975 1 440 11,5 4 647 37,0 1 415 11,3 1 344 10,7 3 584 28,5 130 1,0 12 560 1980 679 4,3 5 288 33,4 2 275 15,9 1 633 10,3 5 439 34,3 293 1,8 15 852 1985 1 109 6,4 6 165 35,6 2 466 15,9 1 406 8,1 5 466 31,6 422 2,4 17 321 1990 2 572 12,2 6 793 32,3 3 228 15,3 1 801 8,6 6 213 29,1 449 2,1 21 056 1995 2 992 11,2 8 775 32,8 4 701 17,6 2 291 8,6 7 018 29,5 959 3,6 26 736 1996 2 964 10,9 9 336 34,4 4 572 16,8 2 330 8,6 6 537 24,1 1 421 5,2 27 1601997 2 936 12,5 8 848 32,0 4 799 16,8 2 618 9,5 7 271 26,3 1 219 5,5 27 6911998 2 909 10,6 9 906 33,2 5 248 17,3 2 745 9,2 7 777 26,0 1 276 4,4 29 8611999 2 882 9,3 10 065 20,4 5 660 19,9 2 999 9,7 8 078 26,0 1 393 4,5 31 0772000 2 855 9,1 9 702 32,4 5 940 18,2 3 092 9,8 8 297 26,3 1 615 6,2 31 501 2001 2 828 8,9 9 819 30,9 6 226 19,6 3 171 10,0 6 819 21,5 2 903 5,1 31 766 2002 2 802 9,3 9 252 30,7 6 627 22,0 3 529 11,7 5 510 18,3 2 413 8,0 30 133 2003 2 776 8,4 9 771 29,6 6 803 20,6 3 609 10,9 5 432 16,4 4 673 14,1 33 064 2004 2 750 8,1 10 988 32,3 6 954 20,5 3 856 11,4 5 548 16,3 3 873 11,4 33 969 2005 2 634 7,4 10 837 30,4 7 380 20,7 5 043 14,1 6 008 16,8 3 801 10,6 35 7032006 3 806 9,8 11 105 28,6 7 890 20,3 5 077 13,1 6 760 17,4 4 203 10,8 38 841

Fuente: Preparado con base a los BEN y revisión de Alvarado y Molina (2007)

Notas: (*) carbón mineral, Coque, GLP, Queroseno, Jet Fuel, gasóleo, gasolina regular. y AV Gas. Desde 1997 se aplican nuevos índices de consumo para la leña. A partir de 1998 se toma en cuenta solo el consumo de leña reportado por ICAFE.

Por fuentes energéticas, los residuos vegetales, en especial el bagazo ocupa el primer lugar histórico (1990-2006) con el 31,7% del consumo, seguido del fuel oil con el 23,3%, la electricidad con 18,9%, el diésel (10,4%), leña (10,0%) y gasolina regular. (1,3%) 13 Encuesta de Consumo de Energético Nacional en el Sector Industrial de Costa Rica 2001/2002, Dirección Sectorial de Energía, 2002.

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121

En cuanto al incremento en el consumo de electricidad, esto se da en parte debido al desarrollo de industrias más intensivas en este energético y a la modernización de la tecnología asociada a los procesos productivos. Según el estudio mencionado el 99% del consumo energético en el sector industrial se concentra en 936 empresas. Como se puede observar en el cuadro No. 3-22 la rama de alimentos se destaca en número, valor agregado y consumo de energía. En el sector industrial se han identificado los siguientes usos de la energía: producción de calor (36,2%), producción de vapor (36,2%), generación de fuerza (15,5%) y otros usos. El fuel oil que es el combustible de mayor consumo de las industrias se utiliza principalmente en 71% para la producción de vapor y un 21% en la producción de calor. La electricidad se utiliza en un 61% para generación de fuerza, 13% iluminación y un 12% en refrigeración. El bagazo que es utilizado exclusivamente en la industria azucarera, un 43% se destina a la producción de vapor y el restante 57% en producción de calor.

Cuadro No. 3-22

COSTA RICA: DISTRIBUCIÓN RELATIVA DEL NÚMERO EMPRESAS INDUSTRIALES, PORCENTAJE DEL VALOR AGREGADO Y CONSUMO ENERGÍA POR ACTIVIDAD CIIU

Actividad CIIU Distribución

relativa número

empresas

Valor agregado

2001

Consumo total energía

Alimentos y bebidas 40 23 55 Textiles y vestuario 14 4 6 Producción de Químicos 14 4 7 Producción de madera 8 1 1 Const., herramientas y maquinaria 6 5 3 Beneficios, arroc. y agroindustrias 6 1 6 Productos de barro y arcilla 5 5 16 Papel y producción de papel 5 5 2 Fabricación de joyas, inst. musicales 2 9 0 Industria básica, hierro y acero 1 0 3 Total 100,0 100,0 100,0

Fuente: Encuesta de Consumo de Energético Nacional en el Sector Industrial de Costa Rica 2001/2002.

Haciendo una revisión del BEN de 2006, se aprecia que la Industria Alimentaria (CIIU 31) aparece como el mayor consumidor de energía del sector con el 68,5% (y no el 55% que señala el cuadro anterior), las industrias más tecnificadas (CIIU 36-39) ocupaban el 18,4% (superior a la suma de fabricación de herramientas y maquinaria así como con fabricación de joyas, la fabricación de productos químicos con 5,7% y la de textiles y cuero con 4,8%, también inferior al señalado en lo referido cuadro.

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3.7.3. Demanda de Potencia Eléctrica La electricidad, a diferencia del resto de los energéticos, debe ser producida en el instante mismo en que es demandada; por consiguiente, el SEN debe estar preparado para abastecer la totalidad de la electricidad demandada en el país, en un instante dado. La demanda de potencia eléctrica nacional no es constante en el tiempo y varía en cada momento. El resultado obtenido es lo que se conoce como la curva de carga diaria del SEN. Por ejemplo, la curva de carga para el 13 de diciembre de 2006, día en que se dio la máxima demanda de potencia eléctrica del año 2006, justamente a las 18:30 horas. El cuadro No 3-23 presenta la evolución histórica de la potencia máxima anual para el período 1990-2007, así como el correspondiente factor de carga asociado. Este último indicador representa el porcentaje promedio de la capacidad máxima utilizada durante el año. (el denominado “factor de carga”).

Cuadro No 3-23

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DE LA CARGA MÁXIMA DE POTENCIA DEMANDADA

DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO POR AÑO 1990-2007

Año

Potencia MW

Tasa Crecimiento

%

Factor carga (%)

1990 682 62,03 1995 871 2,0 63,80 2000 1 121 6,0 65,44 2001 1 136 1,3 71,00 2002 1 221 7,5 66,06 2003 1 252 2,5 68,25 2004 1 312 4,8 68,08 2005 1 389 5,9 67,56 2006 1 461 5,2 68,01 2007 1 487 1,8 nd

Fuente: Generación y Demanda, Informe Anual, Nacional Control de Centro Energía, 2005, ICE

Como se observa, la potencia requerida máxima del sistema ha venido creciendo a un ritmo promedio de un 5% al menos cada año desde el 2002 razón por la cual se hace necesario incorporar potencia instalada adicional en al menos ese porcentaje (que serían unos 100 MW por año), para cubrir la demanda sin perder los niveles de confiabilidad del sistema como se reflejan en los porcentajes del factor de carga donde en 2001 alcanzó los niveles máximos de la serie antes mostrada.

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123

Capítulo 4

DIAGNOSTICO DE LA POLÍTICA DE PRECIOS DE LA ENERGIA

La política de precios de la energía desempeña un rol muy importante, ya que por medio de ésta se puede racionalizar el consumo de energía, buscando además que sus costos estén más relacionados con sus precios, especialmente en los sectores de ingresos medios y altos, para no descuidar el principio de solidaridad hacia los sectores más desprotegidos del país, logrando así un valor de la energía más acorde con la escasez de recursos nacionales y de los costos de las tecnologías empleados en la producción de energía, evitando en suma el uso irracional de los recursos económicos y manteniendo en la práctica el principio de equidad.

4.1. Precios de la energía La política de precios incluida en el IV Plan Nacional de Energía 2000-2016 vigente, establece que los precios de la energía deben de orientarse hacia los costos de producción de las empresas, por lo tanto se entiende que deberían corregirse los precios de la energía para eliminar los subsidios, que se consideren no necesarios desde el punto de vista social y productivo. Por ejemplo, en el cambio en la fórmula automática general de hidrocarburos, a mediados del año 2005 ARESEP cambió el cálculo del componente externo de los precios de los combustibles, al cambiar la fórmula general automática para todos hidrocarburos, la cual afectada en un porcentaje igual a todos ellos, por un procedimiento automático y distinto para cada combustible. De esta forma los subsidios y los sobreprecios automáticos inducidos por la fórmula única fueron eliminados parcialmente dado que la ARESEP aplica las correcciones de costos con poca velocidad y por lo tanto las fórmulas inducían a subsidios temporales. Por lo tanto, los subsidios que existen en los productos son los aprobados por ARESEP en la fijación ordinaria de precios y aquéllos que al iniciarse el nuevo procedimiento automático, contaban con valores de venta inferiores a los costos de producción y acarreos y los rezagos mencionados en el ajuste de precios. 4.1.1. Precios de los combustibles y sus precios relativos En el caso de los hidrocarburos existen subsidios cruzados, cuyo monto varía entre los distintos productos. El diésel y otros productos gozan de algún tipo de subsidio hasta la fecha. En el cuadro No. 4-1, se muestran estas distorsiones, a pesar de que no existe ninguna norma o ley para crearlos. Surgieron de la fijación ordinaria de precios de ARESEP así como por las fijaciones extraordinarias de precios anteriores a enero de 2007. Así, los productos cuyas utilidades netas son negativas se han denominado como productos subsidiados y los positivos son productos sobrevaluados.

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124

Es cierto que con la sustitución del procedimiento de la fórmula de precios anterior, que aplicaba la misma variación porcentual a todos los precios de los productos por igual, a uno a nivel de producto, se reducen los subsidios cruzados generados por la fórmula. Sin embargo, quedan todavía los que ARESEP mantenga en su definición de precios ordinarios cada año. La situación en el año 2005-2007, se ejemplifica en el cuadro siguiente:

Cuadro No. 4-1

RECOPE: UTILIDAD NETA Y PORCENTAJE DE GANANCIA POR PRODUCTO, 2005-2007 (colones/litro)

Utilidad Neta Rentabilidad por litro Producto 2005 2006 2007 2005 2006 2007 Gasolina regular 30,45 53,40 48,29 8,4 11,9 9,9 Gasolina súper 51,49 69,40 54,94 13,5 14,6 10,6 Diésel -21,84 -30,13 -2,38 -8,4 -9,7 -0,7 Queroseno 12,19 28,11 2,67 4,4 7,9 0,7 Jet Fuel A-1 -37,26 -38,33 19,70 -17,8 -14,7 5,7 Fuel Oil -9,84 -35,87 -7,47 -7,5 -21,6 -3,8 Asfalto 37,17 80,45 -18,40 20,2 27,8 -9,2 Emulsión asfáltica 18,76 39,30 -30,62 11,8 18,9 -19,3 GLP 10,65 33,39 -1,08 5,5 14,6 -0,5 Av-gas -38,41 -27,02 -101,54 -9,1 -5,0 -17,3 Gasóleo -33,18 -2,37 -6,85 -17,7 -1,0 -2,6 Nafta 44,59 1,94 -24,21 16,9 0,6 -7,8 IFO – 380 -8,03 -10,61 13,51 -6,7 -6,7 7,1

Fuente: RECOPE S.A. (2008), Departamento de Contaduría, Estado de Pérdidas y Ganancias por productos. Nota 1/ Cuando el signo es negativo hay pérdida, Destacan del cuadro No. 4-1, que las finanzas de RECOPE S.A. rápidamente sufren un efecto positivo del proceso de rebalanceo, propuesto por la DSE en agosto de 2006 (documento de Políticas de Precios) y aprobado por la ARESEP en enero de 2007 según Resolución RRG-6244-2006 de las nueve horas del 21 de diciembre de 2006, denominada “Rebalanceo del Precio del Combustible que expende RECOPE S.A. en el ámbito nacional”.

Si se observa con detenimiento las cifras de 2005 y 2006 puede observarse que existía una pérdida importante en Diésel, Jet Fuel y Fuel Oil, cuyos resultados adversos eran financiados por los consumidores de gasolinas, GLP y asfalto, entre otros. Esto ha venido produciendo efectos que desde el punto de vista de la racionalidad económica no tenían lógica como por ejemplo, se subsidiaba al transporte de carga por camión haciendo prácticamente inviable el ferrocarril, se dio una fuerte venta de automóviles a diésel que migraban desde las gasolinas; se subsidiaba la aviación comercial extranjera, se encarecían hasta en un 30% las reparaciones o construcciones de carreteras por los altos precios del asfalto; se iba favorecía el uso del diésel o el fuel oil para generación eléctrica en detrimento de otras fuentes más limpias como el gas natural y finalmente,

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125

perjudicaba a las clases más pobres o poblaciones costeras quienes utilizan mayoritariamente el GLP para cocción.

Pero más allá de los perjuicios a la economía y a la sociedad como un todo, el esquema de subsidios cruzados iba en detrimento de las finanzas de RECOPE S.A., ya que estos subsidios se habían desvirtuado del objetivo original que era sustentar las tarifas del transporte público y los de los precios de los productos agrícolas.

Con la información que aporta el cuadro 4-1 se obtienen las ganancias netas para RECOPE S.A. para cada uno de los años en detalle (2005-2007), observándose que la ganancia en colones corrientes de RECOPE S.A. se incrementó casi siete veces luego del rebalanceo. En 2005, las ganancias netas fueron de ¢3 802 millones (con seis productos con pérdida) a ¢6 467 millones en 2006 (también con seis productos deficitarios), hasta los ¢43 980 millones en 2007 (con ocho productos con pérdida), dado que se “atacaron” los productos que estaban generando más pérdidas.

Sobre el particular, RECOPE S.A. perdía al comprar, producir y vender diésel la suma de ¢33 752 millones en 2006, mientras que cerró el 2007 con una pérdida de ¢2 954 millones, lo mismo ocurrió con el jet fuel donde perdía ¢8 779,9 millones en 2006, ganando más bien ¢4 313,9 millones en 2007. La pérdida de ganancias entre 2006 y 2007 en gasolinas fue marginal: 5,7% en la regular y de 16% en la súper. (pues este precio se acercó más al de la regular) En GLP se pasó de una ganancia de ¢6 035 millones en 2006 a una pérdida leve de ¢212,3 millones en 2007, ocurriendo algo similar con el asfalto, pero ayudando a las familias más pobres y a la mejora de la red vial.

Los precios relativos de los principales combustibles costarricenses, en relación con los precios del diésel, son mucho más altos que en la Costa del Golfo, en los países proveedores de combustibles y en los mercados de Centroamérica. Esto se constata más adelante para las gasolinas y el diésel, pero hay una presunción muy fuerte de que algo similar podría estar ocurriendo con los otros hidrocarburos expedidos por RECOPE S.A. Por tanto, el gran reto será seguir ajustando los precios hasta hallar uno donde cada producto alcance su equilibrio, no se afecten las finanzas de RECOPE S.A. ni de los consumidores y se generen más externalidades positivas que negativas.

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126

Cuadro No. 4-2

CENTROAMERICA: COMPARACIÓN DE PRECIOS RELATIVOS RESPECTO AL PRECIO DEL DIESEL, PROMEDIO ENERO - MARZO DE 2007 VERSUS ENERO - MARZO DE 2006

(Diésel = 100)

Producto Costa Rica

El Salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panamá

Gasolina regular 2006 132,47 109,79 112,16 116,96 104,56 106,94

Gasolina regular 2007 129,79 105,79 97,78 104,26 92,00 108,33

Gasolina súper 2006 139,39 115,73 114,90 123,32 115,95 112,96 Gasolina

súper 2007 136,17 119,23 108,89 104,26 98,00 118,75 Fuente: Elaboración propia con datos de las Direcciones de Hidrocarburos de Centro América

Claramente se aprecia del cuadro No. 4-2 que los precios relativos de las gasolinas del país, respecto a los precios del diésel, son los más altos de la región centroamericana. Así, por ejemplo, la gasolina regular costarricense tiene un índice que supera por lo menos entre quince y veinte puntos al resto de los países. Si bien, en general, las diferencias respecto al diésel son mayores cuando se trata de gasolina súper, se observan cambios importantes en algunos países y en algunos productos. En el caso particular del país, si bien se puso en marcha un “programa de rebalanceo” por parte de la ARESEP la merma en el indicador antes señalado ha sido muy marginal.

Figuras 4-1 al 4-4

COSTA RICA: EVOLUCIÓN MENSUAL COMPARADA DE LOS PRECIOS POR BARRIL DE LOS PRINCIPALES COMBUSTIBLES RESPECTO A COTIZACIONES INTERNACIONALES,

1999-2007

0

20

40

60

80

100

120

140

160

99 00 01 02 03 04 05 06 07

Precio en Costa Rica Precio internacionalAños

prom

edio

men

sual

por

bar

ril e

n US

$

Diésel

0

20

40

60

80

100

120

140

99 00 01 02 03 04 05 06 07

Precio en Costa Rica Precio internacionalAños

prom

edio

men

sual

por

bar

ril e

n U

S$

Jet Fuel A-1

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127

0

40

80

120

160

200

99 00 01 02 03 04 05 06 07

Precio en Costa Rica Precio internacional

prom

edio

men

sual

por

bar

ril en

US$

Años

Gasolina regular

0

50

100

150

200

99 00 01 02 03 04 05 06 07

Precio en Costa Rica Precio internacional

Años

prom

edio

men

sual

por

bar

ril en

US$

Gasolina súper

Fuente: Elaboración propia con datos de RECOPE S.A.: Informes de ventas mensuales

En el cuadro No. 4-3 se aprecia que los precios relativos de las gasolinas a precios plantel RECOPE S.A. sin impuestos, respecto al precio del diésel, son bastante más altos para las gasolinas, que los prevalecientes en la Costa del Golfo de Estados Unidos, lo mismo que para los proveedores de combustibles de RECOPE S.A. Esto se complementa con las gráficas que van desde el 4-1 al 4-6, donde se comparan los precios de venta en el país con los precios de referencia internacionales de los productos según donde compra RECOPE S.A., es decir, que estos últimos equivalen a precios al por mayor y no al consumidor final.

Figuras 4-5 al 4-6

COSTA RICA: EVOLUCIÓN MENSUAL COMPARADA DE LOS PRECIOS POR BARRIL DE LOS PRINCIPALES COMBUSTIBLES RESPECTO A COTIZACIONES INTERNACIONALES,

1999-2007

0

20

40

60

80

100

99 00 01 02 03 04 05 06 07

Precio en Costa Rica Precio internacionalAños

prom

edio

men

sual

por

bar

ril e

n U

S$

Fuel Oil

0

20

40

60

80

100

99 00 01 02 03 04 05 06 07

Precio en Costa Rica Precio internacional

Años

prom

edio

men

sual

por b

arril

en U

S$

GLP

Fuente: Elaboración propia con datos de RECOPE S.A.: Informes de ventas mensuales

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128

Lógicamente, los precios de venta en el país (en línea azul) deben ser superiores a los precios que en ese momento debía o pagó RECOPE S.A. por los derivados. Esto se sucede en la mayoría de los casos, en algunos más de la cuenta (el margen se ensancha) como se aprecia en gasolina regular y súper luego de la aprobación de la Ley No. 8114 en 2001, mientras en otros como en los casos del jet fuel y el fuel oil los precios internacionales (línea roja) entre 2005 y 2006 rozan los precios nacionales, generando pérdidas para RECOPE S.A. En el caso del diésel que se ha comentado en varias ocasiones como subsidiado, justamente durante el período antes citado se observa como la brecha se va cerrando hasta prácticamente ser cero a mediados de 2005, generando millonarias pérdidas a RECOPE S.A.

Como el lector puede haber colegido, los precios de los derivados se cotizan a nivel separado a nivel internacional y no necesariamente al ritmo que los hacen los precios del crudo, cada uno según las capacidades de las refinerías y las existencias disponibles. Durante gran parte del período analizado, los precios se ajustaban una vez que una cesta de éstos supera el 5% de variación. Hoy en día la fijación es separada por producto y esto ha permitido la corrección de muchas de las distorsiones antes citadas.

Cuadro No. 4-3 PRECIOS RELATIVOS COMPARADOS DE LAS GASOLINAS RESPECTO AL DIESEL ENTRE

COSTA DEL GOLFO, PROVEEDORES DE RECOPE S.A. Y RECOPE, 2005 (Diésel = 100)

Punto de referencia Gasolina Regular

Gasolina Súper

Costa del Golfo, FOB 92,45 94,01 Proveedores RECOPE S.A., CIF 92,90 98,89 RECOPE, Plantel, sin impuestos 138,43 145,87

FUENTE: Costa del Golfo, Proveedores y RECOPE S.A.

Por lo tanto, la evidencia mostrada significa que o los precios plantel de las gasolinas están muy elevados o los precios del diésel en el país están muy bajos, lo cual hace necesario una revisión de estos precios, y por supuesto de un estudio que considere los precios de equilibrio de todos los combustibles.

Un estudio integral de todos los precios de los combustibles es muy importante como preparación a la entrada del país en la Unión Aduanera, para evitar conflictos comerciales con los otros países, motivados en la presencia de subsidios en la producción que riñen con la competencia leal en el mercado de hidrocarburos y a la seguridad de que se tienen los precios, respondiendo a los costos de producción respectivos. En este sentido, se realizó una revisión de lo que ha ocurrido en el país desde 1999, fecha en que se inició la tendencia alcita de los precios de los derivados de los hidrocarburos, especialmente, los que presentan una mayor demanda.

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129

Figura 4-7 COSTA RICA: EVOLUCIÓN MENSUAL DE LOS PRECIOS POR BARRIL DE LOS

PRINCIPALES COMBUSTIBLES, 1999-2007 (en US dólares)

0

50

100

150

200

99 00 01 02 03 04 05 06 07

Prec io diesel Prec io gasolina regular Prec io gasolina súper

Fuente: Elaboración propia con datos de RECOPE S.A.: Informes de ventas mensuales.

En la gráfica anterior se muestran los precios de venta en Costa Rica estimados por barril, donde los precios de las gasolinas mantienen una tendencia similar a lo largo del tiempo, no así en el caso del diésel donde en el período 2002-2006 tiende a mostrar una menor pendiente, ensanchándose la diferencia de precios relativos respecto a las gasolinas. Se aprecia como a lo largo de 2007 el precio fue repuntando.

En términos generales, se ve una escalada de precios donde los precios al menos se triplican en los nueve años considerados. A continuación se presenta la tendencia de los principales productos y su comparación con el comportamiento de las ventas de cada uno de los derivados analizados. Las escalas se sobreponen para facilitar la visualización de la información.

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Figuras 4-8 al 4-11

COSTA RICA: EVOLUCIÓN MENSUAL COMPARADA DE LOS PRECIOS POR BARRIL DE LOS PRINCIPALES COMBUSTIBLES RESPECTO A SUS VENTAS MENSUALES, 1999-2007

0

100

200

300

400

500

600

700

99 00 01 02 03 04 05 06 07

Ventas en miles de barriles Índice precios por barril (US$) Diésel

0

20

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60

80

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140

99 00 01 02 03 04 05 06 07

Ventas en miles de barriles Precios por barril en US$

Jet Fuel

0

100

200

300

400

500

600

700

99 00 01 02 03 04 05 06 07

Ventas en miles de barriles Índice precios por barril (US$) Gasolina regular

0

100

200

300

400

500

600

99 00 01 02 03 04 05 06 07

Ventas en miles de barriles Índice precios por barril (US$) Gasolina súper

Fuente: Elaboración propia con datos de RECOPE S.A.: Informes de ventas mensuales

Los gráficos comparados permiten básicamente apreciar la tendencia de cada una de las variables analizadas. En el caso del diésel puede verse que una pendiente más fuerte de los precios (línea roja) que del incremento de la demanda, sin embargo, la escala de precios no provoca de ninguna manera una baja en las ventas, por lo que ambas variables presentan una correlación altísima. (0,9702) En el caso del Jet Fuel, sí se aprecia un vigoroso incremento de la demanda entre 2003 y 2006 (área sombreada) donde la brecha entre ambas variables parece ampliarse, luego de lo cual al acelerarse la tendencia alcista de los precios, la demanda finalmente cede un poco. (correlación de 0,8557) En gasolina regular la tendencia de los precios presenta una pendiente mucho mayor, pero no es sino que luego de la aprobación de la Ley No. 8114 (y su incremento de impuestos específicos) que los precios crecen más aceleradamente que la demanda (área sombreada) para una correlación bastante alta. (0,9273) Finalmente, se tiene la gasolina súper que presenta una tendencia distinta, pues parece ser el producto

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sacrificado en el tema vehicular, ya que no sólo muestra una escala similar de precios que la gasolina regular, sino que la demanda de este producto se hunde antes de la Ley No. 8114, o sea, apenas pocos meses después que el petróleo empezó su escalada. En términos económicos, podemos hablar de un “bien inferior” ya que al aumentar su precio, se produce una alta sustitución del mismo por otros. (correlación de -0,7096)

Los anteriores derivados de petróleo estaban más en función del tema del transporte; se realizó el mismo ejercicio para dos combustibles no menos importantes: el GLP y el fuel oil.

Figuras 4-12 y 4-13

COSTA RICA: EVOLUCIÓN MENSUAL COMPARADA DE LOS PRECIOS POR BARRIL DEL FUEL OIL Y DEL GLP RESPECTO A SUS VENTAS MENSUALES, 1999-2007

0

20

40

60

80

100

120

140

99 00 01 02 03 04 05 06 07

Ventas en miles de barriles Precios por barril en US$

Fuel Oil

0

20

40

60

80

100

120

99 00 01 02 03 04 05 06 07

Ventas en miles de barriles Precio por barril en US$

GLP Fuente: Elaboración propia con datos de RECOPE S.A.: Informes de ventas mensuales

El Fuel Oil que se utiliza para generación de calor y de electricidad ha presentado precios que tuvieron una fuerte baja a inicios de 2001, pero que en el último año se han elevado rápidamente, en tanto, el consumo decayó (perjudicado por el buen régimen de lluvias y una menor generación térmica) que finalmente, deja la impresión de que el factor precio no determina directamente su consumo. (correlación de -0,0256) En cambio, en el caso del GLP sí se aprecian dos tendencias que se mueven de forma similar y a pesar de que se ha incrementado el precio casi cuatro veces, la demanda total de este energético ha estado creciendo, eso sí a un ritmo menor en el período 2004-finales de 2006 cuando el precio empezó a calar en los consumidores del energético. (correlación de 0,9588) En conclusión, productos que presentaban una demanda bastante inelástica (respecto al precio) como el diésel, la gasolina regular y el GLP (a corto plazo) contrastan con el Jet Fuel que tiene un poco menos de sensibilidad, del Fuel Oil que casi no presenta relación con esa variable, mientras que la Gasolina Súper muestra una elasticidad precio importante, la ser sustituida a corto plazo por la Gasolina Regular y a la largo plazo, por el diésel o el GLP dependiendo de las modificaciones al vehículo.

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Tomando los datos mensuales de ventas por producto, pero en este caso con los datos reales de cada mes (y no el promedio móvil de los últimos doce meses) se encontraron algunas relaciones entre los diversos derivados de petróleo que se suponen tienen que ver con el efecto sustitución antes mencionado. En el caso del Diésel, si aumenta en una unidad el consumo del mismo, se reduce en 0,29 el de Gasolina Súper y en 0,07 el de Fuel Oil. Mientras que si crece en una unidad la Gasolina Regular, la caída en Gasolina Súper es de 0,48, así como si se incrementa una unidad de GLP, cae la de Fuel Oil en 0,34.

Volviendo a los datos mensuales interanuales de ventas se intentó identificar alguna relación con el crecimiento económico y en este sentido, se utilizó el Índice Mensual de Actividad Económica (IMAE) serie tendencia ciclo. Tras una prueba inicial se determinó que sólo el diésel y la gasolina súper explicaban el comportamiento de la economía. El Diésel explica un 46,1% del crecimiento de una unidad de PIB, en tanto, la Gasolina Súper explica en sentido contrario la actividad económica en 6,6%. Las correlaciones simples de los productos con el IMAE por orden de fortaleza son: GLP (0,8961), Jet Fuel (0,8395), Diésel (0,8351), Gasolina Súper (0,5814) por el contrario, existe evidencia negativa respecto al Fuel Oil (-0,1498). Estos datos evidencian que el crecimiento económico también favorece el consumo de algunos productos y no necesariamente, se deben al factor precio.

En el caso del Jet Fuel, se ha sostenido que el subsidio cruzado que gozaba por parte de otros combustibles, era un factor fundamental para que las ventas se incrementaran de forma importante en los últimos años. Al respecto, se hizo una correlación de las ventas de éste combustible con la evolución de los volúmenes de carga en el Aeropuerto Juan Santamaría, encontrándose una relación relativamente baja de 0,6170, por lo que tal vez dicha demanda se explique mejor con el incremento de los vuelos de pasajeros.

En materia de precios, también se ha discutido acerca de la disyuntiva de generar electricidad mediante diésel o fuel oil. Más allá de factores como que las plantas están diseñadas para trabajar con determinado combustible y que no es sencilla la sustitución de los equipos en el corto plazo, así como el hecho de que el diésel es menos contaminante, no es desdeñable el tema de los precios relativos, ya que en un futuro puede ser considerado otro combustible que en efecto sea más rentable.

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Figura 4-14 COSTA RICA: EVOLUCIÓN MENSUAL COMPARADA DE LOS PRECIOS POR BARRIL

DEL DIÉSEL Y FUEL OIL, 1999-2007

0

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80

120

160

99 00 01 02 03 04 05 06 07

Precio Diesel (US$/barril) Precio Búnker (US$/barril)

Fuente: Elaboración propia con datos de RECOPE S.A.: Informes de ventas mensuales

Como se aprecia en la gráfica anterior, es mucho más barato generar con Fuel Oil que con Diésel, sin embargo, más del 90% de la misma es realizada con Diésel. Aún con el aumento que sufren ambos energéticos en el último año, es necesario aclarar que no es conveniente una diferencia tan grande (de casi un tercio) entre ambos, máxime cuando una situación de estas puede deberse al perfil actual de la refinería de Moín. Sin embargo, parece que esta brecha no es fácil de cerrar ni el largo plazo, por lo que se está considerando seriamente al Fuel Oil para las nuevas plantas de respaldo térmico.

Finalmente y no menos importante es el impacto de los precios en el costo de vida en general, en este sentido, se valora la tendencia del IPC Transportes, que incluye todo lo relacionado con los precios de los combustibles y de los pasajes del transporte público (buses, taxis y aviones). Dado el cambio metodológico que ocurrió en el año 2006 con el objetivo de actualizar la canasta de productos del IPC, es muy complicado comparar la información de este índice antes de julio de 2006. Para el período con que se cuentan datos se halló que la incidencia directa de las variaciones de los precios de los combustibles y de los transportes ha sido relativamente pequeña: durante el segundo semestre de 2006 el IPC Transportes tuvo una incidencia de -0,11 puntos de la inflación y durante el año 2007 tuvo una incidencia de 1,75 puntos de la inflación, es decir, que a pesar del gran protagonismo que tuvo los precios del petróleo y sus derivados durante este año, el impacto fue del 17% en la inflación anual, menor al 18,2% que es su peso relativo dentro del IPC General. A enero de 2008, el IPC General alcanzó 114,92 mientras el IPC Transporte un 108,47, es decir, un 5,9% menos.

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4.1.2 Mecanismo de estimación de precios

Los precios por producto se calculan de la siguiente manera:

mmmm TctycacaePP ++= (1)

mmmmm sdiggcupcae +++= (2) Donde: PPm: precio plantel del producto m. caem: costos de la actividad empresarial correspondientes al producto m. ctycam: carga tributaria y costos ajenos del producto m. Tm: impuesto único correspondiente al producto m. cupm: costo unitario promedio del producto m. ggm: gastos gerenciales. im: inversiones. sdm: servicio de la deuda.

Nótese que el único componente del precio de los combustibles que considera el futuro es la inversión del año corriente porque la misma provee servicios hasta años adelante. Sin embargo, ese precio no está en nada afectado por el resto de inversiones futuras posibles.

Para considerar el efecto futuro de las inversiones en los precios de los hidrocarburos hasta el 2010, se consideró el valor medio simple de la formación de capital, definido el valor medio de la relación inversión/ventas anuales en el período 2003-2010. Por los indicadores que se están empleando, inversiones y barriles de combustibles, la inversión media de largo plazo tendrá un valor positivo. En el año 2005 se esperaba que las inversiones de RECOPE S.A. fueran del orden de US$0,009166 por barril vendido de combustibles, en el 2010 sólo se planeó que sean de US$0,000727 por barril del año 2003.

Esta definición del componente de inversiones tiene la ventaja de que los precios de los combustibles son explicados no sólo en términos de los costos pasados y las inversiones presentes, sino que también responde a lo que es probable ocurra con la inversión en el mediano plazo. El uso de la media de inversiones de largo plazo, tiene la ventaja adicional de que todos los costos de inversión están promediados por las demandas de combustibles, en el período de planeación.

Este tratamiento es adecuado cuando se toman en cuenta proyectos de inversión tan relevantes como la construcción del nuevo poliducto y la modernización de la refinería, puesto que la afectación de las inversiones sobre los precios se lleva a cabo en varios años, equilibrándose las altas inversiones anuales con las bajas.

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Es importante que los costos unitarios promedio se definan de esta manera, o de una forma parecida, porque los costos de las futuras demandas de hidrocarburos están más relacionados con los costos que se observan hacia delante que con los costos históricos. Por otro lado, si se consideran los costos de inversión de largo plazo, se obtienen niveles de producción más acordes con la infraestructura de largo plazo, dado que cuando se incrementan las inversiones, al inicio la escala de planta es muy grande para las operaciones normales de la empresa, piénsese en el nuevo poliducto que tiene una vida cercana a treinta años. Al considerar las ventas de productos de largo plazo y los incrementos de inversiones, hay un mayor equilibrio entre la escala de planta y la demanda de productos. En cuanto a las inversiones de RECOPE S.A., en primer lugar es importante hacer una revisión de lo ocurrido en el pasado reciente. Es así como según Martínez (2007b) basado en datos de la CGR, esta empresa estatal incrementó la inversión en capital fijo para los años 2005 y 2006, al sumar 25 586 millones (de colones de julio de 2006) en 2005 y 25 515 millones en 2006, frente a un promedio de 5 184 millones para el período 1999-2004. En cuanto a la inversión en materiales y equipos, ésta promedió los 2 180 millones anuales durante el período 1999-2006. Si bien es cierto, complace el incremento de la inversión materializada, ha sido de preocupación el atraso que arrastran varios de los proyectos considerados estratégicos por la empresa y vitales para el desarrollo del país, tales como el poliducto Limón-La Garita, el muelle petrolero del Pacífico, la II Fase del Proyecto de Modernización y Ampliación de la refinería de Moín, entre otros. De hecho, es la ejecución del proyecto de poliducto es el que empujó al alza las cifras de inversión antes comentadas. Para 2008, la CGR ha aprobado la suma de ¢66 mil millones (colones corrientes) para inversiones en infraestructura (¢33,2 mil millones en 2007) y de ¢7,87 mil millones en inversiones operativas. En la parte de inversión en capital fijo, un 41,6% corresponden a la II Fase de la refinería de Moín que aparentemente ahora no se va a realizar y que justifica gran parte del incremento de la inversión respecto al año 2007 (con el agravante de que se pagarán ¢1 mil millones en comisiones e intereses por el préstamo del BCIE para dicho proyecto). Según la CGR al 31 de octubre de 2007, la inversión materializada alcanzaba los ¢36,3 mil millones (¢33,53 mil millones en colones de julio de 2006) por lo que en 2008 hubiera significado prácticamente el doble. La CGR resalta el avance de algunas partidas de inversión como las Obras de mejoramiento de facilidades portuarias y refinería que ocuparía el 54% de los recursos, seguido de las Obras para mejoramiento de los oleoductos y planteles (20,6%) y Ampliación de la capacidad de almacenamiento. (10,5%) Es justamente, el primero de los rubros anteriores el que presenta el mayor incremento (¢32 millones respecto a 2007) lo cual se justifica entre otros por las obras en los terminales petroleros de gran necesidad para el país. Sin embargo, preocupa el bajo nivel de ejecución de los presupuestos de inversión de los últimos años, por ejemplo, al 31 de octubre de 2007 sólo se había ejecutado el 49,2% de lo presupuestado. Por ejemplo, en la Ampliación de la capacidad de almacenamiento sólo se había ejecutado el 6,4%, el patio de cargaderos de Moín (un 9,5%), cargaderos de La Garita (16,1%), Terminal Pacífico (0,3%), Nuevo Plantel Santamaría (0,3%), en fin,

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cifras que preocupan pues el país requiere de estas obras con urgencia, claro está, en muchos casos se justifican por los engorrosos procesos licitatorios o de contratación. 4.1.3. Las emisiones de dióxido de carbono y los costos externos

Se estima que valoradas exclusivamente las emisiones de CO2 a US$ 4 la tonelada métrica, sin considerar las de refinería, durante el año 2004, las externalidades negativas emisiones por combustibles se estimaron en ¢10 409 millones, de los cuales el Fondo Nacional de Financiamiento Forestal (FONAFIFO) amortizó mediante inversiones por ¢6 722 millones, quedando un faltante de ¢3 687 millones que no cubre a recaudación mediante el tributo único a los combustibles.

Ciertamente que el cálculo es parcial porque hay otros costos externos de la producción y consumo de hidrocarburos sobre la salud humana y sobre el ambiente que corresponde internalizar en los precios de los combustibles.

Por tanto, de conformidad con el criterio económico de asignación eficiente de recursos, tanto en lo que se produce, como en lo que se consume e invierte, es importante internalizar estos costos en los consumidores de los combustibles. Lo recomendable sería iniciar por la recuperación de la externalidad negativa del CO2, luego los costos externos en salud y finalmente otros costos imputados al ambiente.

4.2. Sistema Eléctrico Nacional

En el sector eléctrico los subsidios no necesarios desde el punto de vista social y productivo, son más difíciles de medir dado que existe un mayor número de empresas, servicios diferenciados de demanda (residencial, general, alumbrado público, industrial, alta tensión), cuyos costos no están basados en una contabilidad de costos; y porque una familia y una planta productiva pueden tener más de un medidor, por lo cual es difícil confrontar los costos y los ingresos de los usuarios por sectores de consumo. Los subsidios, especialmente los del sector residencial, se han ido reduciendo por medio de las fijaciones tarifarias de ARESEP. Pero se considera que todavía hay cosas que hacer en esa línea.

El otro factor importante que es necesario mencionar es que en este sector los usuarios del servicio eléctrico cubren todas las capas de la sociedad. Hay clientes que van desde muy bajos ingresos y hasta niveles altos de renta.

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4.2.1 Sector residencial 4.2.1.1 Los ingresos de los hogares costarricenses

Anteriormente se mostraron estadísticas de ingresos de la Encuesta de Hogares de Propósitos Múltiples del INEC, de la cual se excluyen las empleadas domésticas y pensionistas. Se hicieron algunos análisis por quintiles, se mencionaron las líneas de pobreza, la pobreza, el desempleo, entre otros.

En este apartado se hace una revisión de la Encuesta de Consumo Energético Nacional en el Sector Residencial de la DSE, para el año 2006.

En la Encuesta antes citada, los grupos de hogares con ingresos familiares menores a los ¢120 mil formaron el grupo socioeconómico popular, entre ¢120 y ¢400 mil el grupo medio y de ¢400 mil o más conformaron el grupo medio/alto.

El consumo del grupo socioeconómico popular pasó de 186,9 kWh por vivienda en 2001 (según la encuesta similar realizada ese año) a 193,3 kWh en 2006; el nivel medio de 252,9 kWh a 258,3 kWh en 2006, así como el estrato medio-alto aumentó más aceleradamente de 315 kWh en 2001 a 381 kWh en 2006. Ahora bien, estos promedios fueron calculados según las estimaciones de consumo por estrato, razón por la cual podrían no ser ciertos al haber cambiado la base. En efecto, al subir el límite superior del estrato popular aumenta la participación de esta clase dentro del total (desde 23,8% en 2001 a 33,4% en 2006), en tanto, el estrato medio queda relativamente estable (de 55,6% en 2001 a 53,1% en 2006) así como la clase media/alta se reduce también. (de 18,6% a 13,5% en 2006) El límite superior del ingreso familiar del grupo popular está en la Encuesta Residencial de 2006 más cercano del ingreso mensual familiar de la línea de pobreza. Por esta razón se estima que el consumo promedio (cerca de 200 kWh) del grupo socioeconómico popular debería de ser el límite hasta donde deben de llegar los subsidios en el consumo eléctrico residencial. Se asume que existen subsidios cuando en los estratos superiores a 200 KWh, la tarifa por kWh es inferior al tarifa media del sector de consumo correspondiente. En cuanto a zonas geográficas cubiertas por las distintas distribuidoras, es conveniente hacer mención a las diferencias que se aprecian entre los abonados residenciales. Por ejemplo, los abonados de la JASEC son los mayores consumidores promedio en este segmento para el período 1999-2007 con 288,21 kWh/mes, le sigue los de la CNFL (273,82 kWh/mes), la ESPH (272,16 kWh/mes), COOPEGUANACASTE (225,41 kWh/mes), COOPEALFARORUIZ (206,98 kWh/mes), COOPELESCA (198,25 kWh/mes), del ICE (191,43 kWh/mes) y finalmente, COOPESANTOS (149,46 kWh/mes). El promedio nacional rondó los 231,03 kWh/mes, pero al parecer sólo en las zonas urbanas se iguala o supera dicho consumo, en zonas rurales, limítrofes o costeras el consumo es bastante bajo respecto a las consideraciones que se han realizado en este documento.

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Teniendo en cuenta que las encuestas tanto del INEC como de la DSE revelan una posesión importante de equipos eléctricos en los hogares (incluso los rurales), hace suponer que el costo de las tarifas en algunos casos inhibe a la utilización de muchos artefactos de manera tal que las familias tratan de mantener a raya dicho gasto, pero que en el fondo representa una pérdida de bienestar. A continuación se muestra como en efecto, parece que existe una relación entre ambas variables.

Figuras 4-15 y 4-16

COSTA RICA: SECTOR RESIDENCIAL: COMPORTAMIENTO HISTÓRICO DE LOS PRECIOS PROMEDIO SEGÚN EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, 1999-2006

(en colones de julio de 2006 por kWh)

15

20

25

30

35

40

45

99 00 01 02 03 04 05 06

PaísICECNFL

ESPHJASEC

25

30

35

40

45

99 00 01 02 03 04 05 06

PaísCoopeGuanacasteCoopelesca

CoopeSantosCoopeAlfaro Ruiz

Fuente: Elaboración propia. Al hacer una estimación de las tarifas promedio de cada distribuidora, el ICE aparece con las más altas durante el período 1999-2007 con ¢39,45 por kWh, seguido por la COOPESANTOS (¢36,64/kWh), COOPEALFARORUIZ (¢35,88/kWh), luego sigue un grupo intermedio conformado por COOPEGUANACASTE (¢35,61/kWh), COOPELESCA (32,29/kWh), mientras que en un rango bajo se encuentran la ESPH (¢29,45/kWh) y la JASEC (¢28,15/kWh). En efecto, se logró determinar una relación inversa entre los precios de la electricidad y el consumo por abonado de alrededor del 0,35. (que puede considerarse débil) 4.2.2. Otros sectores consumidores de electricidad Para bajos niveles de demanda de electricidad en los sectores general, industrial menor y otros sectores, también amerita estudiar si hay subsidios eléctricos para abonados con demandas superiores a 200 kWh o un parámetro adecuado de consumo, para valorar si conviene o no erradicar subsidios. En aras de incrementar la equidad en el sistema eléctrico, debería definirse un sector rural y de bajo consumo igual o menor de 200 kWh, incluidas las cooperativas de electrificación rural para que dicho conglomerado lograra disminuir sus diferencias tarifarias.

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4.2.3. Inversiones del sector eléctrico Anteriormente se expuso la problemática referente a las inversiones de RECOPE S.A. en el área de los hidrocarburos, ahora toca el turno de las empresas públicas eléctricas que han sufrido en los últimos años la subejecución de las inversiones debido a las políticas fiscales que intentaban mantener la estabilidad macroeconómica. En el caso del ICE, los datos de inversiones que se poseen dan cuenta tanto del negocio eléctrico como el de telecomunicaciones, dentro de esta mezcla, se observa que es en los años 2003 y 2004 cuando realizan las mayores inversiones en capital fijo (con ¢195,4 mil millones y ¢197,8 mil millones, respectivamente) con un promedio de ¢144,8 mil millones anuales en promedio durante 1999-2006. En inversiones en maquinaria y equipo, por el contrario, es en 2006 cuando se aprecia el mayor monto de los últimos años. ¢57,78 mil millones, mientras el promedio del período rondó los ¢19,21 mil millones. Otro problema similar se detecta al analizar la situación de la ESPH pues también se dedica a los servicios de saneamiento (agua potable y residuales) por lo que debe verse de forma global el estado de la inversión, cuyo máximo se dio en 2000 con ¢844,7 millones (de julio de 2006) y que en promedio durante 2000-2006 apenas sumó los ¢442,7 millones anuales. Sin embargo, las inversiones en maquinaria y equipo (operativas) fueron mucho más altas (¢896,2 millones anuales) con máximos en 2001 y 2003. La CNFL S.A. en tanto, tampoco ofrece un panorama muy alentador, ya que invirtió ¢948,7 millones anuales en el período 1999-2006 en infraestructura, con un máximo de ¢2 505 millones en 2002, llegando a más o menos la mitad de esa cifra en 2006. Las inversiones operativas también fueron mayores que las de capital fijo (¢1 520 millones anuales) con un máximo de 2004 (¢4 850 millones), mientras las menores en 2003 cuando las restricciones presupuestarias fueron más fuertes. La JASEC por su parte, se suma a las empresas que invirtieron relativamente poco durante el período 1999-2006 con apenas ¢371 millones anuales promedio (con un máximo de ¢692 millones en 2001. En el tema de las inversiones operacionales, éstas también superaron a las de infraestructura con ¢461,4 millones promedio con un máximo también en 2001. Como se ha mencionado en reiteradas ocasiones, la falta de inversiones tanto en materia de generación como de distribución ha colocado al sector en una situación de alta vulnerabilidad, puesto que la mayoría realizó inversiones pequeñas, a pesar de los incrementos en las tarifas que se han producido. El ICE pretende invertir ¢273,4 mil millones de colones en materia de electricidad según la CGR, pero con el riesgo de tener que utilizar una parte de éstos para la compra de energía térmica, ya que esa partida no tiene contenido presupuestario en 2008. En materia de generación se invertirían en 2008 un 59,8%, en transmisión un 23,1%, en distribución alrededor de 13,7% y en otros ítems, el resto. La mayoría del financiamiento para estos proyectos proviene de financiamiento (73,5%) ya que dada la naturaleza de las obras se amortizan a largo plazo y es imposible financiar la totalidad de las mismas vía tarifas.

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Ahora bien, el desarrollo de obras como las del PH Pirrís consumiría un monto de ¢68,07 mil millones, el geotérmico Las Pailas más de ¢18,53 mil millones y el PH Toro III una cifra cercana a los ¢13,52 mil millones. Al respecto, la CGR señala que dado que dichos proyectos aportarían una potencia de 213 MW entre 2010 y 2011, el ICE debe realizar todos los esfuerzos posibles para que concluyan en el plazo previsto ya que “resultan de la mayor importancia para estabilizar el SEN y, con ello, reducir las importaciones de energía y el uso de plantas térmicas”. También la señala la necesidad de sacar avante el tema de las expropiaciones ya que algunos de los proyectos de transmisión presentan atrasos y el ICE es el operador del sistema de transmisión. Además, emplaza al ICE a aclarar el por qué en apariencia los planes de expansión no toman en cuenta la salida de los generadores privados, tal y como se reseñó páginas atrás. Asimismo, a realizar un mayor esfuerzo en el campo de la conservación de la energía y es así como en días recientes, el ICE anunció una campaña de sustitución de bombillos por lámparas compactas, en la cual entregará una por dos que adquiera el consumidor. En cuanto a la CNFL S.A., la CGR aprobó en el refrendo al Presupuesto Ordinario de 2008 el aporte de ¢475 millones para la constitución de la sociedad del Proyecto Eólico Valle Central en asocio con el BCIE. Asimismo, también prevé la compra de terrenos necesarios para los proyectos PH Balsa Superior e Inferior, así como el Eólico San Buenaventura. La ESPH ha emprendido la constitución de un fideicomiso para la construcción del PH Los Negros por un monto de ¢3 180 millones. La JASEC está presupuestando poco más de un tercio de su presupuesto, unos ¢11,91 mil millones (de los cuales un 62,6% provienen de créditos), en “planta general” se invertiría un 52,4% de esa suma, en distribución un 31,4%, en alumbrado público un 7,3%, en generación un 6,6% pues participan del PH Toro III y finalmente, un 2,3% en materia de transmisión eléctrica. COOPELESCA R.L. cuyo presupuesto no visa la CGR está desarrollando el PH Cubujuquí en Sarapiquí (21,6 MW de potencia), previsto para entrar en operación hacia 2010 según información suministrada por dicha cooperativa. Actualmente se encuentran en la compra de los terrenos necesarios. Para el PH Chocoflorencia con una potencia de 45 MW se encuentra en la etapa de prefactibilidad y se espera entre en operación en 2012; en tanto, el PH El Futuro en el distrito de La Tigra, que sólo tendría 4,9 MW de potencia y que entraría en operación en 2010, se encuentra en etapa de factibilidad. En resumen, se observa un renovado interés por invertir sobretodo en generación y transmisión con el objeto de responder a los enormes retos que se ha topado el sector luego de años de una casi detención obligada. Se espera que logren niveles adecuados de eficiencia en la ejecución de todos los trámites conducentes a la concreción de las obras y así evitar nuevos eventos como los ocurridos en abril de 2007, esto no es un tema menor, ya que implica recuperar tiempo perdido y concretar inversiones muchas de ellas a un costo superior al que fueron preliminarmente concebidos.

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4.3. Fuentes nuevas y renovables de energía

Entre los requisitos fundamentales para incentivar a los generadores de electricidad, a partir de fuentes renovables de energía, está la definición de un precio de electricidad de venta a largo plazo, calculado con base en los costos de generación de las empresas distribuidoras de electricidad, disponer de un mercado seguro para colocar el fluido eléctrico generado, definir los parámetros de calidad de la energía entregada y los puntos de recepción de la electricidad. Para las empresas vendedoras de electricidad potenciales, el establecimiento de tarifas competitivas de largo plazo, las cuales estarían siendo revisadas al menos anualmente, en el SEN para la compra de su energía es fundamental, porque ellas tendrían una señal de precio de venta de la electricidad confiable. Esta condición es deseable para quienes adquirirían la energía como para quienes la venderían, dado que se dispondría de un procedimiento de valoración de la energía transparente. El riesgo para los oferentes como el de cualquier mercado que es no hubiese suficiente demanda para el servicio. Además, ARESEP tiene experiencia en la aplicación de una tarifa a los generadores de electricidad privados, basada en las leyes No. 7200 y 7508, valorando la energía vendida según el costo evitado del ICE. Podría considerarse dos posibilidades para calcular la tarifa de largo plazo: que los mismos generadores privados la calculen y hagan la solicitud correspondiente ante la ARESEP, lo cual parece difícil porque los requerimientos de información están fuera de su control o que ARESEP lleve a cabo el estudio de oficio con información del ICE. Como se trataría de un conjunto de empresas que venden la energía eléctrica al ICE u otras empresas del sistema eléctrico, conviene eliminar duplicidades, en la disponibilidad y manejo de la información, por tal razón lo conveniente es que dicho estudio lo realice ARESEP, dado que ella es la encargada de definir las tarifas correspondientes. En vista de que el sistemas eléctricos no siempre está en equilibrio, respecto a la utilización de su capacidad instalada, es decir en un momento el sistema puede estar sobre o subdimensionado, conviene que se tome en cuenta un costo incremental promedio de largo plazo del Plan de Expansión del SEN, como base para calcular las tarifas de venta de electricidad de largo plazo de las empresas oferentes pequeñas de electricidad al SEN. Esto reducirá las variaciones que se presenten en años determinados.

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Bibliografía

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