PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA …

INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD GERENCIA DE ELECTRICIDAD

PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO ELÉCTRICO PROCESO EXPANSIÓN DEL SISTEMA

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN

ELÉCTRICA

2020–2035

Abril 2021 San José, Costa Rica

(Esta página intencionalmente en blanco)

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA PERIODO 2020-2035

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Por favor dirija sus comentarios, observaciones o consultas a

Rainer García, [email protected] Marco Jiménez, [email protected] Marianela Ramírez, [email protected] Fanny Solano, [email protected]

Grupo ICE www.grupoice.com ELABORACIÓN

El presente documento fue elaborado por el Proceso Expansión del Sistema de la Dirección de Planificación y Desarrollo Eléctrico, Gerencia de Electricidad, Instituto Costarricense de Electricidad. Para la elaboración del documento se contó con la colaboración de otras dependencias.

El estudio se realizó durante el año 2020. En noviembre del 2020 se publicó el Informe Ejecutivo y el presente documento en abril del 2021.

APROBACIÓN

Este documento fue aprobado por la Dirección de Planificación y Desarrollo Eléctrico.

REPRODUCCIÓN

Se autoriza la reproducción total o parcial de este documento, con la condición de que se acredite la fuente.

PORTADA

Planta Hidroeléctrica Arenal

La Planta Hidroeléctrica Arenal, con una capacidad de 166 MW, entró en operación en 1979 y ha sido la base del desarrollo renovable de Costa Rica gracias a la capacidad de almacenamiento que permite regular las grandes variaciones estacionales de la hidroelectricidad y el viento.

Con un embalse con volumen útil de 1 477 Hm3, Arenal constituye el recurso más valioso del sistema de generación nacional y representa la única planta en Centroamérica cuyo embalse tiene la capacidad de almacenar energía de un año a otro. Esta planta forma parte de un complejo de tres centrales en cascada, Arenal, Dengo y Sandillal, que en conjunto aportan 363 MW.

Fotografía: Dirección de Comunicación ICE.

mailto:[email protected]




Contenido 0 RESUMEN Y CONCLUSIONES .......................................................................................................... 1

1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 7

2 ENTORNO CENTROAMERICANO .................................................................................................... 9

2.1 SITUACIÓN ECONÓMICA Y SOCIAL DE CENTROAMÉRICA ................................................... 9

2.2 EVOLUCIÓN DE LOS SISTEMAS DE GENERACIÓN .............................................................. 14

2.2.1 Capacidad instalada ................................................................................................. 14

2.2.2 Generación .............................................................................................................. 16

2.2.3 Demanda máxima .................................................................................................... 19

2.3 INTERCONEXIONES REGIONALES ...................................................................................... 21

2.4 ACTIVIDAD COMERCIAL DEL MERCADO REGIONAL .......................................................... 23

3 POLÍTICAS Y CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE GENERACIÓN NACIONAL ................................. 26

3.1 POLÍTICA ENERGÉTICA NACIONAL .................................................................................... 26

3.1.1 Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública del Bicentenario 2019-2022 ... 26

3.1.2 VII Plan Nacional de Energía (VII PNE) ..................................................................... 27

3.2 POLÍTICAS DEL SISTEMA DE GENERACIÓN DEL ICE ........................................................... 29

3.2.1 Plan de Expansión de la Generación ....................................................................... 30

3.2.2 Configuración del Sistema de Generación .............................................................. 30

4 SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL ................................................................................................... 32

4.1 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN ....... 32

4.1.1 Sistema de Generación ............................................................................................ 32

4.1.2 Sistema de Transmisión ........................................................................................... 35

4.1.3 Sistema de Distribución ........................................................................................... 36

4.1.4 Despacho de energía ............................................................................................... 37

4.2 COBERTURA ELÉCTRICA ..................................................................................................... 37

4.3 VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA ....................................................................................... 39

4.4 SERVICIO EN ZONAS REMOTAS FUERA DE LA RED ............................................................ 41

5 GENERALIDADES DE LA DEMANDA ELÉCTRICA ............................................................................ 44

5.1 DEMANDA TOTAL DE ENERGÍA Y DEMANDA ELÉCTRICA .................................................. 44

5.2 EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA ......................................................................... 45

5.3 COMPORTAMIENTO HORARIO Y ESTACIONAL DE LA DEMANDA ..................................... 46

6 PROYECCIONES DE DEMANDA ..................................................................................................... 48

6.1 METODOLOGÍA USADA EN LA PROYECCIÓN ..................................................................... 48

6.2 PROYECCIÓN DE DEMANDA 2020-2040 ............................................................................ 49

6.3 COMPARACIÓN CON PROYECCIONES ANTERIORES DE DEMANDA .................................. 52

7 RECURSOS ENERGÉTICOS ............................................................................................................. 54

7.1 POTENCIAL DE RECURSOS RENOVABLES ........................................................................... 54

7.2 FUENTES RENOVABLES EN LA MATRIZ ELÉCTRICA NACIONAL .......................................... 55

7.2.1 Hidroelectricidad ..................................................................................................... 56

7.2.2 Geotermia ................................................................................................................ 57

7.2.3 Eólico ....................................................................................................................... 57

7.2.4 Biomasa ................................................................................................................... 58

7.2.5 Solar ......................................................................................................................... 59

7.3 RECURSOS RENOVABLES EMERGENTES ............................................................................ 60

7.3.1 Residuos Sólidos Municipales .................................................................................. 61

7.3.2 Biocombustibles ...................................................................................................... 61

7.3.3 Hidrógeno verde ...................................................................................................... 61

7.3.4 Otras fuentes renovables no convencionales ......................................................... 63

7.4 COMBUSTIBLES FÓSILES .................................................................................................... 63

7.4.1 Diésel y búnker ........................................................................................................ 64

7.4.2 Gas natural .............................................................................................................. 65

7.4.3 Carbón ..................................................................................................................... 66

7.5 ENERGÍA NUCLEAR ............................................................................................................ 68

7.6 IMPORTACIONES DEL MER ................................................................................................ 68

7.7 GENERACIÓN DISTRIBUIDA ............................................................................................... 68

7.8 ADMINISTRACIÓN DE LA DEMANDA ................................................................................. 69

7.9 EXTERNALIDADES DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS ........................................................ 70

8 PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES FÓSILES ..................................................................................... 71

8.1 PROYECCIÓN DEL PRECIO DEL CRUDO .............................................................................. 71

8.2 PROYECCION DEL PRECIO DEL DIESEL Y EL BUNKER ......................................................... 72

8.3 PROYECCIÓN DEL PRECIO DEL CARBÓN ............................................................................ 74

8.4 PROYECCIÓN DEL PRECIO DEL GAS NATURAL LICUADO ................................................... 75

8.4.1 GNL en pequeña escala ........................................................................................... 77

8.4.2 Costos GNL para Costa Rica ..................................................................................... 77

8.5 RESUMEN DE LAS PROYECCIONES DE PRECIOS ................................................................ 79

9 CRITERIOS PARA LA FORMULACIÓN DEL PLAN ............................................................................ 81

9.1 POLÍTICA ENERGÉTICA ....................................................................................................... 81

9.2 HORIZONTE DE PLANEAMIENTO ....................................................................................... 81

9.3 ENTORNO CENTROAMERICANO ....................................................................................... 82

9.4 CRITERIO AMBIENTAL........................................................................................................ 82

9.5 CRITERIO DE CONFIABILIDAD ............................................................................................ 83

9.6 CRITERIO DE ÓPTIMO ECONÓMICO .................................................................................. 84

9.7 OTROS PARÁMETROS ECONÓMICOS ................................................................................ 84

9.8 CAMBIO CLIMÁTICO Y VULNERABILIDAD .......................................................................... 86

9.9 DIVERSIFICACIÓN DE FUENTES DE ENERGÍA ELÉCTRICA ................................................... 86

10 INFORMACIÓN BÁSICA ................................................................................................................. 87

10.1 SISTEMA EXISTENTE .......................................................................................................... 87

10.1.1 Continuidad de las plantas existentes ..................................................................... 89

10.1.2 Retiro y modernización ........................................................................................... 89

10.1.3 Modificaciones recientes en el parque de generación ........................................... 91

10.2 HIDROLOGÍA ...................................................................................................................... 91

10.3 VIENTO .............................................................................................................................. 92

10.4 SOLAR ................................................................................................................................ 94

10.5 PROYECTOS FIJOS .............................................................................................................. 96

10.6 TECNOLOGÍAS CANDIDATAS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN ................................................. 96

10.6.1 Tecnologías basadas en recursos renovables .......................................................... 96

10.6.2 Tecnologías que consumen derivados de petróleo ................................................. 97

10.6.3 Otros combustibles fósiles ...................................................................................... 97

10.6.4 Nuevas fuentes no convencionales fuera del PEG .................................................. 98

10.7 CARACTERÍSTICAS DE LOS PROYECTOS CONSIDERADOS .................................................. 98

10.8 OTROS PROYECTOS DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y PRIVADOS ................................. 102

10.8.1 Proyectos de empresas distribuidoras .................................................................. 102

10.8.2 Proyectos de generadores independientes ........................................................... 103

11 METODOLOGÍA PARA ESTABLECER EL PLAN DE EXPANSIÓN .................................................... 105

11.1 PERIODOS DE PLANEAMIENTO ....................................................................................... 105

11.2 HERRAMIENTAS DE ANÁLISIS .......................................................................................... 107

11.3 PROCESO DE FORMULACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN................................................. 107

12 ASPECTOS ANALIZADOS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN 2020-2035 .............................................. 111

12.1 IMPACTO DEL VENCIMIENTO DE CONTRATOS DE GENERACIÓN PRIVADA .................... 113

12.2 VALORACIÓN DE LA ENTRADA EN OPERACIÓN DEL PG BORINQUEN 1 .......................... 114

12.3 RETIRO DE UNIDADES DE LA PLANTA TÉRMICA MOÍN ................................................... 115

13 REVISIÓN DEL CORTO PLAZO ..................................................................................................... 117

13.1 REVISIÓN DEL PLAN DE OBRAS EN EJECUCIÓN ............................................................... 117

13.2 MODERNIZACIONES, MANTENIMIENTOS Y RETIRO DE CAPACIDAD DE GENERACIÓN .. 117

13.2.1 Modernizaciones y mantenimientos ..................................................................... 118

13.2.2 Retiro de la Planta Eólica Tejona ........................................................................... 118

13.2.3 Retiro de plantas de generación privada al vencimiento de contratos ................ 118

13.3 PROYECTOS DEL PERIODO 2020-2027 ............................................................................ 119

13.4 REVISIÓN DE LA CONFIABILIDAD EN EL CORTO PLAZO ................................................... 120

13.5 PLAN DE EXPANSIÓN DE CORTO PLAZO .......................................................................... 120

14 FORMULACIÓN DEL PEG 2020-2035 .......................................................................................... 123

14.1 ESTUDIOS PRELIMINARES ................................................................................................ 125

14.1.1 Resultados de la evaluación de los contratos privados ......................................... 126

14.1.2 Definición de la fecha de entrada del PG Borinquen 1 ......................................... 126

14.2 PLANES SIMULADOS EN ESCENARIO DE DEMANDA BAJA .............................................. 127

14.2.1 Requerimientos de capacidad para los casos analizados ...................................... 127

14.2.2 Costos de los planes de expansión ........................................................................ 129

14.3 SENSIBILIDAD DE LOS PLANES DE EXPANSIÓN CON DEMANDA MEDIA ......................... 130

14.3.1 Requerimientos de capacidad en sensibilidades con demanda media ................. 131

14.3.2 Costos de los planes de expansión en sensibilidades con demanda media.......... 133

14.4 RECAPITULACIÓN DE RESULTADOS ................................................................................. 134

14.5 Oportunidades del Mercado Eléctrico Regional ............................................................. 137

15 CARACTERÍSTICAS DEL PLAN RECOMENDADO .......................................................................... 141

15.1 PLAN RECOMENDADO 2020-2035 .................................................................................. 141

15.2 CAPACIDAD INSTALADA Y GENERACIÓN ......................................................................... 142

15.3 DÉFICIT DE ENERGÍA ........................................................................................................ 146

15.4 EMISIONES ....................................................................................................................... 146

15.5 COSTOS MARGINALES ..................................................................................................... 148

15.5.1 Costo Marginal de Corto Plazo .............................................................................. 148

15.5.2 Costo Marginal de Largo Plazo de Generación ...................................................... 150

15.5.3 Estructura estacional ............................................................................................. 152

15.6 VULNERABILIDAD HIDROLÓGICA DEL PLAN RECOMENDADO ........................................ 154

16 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................. 157

17 ANEXOS ...................................................................................................................................... 161

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 2020-2035 1 ____________________________________________________________________________

0 RESUMEN Y CONCLUSIONES

El Instituto Costarricense de Electricidad tiene la responsabilidad legal de asegurar el suministro eléctrico nacional en el corto y largo plazo. Para cumplir esta tarea debe garantizar el equilibrio de la oferta y la demanda de la electricidad.

Un faltante de capacidad en el país tendría un impacto muy grave por los altos costos que implicaría para la sociedad costarricense un desabastecimiento. Al mismo tiempo, inversiones excesivas aumentan el costo de la energía y causan un daño a la economía nacional en su conjunto.

El instrumento utilizado en la planificación para asegurar la adecuada oferta eléctrica en el futuro es la realización periódica de planes de expansión de la generación eléctrica que proporcionen respuestas a los requerimientos definidos en las proyecciones de demanda eléctrica.

El Plan de Expansión de la Generación 2020-2035 (PEG2020-2035) fue formulado atendiendo los criterios que Costa Rica ha dispuesto para el desarrollo de su matriz eléctrica, a través de las políticas nacionales en materia energética. Estos criterios se refieren a los siguientes elementos: favorecimiento de fuentes renovables, baja dependencia de combustibles fósiles, seguridad energética, limitada exposición a importaciones, diversificación de fuentes, sostenibilidad ambiental y servicio al menor costo. El propósito del Plan de Expansión de la Generación es plantear una estrategia de desarrollo del Sistema de Generación del país en el largo plazo que sirva de referencia para la toma de decisiones de los diferentes actores que participan en el desarrollo eléctrico del país. El Plan de Expansión define un plan de largo plazo, focalizado en las decisiones estratégicas de la expansión de la generación.

El Plan de Expansión se diseña considerando el Sistema costarricense aislado, donde las inversiones propuestas satisfacen la demanda nacional prevista, sin depender de importaciones o exportaciones de los países vecinos por consideraciones de seguridad energética. Esta condición de diseño se mantendrá hasta que la madurez del mercado permita planear la expansión en forma integrada regionalmente.

El Mercado Eléctrico Regional (MER) procura la integración de los mercados eléctricos de la región, y eventualmente evolucionará para permitir contratos de largo plazo que gocen de la misma confiabilidad que la generación local. Sin embargo, todavía la actividad de contratos de largo plazo es incipiente. Adicionalmente hay un rezago en las inversiones de la red de transmisión, que limita las transferencias máximas entre países, restándole dinamismo a los intercambios que potencialmente podrían esperarse del MER.

No obstante, en la operación del sistema se aprovechan plenamente las ventajas inmediatas que la interconexión y el mercado regional ofrecen, comprando y vendiendo energía para beneficio de los usuarios del sistema eléctrico.

La reducción y variabilidad de la demanda en el período 2010 al 2020, afectada principalmente por la crisis económica mundial, se agudiza con la pandemia del COVID-19


que desplomó las economías del mundo entero. Recuperarse de esta condición tomará varios años y disminuirá las necesidades de generación de los años inmediatos.

En la presente revisión del Plan de Expansión, se constata que los efectos de la pandemia del COVID-19 crearon una brecha aún más grande entre la oferta y la demanda de generación en el corto plazo. Aun cuando no se programaron nuevos proyectos desde el año 2016, en el período 2015-2020 se adicionaron al sistema cerca de 800 MW de nueva capacidad, producto de decisiones de construcción o de contratación que se tomaron en el período 2008-2015 para atender los requerimientos de demanda estimados y de las adiciones de capacidad definidas fuera de los balances del Plan de Expansión por las empresas distribuidoras, así como la generación distribuida.

De mantenerse un escenario de demanda baja como el valorado en el presente ciclo de planificación, los niveles originalmente previstos de consumo eléctrico para el período 2020-2030 no se alcanzarán hasta una década después.

Para ilustrar lo anterior, en la Figura 0.1 se grafica el crecimiento histórico de demanda, la proyección 2020 para el escenario bajo y medio y las proyecciones históricas del 2016 al 2019.

Figura 0.1

Dada esta condición de la demanda nacional, las preocupaciones más relevantes del presente Plan de Expansión se refieren a decisiones de corto y mediano plazo. En los estudios se abordaron en particular los siguientes elementos:

Valorar el impacto en el sistema de generación nacional del retiro de plantas de generación privada conforme los contratos vigentes llegan a su fecha de vencimiento.

Valorar el eventual retiro de una fracción de la capacidad del respaldo térmico actualmente en operación.

8 000

10 000

12 000

14 000

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203

9

Comparación de proyecciones históricas deGeneración (GWh)

Proy2016

Proy2017

Proy2018

Proy2019

Proy2020-media

Proy2020-baja

Histórico


Establecer la fecha de puesta en operación del Proyecto Geotérmico Borinquen 1, de 55 MW.

En el presente Plan de Expansión se introdujo por primera vez la modelación del vencimiento de los contratos de compra de energía con generadores privados de la Ley 7200. En el pasado no fue necesario considerar la vida de los contratos porque la presión del crecimiento continuo de la demanda, permitía suponer la recontratación de cada una de las plantas existentes. Sin embargo, con el lento crecimiento previsto para el corto plazo y la holgura de capacidad existente, el Plan de Expansión se modeló con el eventual retiro de plantas privadas a partir de vencimiento de los contratos. Este supuesto permite balancear mejor el Plan, valorar si estas plantas son necesarias para atender la demanda del país y estimar las variaciones en los costos operativos que su retiro provocaría en el Sistema de Generación.

Para las simulaciones se supone que estas plantas se retiran conforme vencen los contratos, respetando así los compromisos contractuales del ICE con cada una de ellas.

Los resultados mostraron que hasta el año 2025, la capacidad actual del sistema es suficiente para atender la demanda nacional sin el aporte de las plantas de generación privada cuyos contratos vencen en este período. Además, de no ser indispensables para garantizar la confiabilidad del sistema, su operación no reduce en mayor grado el costo de operación del sistema ni la generación térmica. Esta reducción de costo operativo es considerablemente inferior al costo de los contratos por mantener las plantas operando bajo las condiciones contractuales vigentes. Con base en lo anterior, la valoración del corto plazo del Plan de Expansión se simula considerando que al vencimiento de los contratos no se dispondrá más de esta potencia y energía.

Como resultado de la optimización de corto plazo, se traslada al 2027 la fecha de entrada del proyecto geotérmico Borinquen 1, de 55 MW. En el Plan de Expansión del 2018 el citado proyecto estaba previsto para el año 2026.

Aun cuando es necesario adicionar nueva capacidad de generación en el año 2026, la optimización económica muestra la conveniencia de llenar esa necesidad con pequeños proyectos eólicos, solares y biomásicos, usando las reservas de regulación todavía existentes en el sistema. La pandemia del COVID-19 introduce una gran incertidumbre sobre el crecimiento de la demanda de los próximos años, por lo que estos proyectos resultan muy competitivos para satisfacer los requerimientos de generación, permitiendo una instalación modular conforme evolucione la demanda.

En el mediano plazo, una parte de las plantas que quedan sin contrato podrían volver a ser contratadas para suplir esa capacidad, por la ventaja que tienen sobre la construcción de activos nuevos. También se debe indicar que parte de esta capacidad podría reincorporarse en algunos períodos en los siguientes años, si los contratos se rediseñan con mayor flexibilidad y costo menor.

El Plan Recomendado muestra que el país tiene garantizada la atención de la demanda eléctrica hasta el año 2025 y las adiciones propuestas permitirán seguir construyendo una matriz de generación renovable, confiable y diversa, consolidando un modelo eléctrico nacional basado en fuentes renovables.


En la Tabla 0.1 se presenta el Plan Recomendado para el período 2020-2035 y en la Figura 0.2 la instalación por fuente para el período 2024-2035. En esta figura se incluyen únicamente los proyectos nuevos, no se muestran los retiros de plantas ni la modernización de las unidades de PH Ventanas Garita y PG Miravalles 1 y 2.

La gráfica muestra la reducida exigencia de recursos de inversión en generación que se visualiza durante el período, comparada con planes de expansión previos.

Tabla 0.1

Energía

GWh% crec

Potencia

MW% crec Proyecto Fuente

Potencia

MW

Capacidad

Instalada (MW)

Capacidad Efectiva en MW (dic-2019): 3,566

2020 10,920 -3.7% 1,640 -4.4% Valle Escondido Solar 5 3571

Retiro hidro Hidro -33 3,538

Retiro eólico Eólico -20 3,518

2021 11,249 3.0% 1,686 2.8% Huacas Solar 5 3,523


2022 11,578 2.9% 1,727 2.4% Tejona Eólico -7 3,512


2023 11,907 2.8% 1,767 2.3% Retiro hidro Hidro -22 3,488

2024 12,051 1.2% 1,775 0.5% Tejona Eólico -10 3,478


2025 12,197 1.2% 1,792 1.0% Ventanas-Garita Hidro -100 3,368



2026 12,337 1.1% 1,807 0.8% Solar Solar 25 3,369

Biomasa Biomasa 20 3,389

Eólico Eólico 40 3,429

Ventanas Garita -Modern Hidro 100 3,529



Retiro biomasa Biomasa -38 3,482

2027 12,472 1.1% 1,822 0.8% Borinquen 1 Geotérmico 55 3,537

2028 12,601 1.0% 1,830 0.4% Eólico Eólico 40 3,577


Miravalles1 Geotérmico -42 3,515


2029 12,730 1.0% 1,848 1.0% Miravalles1-Modern Geotérmico 35 3,544

Solar Solar 50 3,594

2030 12,859 1.0% 1,861 0.7% Miravalles2 Geotérmico -42 3,552

Eólico Eólico 20 3572





2032 13,126 1.0% 1,887 0.5% Solar Solar 70 3,715



2033 13,258 1.0% 1,906 1.0% 0 3,692

2034 13,395 1.0% 1,923 0.9% Eólico Eólico 40 3,732



2035 13,513 0.9% 1,936 0.7% Solar Solar 20 3,692


PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION 2020-2035

Año

DEMANDA OFERTA


Figura 0.2

0

50

100

150

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350

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2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Insta

lació

n A

cu

mu

lad

a

MW

PLAN EXPANSION 2020-2035INSTALACION POR FUENTE (MW)

eólico solar biomasa geotérmico Inst Acum


1 INTRODUCCIÓN

El Instituto Costarricense de Electricidad tiene bajo su responsabilidad asegurar el suministro eléctrico nacional en el corto y largo plazo, garantizando el equilibrio económico entre la oferta y la demanda de la electricidad.

El instrumento utilizado en la planificación para asegurar la adecuada oferta eléctrica en el futuro es la realización periódica de planes de expansión de la generación eléctrica que proporcionen respuestas a los requerimientos definidos en las proyecciones de demanda eléctrica.

El plan de expansión se diseña considerando el sistema costarricense aislado, donde las inversiones propuestas satisfacen la demanda nacional prevista sin depender de importaciones o exportaciones de los países vecinos.

El Plan de Expansión de la Generación 2020-2035 fue formulado atendiendo los criterios que Costa Rica ha dispuesto para el desarrollo de su matriz eléctrica: favorecimiento de fuentes renovables, baja dependencia de combustibles fósiles, seguridad energética nacional, diversificación de fuentes, sostenibilidad ambiental y servicio al menor costo.

Un sistema de generación basado en fuentes renovables, requiere una cuidadosa planificación que asegure los respaldos necesarios para cubrir las variaciones propias de este tipo de fuente. Costa Rica ha sido exitosa en la visión y ejecución de metas muy ambiciosas en el tema de su matriz energética.

La diversificación de sus fuentes, la mayor parte autóctonas y renovables, ha sido el primer gran acierto del sistema de generación nacional, el segundo es la forma en que se planea y suministra el respaldo a las variaciones de producción inherentes a las fuentes renovables. Dentro de la matriz energética nacional, la única fuente renovable exenta de variaciones climatológicas, es la energía geotérmica.

Ese valioso respaldo, lo suministran los embalses de regulación de las plantas hidroeléctricas y las plantas térmicas que utilizan combustibles fósiles.

En el presente Plan de Expansión se incluyen las adiciones de capacidad que actualmente están en ejecución y se consideran como plantas fijas, definidas en ciclos de planificación anteriores. Estas adiciones son:

Planta Solar Valle Escondido, con una potencia de 5 MW. Este proyecto estaba previsto para entrar en operación en el 2020 y fue simulado en ese año, aunque experimenta un atraso hasta el 2021.

Planta Solar Huacas, con una potencia de 5 MW. Se espera que entre en operación en el año 2021.

Planta Geotérmica Borinquen 1, de 55 MW. Su entrada en operación se simula en el año 2027.

Debido al moderado crecimiento de la demanda de los últimos años y al impacto que tendrá la pandemia del COVID-19 en la estructura y nivel de consumo eléctrico del país, el Plan


de Expansión 2020-2035 se formuló con el escenario de demanda baja, con un ajuste en los años 2020 a 2022 para reflejar el impacto más severo de la pandemia en el corto plazo.

En los primeros años del Plan vence una importante cantidad de contratos de plantas de generación privada. Debido a las condiciones de la demanda, estos contratos no son indispensables para garantizar la continuidad del suministro eléctrico. Para visualizar la conveniencia económica de prescindir temporalmente de parte de la capacidad instalada, en el horizonte completo del Plan se modeló la salida de las plantas contratadas al vencimiento de su contrato, y se dejó a la optimización del modelo determinar los bloques de capacidad que deberán ser adicionados en cada año. Parte de esta capacidad podría ser llenada por esas plantas existentes que quedarán ociosas.

Es preciso señalar también que, aunque en el presente Plan no se modeló, parte de estas plantas podrían seguir operando con provecho para el sistema si se redefinen los términos contractuales con mayor flexibilidad y menor costo.

Las primeras adiciones al plan de expansión se requieren hasta el año 2026. Las sensibilidades realizadas para valorar las acciones ante una posible reactivación de la demanda indican que estas adiciones nuevas se podrían adelantar para el año 2024.


2 ENTORNO CENTROAMERICANO

Los países del istmo centroamericano decidieron integrar sus sistemas eléctricos con la intención de aprovechar mejor los recursos energéticos y su infraestructura, y lograr una reducción en los costos de abastecimiento de sus demandas. Con este propósito, desde 1985 se crearon organismos regionales, como el Consejo de Electrificación de América Central (CEAC), para promover la cooperación, la construcción de infraestructura, los intercambios de energía y la planificación conjunta.

Las primeras interconexiones entre los sistemas datan de 1976 con el enlace Honduras-Nicaragua, Nicaragua-Costa Rica en 1982, Costa Rica-Panamá y Guatemala-El Salvador en 1986. En el 2002 se suma el enlace El Salvador-Honduras. Finalmente, Costa Rica y Panamá agregan un segundo enlace en el 2011 denominado Anillo de la Amistad, que une ambos países por la costa del Caribe formando un anillo con el sistema existente.

Con la adopción del Tratado Marco del Mercado Eléctrico Centroamericano, suscrito por los seis países de América Central a finales de la década de los noventa, la integración se refuerza. A partir de octubre del 2014 el Sistema de Integración Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC) entra en operación.

En las secciones siguientes se presentan datos y estadísticas que describen el entorno centroamericano. La información se basa en las “Estadísticas del subsector eléctrico de los países del sistema de Integración Centroamericana (SICA)” publicadas periódicamente por la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL). La más reciente actualización fue publicada en octubre 2020 y contiene datos preliminares al año 2019. Las series históricas se complementan con las estadísticas publicadas en años anteriores y con la base de datos CEPALSTAT, que sistematiza y documenta la información producida por los organismos oficiales de los países y las agencias internacionales.

2.1 SITUACIÓN ECONÓMICA Y SOCIAL DE CENTROAMÉRICA

La región centroamericana cubre un área de 509 000 km2, con una población de 49.6 millones de habitantes para el año 2019. En la Tabla 2.1 se presenta un resumen de las características demográficas de los seis países de la Región.

Obsérvese que la generación de energía eléctrica per cápita en la región centroamericana muestra grandes diferencias entre los países. El máximo consumo unitario (Panamá) es casi cinco veces más alto que el consumo per cápita mínimo (Nicaragua).

La misma situación se presenta con el producto interno bruto por habitante, en donde la relación es casi siete veces entre los mismos países antes indicados, como se observa en la Tabla 2.2 y la Figura 2.1


Tabla 2.1 Centroamérica- Características demográficas

País PoblaciónIndice

Electrificación (1)Área

Generación

Anual

Densidad de

Población

Generación

per Cápita

millones % Con Sin Total mil Km2GWh Hab/Km2

KWh-año

Guatemala 17.6 88.1 2.9 0.4 3.3 109 12 228 161.3 696

El Salvador 6.5 97.0 1.8 0.1 1.9 21 5 672 307.3 879

Honduras 9.7 80.8 1.9 0.4 2.3 112 9 253 87.0 949

Nicaragua 6.5 95.6 1.3 0.1 1.3 139 4 057 47.1 620

Costa Rica 5.0 99.4 1.3 0.0 1.3 51 11 313 99.0 2 241

Panamá 4.2 93.4 1.2 0.1 1.3 77 11 552 55.1 2 720

Total 49. 6 90. 4 10.4 1. 05 11. 4 509 54 076 97. 5 1 090

Fuente: 1) Cifras de CEPAL-CEPALSTAT

2) CEPAL. Estadísticas del Subsector Eléctrico de los países del SICA, 2018, 2019 y 2020

(1) Los datos de cobertura eléctrica y viviendas se refieren al año 2019 para Costa Rica. Para el resto de paises se muestra información reportada del 2018.

CENTROAMERICA

CARACTERISTICAS DEMOGRAFICAS

Viviendas con acceso a

electricidad (1) (millones)


Tabla 2.2 PIB por habitante. Centroamérica

Años Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá

1990 2 190 1 825 1 544 1 138 4 917 4 112

1991 2 218 1 865 1 549 1 111 4 908 4 406

1992 2 270 1 978 1 590 1 091 5 227 4 670

1993 2 304 2 096 1 642 1 063 5 457 4 825

1994 2 342 2 195 1 575 1 076 5 557 4 863

1995 2 401 2 309 1 595 1 117 5 640 4 848

1996 2 416 2 324 1 607 1 166 5 569 4 883

1997 2 465 2 400 1 642 1 190 5 740 5 093

1998 2 529 2 469 1 645 1 214 6 002 5 357

1999 2 566 2 534 1 572 1 278 6 108 5 457

2000 2 596 2 571 1 621 1 310 6 219 5 497

2001 2 592 2 599 1 624 1 329 6 321 5 424

2002 2 626 2 645 1 645 1 320 6 421 5 443

2003 2 625 2 692 1 679 1 336 6 591 5 570

2004 2 642 2 727 1 744 1 389 6 776 5 882

2005 2 664 2 810 1 809 1 429 6 938 6 193

2006 2 742 2 920 1 887 1 464 7 337 6 603

2007 2 847 2 962 1 963 1 518 7 827 7 274

2008 2 872 3 013 2 006 1 550 8 080 7 853

2009 2 822 2 938 1 919 1 480 7 896 7 815

2010 2 838 2 989 1 954 1 526 8 181 8 132

2011 2 892 3 090 1 993 1 603 8 429 8 901

2012 2 914 3 165 2 039 1 687 8 730 9 611

2013 2 959 3 222 2 061 1 749 8 829 10 107

2014 3 028 3 264 2 090 1 812 9 040 10 449

2015 3 090 3 329 2 137 1 878 9 271 10 874

2016 3 112 3 398 2 188 1 942 9 567 11 235

2017 3 146 3 463 2 261 2 011 9 796 11 652

2018 3 184 3 536 2 314 1 914 9 960 11 897

2019 3 172 3 572 2 241 1 763 10 047 11 910

PRODUCTO INTERNO BRUTO POR HABITANTE

(Dólares constantes de diciembre 2010)

CENTROAMERICA

Fuente: 1) CEPAL-CEPALSTAT

2) Estadísticas e Indicadores Económicos

3) Cuentas nacionales anuales en dólares


Figura 2.1 PIB por habitante. Centroamérica

Cobertura Eléctrica en la Región

En las últimas dos décadas, la mayoría de los países realizaron esfuerzos importantes en electrificación rural, permitiendo mejorar sensiblemente los índices de cobertura eléctrica. A pesar de esto, para el año 2019, alrededor de un millón de viviendas no tenían acceso al servicio de energía eléctrica por medio de conexión a la red de las empresas distribuidoras de electricidad.

En Guatemala1, el censo del 2017 mostró que la cantidad real de viviendas con acceso a la electricidad mediante red eléctrica era menor de lo que se tenía estimado. La cobertura del país es del 88,1%. En el censo se contabilizaron también las viviendas con acceso a energía eléctrica mediante instalaciones fotovoltaicas o eólicas, cuyo número es superior al 3%.

En la Figura 2.2 se muestran los porcentajes de cobertura eléctrica de cada país para el año 2018. Únicamente para Costa Rica los datos están actualizados al 2019 mostrando un porcentaje de cobertura de 99.4%.

1 Estadísticas del Subsector Eléctrico SICA 2018.

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

20

14

20

16

20

18

Fuente: 1) CEPAL-CEPALSTAT2) Estadísticas e Indicadores Económicos3) Cuentas nacionales anuales en dólares

CENTROAMERICAPRODUCTO INTERNO BRUTO POR HABITANTE (1990-2019)

(USDdic 2010)

Guatemala El Salvador

Honduras Nicaragua

Costa Rica Panamá

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

Nic

ara

gua

Ho

ndu

ras

Gua

tem

ala

El S

alv

ad

or

Co

sta

Ric

a

Pa

na

má

PIB POR HABITANTE - AÑO 2019CENTROAMERICA

(dic2010$)


Figura 2.2 Cobertura eléctrica por país en Centroamérica

La región centroamericana ha experimentado reformas importantes en sus sectores eléctricos. Desde finales de la década de los ochenta, reestructuraciones del sector eléctrico sustituyeron el control centralizado de las empresas estatales verticalmente integradas por mercados liberalizados, particularmente en la actividad de generación.

En Guatemala, El Salvador, Nicaragua y Panamá se hicieron profundos cambios en relativamente poco tiempo, en los segmentos de generación, transmisión y distribución. Honduras empezó este proceso más tarde, primero en el segmento de generación y en el 2018 en el segmento de distribución, concesionando a un tercero la administración de la red nacional de distribución por un período de siete años. En Costa Rica la apertura se dio en forma limitada y sólo en el segmento de generación; en distribución han operado históricamente ocho empresas.

En los cuatro países que reestructuraron su sector funciona un mercado de generación regulado: mercado mayorista de costos o precios, con regulación gubernamental. En Honduras, se creó un modelo de comprador único y en Costa Rica se abrió la participación privada para el desarrollo de fuentes renovables en plantas de capacidad limitada. En estos dos países, la empresa estatal tiene a cargo la mayor parte de la generación, transmisión, distribución y comercialización.

Mercado Eléctrico Regional El Mercado Eléctrico Regional, en adelante MER, funciona como un séptimo mercado, superpuesto con los sistemas nacionales existentes. El MER tiene regulación regional, los agentes son habilitados por el Ente Operador Regional (EOR) para realizar transacciones internacionales de energía eléctrica en la región centroamericana. El MER convive con los mercados internos particulares de cada país y respeta las diferencias que existen entre ellos. Este mercado, complementa los mercados nacionales ya existentes.

Las regulaciones de los estados centroamericanos están orientadas a satisfacer de manera prioritaria las necesidades nacionales. La generación de cada país está destinada prioritariamente a cubrir demanda interna y el MER es un complemento donde pueden

30

40

50

60

70

80

90

100

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

Fuente: 1) CEPAL-CEPALSTAT2) Estadísticas del Subsector Eléctrico de los países del SICA 2020

CENTROAMERICAINDICE DE ELECTRIFICACION (%)

Guatemala

Honduras

El Salvador

Nicaragua

Costa Rica

Panamá


colocarse excedentes del mercado local. La operación técnica y comercial se rige por el Reglamento del MER, denominado “RMER”.

2.2 EVOLUCIÓN DE LOS SISTEMAS DE GENERACIÓN

Seguidamente se muestra la evolución de los sistemas de generación de los diferentes países en cuanto a capacidad instalada, generación y demanda máxima.

2.2.1 Capacidad instalada

La capacidad instalada de Centroamérica sigue siendo predominantemente renovable como se observa en la Tabla 2.3 y Figura 2.3. La instalación renovable cayó fuertemente en la Región, de un 70% disponible en 1990 hasta valores de poco más del 50% durante las décadas del 90 y del 2000. Sin embargo, a partir del 2010 la Región ha realizado importantes esfuerzos por recuperar su capacidad renovable y en el 2019 se acerca al 70% de la instalación total.

Tabla 2.3 Capacidad instalada por fuente en Centroamérica

Años Hidroeléctrica Geotérmica Térmica Biomasa Eólica Biogas Solar Total

1990 2 709 165 1 256 - - - - 4 129

1995 2 797 235 2 114 73 - - - 5 218

2000 3 315 405 3 291 205 43 - - 7 258

2001 3 312 409 3 319 291 62 - - 7 393

2002 3 525 416 3 580 311 62 - - 7 893

2003 3 728 434 3 708 351 69 - - 8 289

2004 3 800 427 4 150 420 69 4 - 8 868

2005 3 881 437 4 217 530 69 4 - 9 138

2006 4 081 433 3 484 603 69 4 - 8 673

2007 4 044 502 4 224 634 70 4 - 9 477

2008 4 284 502 4 695 688 70 4 - 10 242

2009 4 287 507 5 022 735 160 4 - 10 715

2010 4 491 507 5 301 724 183 4 - 11 209

2011 4 961 559 5 307 797 298 10 - 11 931

2012 5 295 636 5 217 899 396 10 1 12 453

2013 5 308 626 5 381 984 417 10 1 12 726

2014 5 721 626 5 587 1 128 590 8 8 13 667

2015 6 020 626 5 754 1 414 945 9 531 15 299

2016 6 800 615 5 755 1 671 1 026 17 597 16 481

2017 6 020 626 5 754 1 414 945 9 531 15 299

2018 6 800 615 5 755 1 671 1 026 17 597 16 481

2019 7 196 707 6 168 1 845 1 210 21 1 228 18 373

CAPACIDAD INSTALADA POR FUENTE (MW)

CENTROAMERICA


2) Estadísticas del Subsector Eléctrico de los países del SICA 2020


Figura 2.3 Capacidad instalada por fuente en Centroamérica

Dentro de los esfuerzos desarrollados en la Región, la energía solar ha mostrado gran dinamismo a partir del año 2015, principalmente en El Salvador, Panamá y Honduras. Las principales adiciones de capacidad del año 2019 se muestran en la Figura 2.4.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

% T

ipo

de

Fu

en

te

Fuente: 1) Cifras de CEPAL-CEPALSTAT2) Estadísticas del Subsector Eléctrico de los países del SICA 2020

CENTROAMERICACAPACIDAD INSTALADA POR FUENTE (%)

% Renovable % Térmico


Fuente: elaboración propia con base en datos de CEPAL.

Figura 2.4 SIEPAC: Principales adiciones de capacidad por país y por fuente en 2019

2.2.2 Generación

La generación eléctrica histórica por país se muestra en la Tabla 2.4 y Figura 2.5. La generación del 2019 experimentó una tasa de crecimiento del 2% con respecto al año 2018,

Hidroeléctrica; 75

Hidroeléctrica; 1

Hidroeléctrica; 30

Hidroeléctrica; 15

Hidroeléctrica; 1

Hidroeléctrica; 43

Geotérmica; -

Geotérmica; 9

Geotérmica; -

Geotérmica; -

Geotérmica; 55

Geotérmica; -

Térmica; 10

Térmica; -

Térmica; 136

Térmica; 77

Térmica; -

Térmica; 5

Biomasa; -

Biomasa; 9

Biomasa; 39

Biomasa; 42

Biomasa; -

Biomasa; -

Eólica; -

Eólica; -

Eólica; 10

Eólica; -

Eólica; -

Eólica; -

Solar; -

Solar; 240

Solar; 3

Solar; -

Solar; -

Solar; 10

- 50 100 150 200 250 300

Guatemala

El Salvador

Honduras

Nicaragua

Costa Rica

Panamá

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá

Solar - 240 3 - - 10

Eólica - - 10 - - -

Biomasa - 9 39 42 - -

Térmica 10 - 136 77 - 5

Geotérmica - 9 - - 55 -

Hidroeléctrica 75 1 30 15 1 43

CENTROAMERICAADICIONES DE CAPACIDAD POR PAIS Y POR FUENTE (MW)

(2019)


y mantiene la tendencia de los últimos años. El Salvador adicionó generación, sin embargo, sigue recurriendo fuertemente a importaciones para atender su demanda eléctrica.

Tabla 2.4 Generación eléctrica por país en Centroamérica

Figura 2.5 Generación eléctrica por país en Centroamérica

La generación eléctrica (GWh) por fuente se presenta en la Tabla 2.5 y Figura 2.6.

Años Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total Años Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total

1990 2 318 2 164 2 274 1 251 3 543 2 625 14 175 1990

2000 6 048 3 390 3 739 2 096 6 886 4 797 26 956 2000

2001 5 772 3 976 3 959 2 286 6 896 5 133 28 022 2001 -4.6% 17.3% 5.9% 9.1% 0.1% 7.0% 4.0%

2002 6 191 4 274 4 162 2 402 7 439 5 245 29 713 2002 7.3% 7.5% 5.1% 5.1% 7.9% 2.2% 6.0%

2003 6 575 4 487 4 607 2 561 7 511 5 566 31 307 2003 6.2% 5.0% 10.7% 6.6% 1.0% 6.1% 5.4%

2004 6 999 4 689 4 908 2 647 7 968 5 748 32 959 2004 6.4% 4.5% 6.5% 3.4% 6.1% 3.3% 5.3%

2005 7 221 4 943 5 625 2 808 8 146 5 761 34 504 2005 3.2% 5.4% 14.6% 6.1% 2.2% 0.2% 4.7%

2006 7 434 5 529 6 020 2 895 8 564 5 938 36 380 2006 2.9% 11.9% 7.0% 3.1% 5.1% 3.1% 5.4%

2007 7 940 5 749 6 334 2 935 8 990 6 282 38 230 2007 6.8% 4.0% 5.2% 1.4% 5.0% 5.8% 5.1%

2008 7 904 5 916 6 547 3 100 9 413 6 265 39 145 2008 -0.5% 2.9% 3.4% 5.6% 4.7% -0.3% 2.4%

2009 7 979 5 663 6 592 3 196 9 236 6 879 39 545 2009 0.9% -4.3% 0.7% 3.1% -1.9% 9.8% 1.0%

2010 7 914 5 878 6 722 3 403 9 503 7 249 40 669 2010 -0.8% 3.8% 2.0% 6.5% 2.9% 5.4% 2.8%

2011 8 147 5 991 7 125 3 567 9 760 7 703 42 293 2011 2.9% 1.9% 6.0% 4.8% 2.7% 6.3% 4.0%

2012 8 704 5 988 7 503 3 626 10 076 8 385 44 282 2012 6.8% 0.0% 5.3% 1.7% 3.2% 8.9% 4.7%

2013 9 271 5 968 7 826 3 745 10 136 8 862 45 808 2013 6.5% -0.3% 4.3% 3.3% 0.6% 5.7% 3.4%

2014 9 781 5 951 7 814 3 999 10 118 9 196 46 859 2014 5.5% -0.3% -0.2% 6.8% -0.2% 3.8% 2.3%

2015 10 302 5 687 8 460 4 169 10 714 10 198 49 529 2015 5.3% -4.4% 8.3% 4.3% 5.9% 10.9% 5.7%

2016 10 878 5 658 8 592 4 151 10 782 10 776 50 835 2016 5.6% -0.5% 1.6% -0.4% 0.6% 5.7% 2.6%

2017 11 490 5 120 9 014 4 077 11 210 10 938 51 849 2017 5.6% -9.5% 4.9% -1.8% 4.0% 1.5% 2.0%

2018 12 522 5 038 8 810 4 185 11 356 11 105 53 015 2018 9.0% -1.6% -2.3% 2.7% 1.3% 1.5% 2.2%

2019 12 228 5 672 9 253 4 057 11 313 11 552 54 076 2019 -2.3% 12.6% 5.0% -3.1% -0.4% 4.0% 2.0%

PORCENTAJE DE CRECIMIENTO ANUAL

GENERACION ELECTRICA POR PAIS

CENTROAMERICA



GENERACION EN GWh

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

200

4

20

06

20

08

20

10

20

12

201

4

20

16

20

18


CENTROAMERICAGENERACION ELECTRICA POR PAIS (GWh)


Honduras Nicaragua

Costa Rica Panamá


Tabla 2.5 Generación eléctrica por fuente en Centroamérica

Figura 2.6 Generación eléctrica por fuente en Centroamérica

Años Hidroeléctrica Geotérmica Térmica Biomasa Eólica Biogas Solar Total

1990 12 166 748 1 262 0 0 0 0 14 175

1995 11 469 1 159 6 700 127 0 0 0 19 455

2000 15 418 1 999 8 634 722 183 0 0 26 955

2001 13 715 2 242 11 246 635 186 0 0 28 023

2002 14 463 2 341 11 875 774 259 0 0 29 712

2003 14 530 2 503 13 244 801 230 0 0 31 307

2004 16 062 2 504 13 251 888 255 5 0 32 965

2005 17 050 2 462 13 537 1 251 204 12 0 34 516

2006 17 791 2 636 14 325 1 356 274 7 0 36 387

2007 17 750 2 976 15 661 1 602 241 1 0 38 230

2008 19 828 3 113 14 428 1 577 198 1 0 39 146

2009 18 660 3 150 15 450 1 849 436 1 0 39 546

2010 20 974 3 131 14 268 1 776 519 0 0 40 668

2011 20 626 3 188 16 077 1 644 738 20 0 42 292

2012 22 144 3 542 15 666 1 715 1 190 23 0 44 280

2013 21 671 3 779 16 892 2 080 1 351 33 1 45 808

2014 21 342 3 819 17 354 2 222 2 080 33 10 46 859

2015 22 224 3 665 17 265 2 615 3 123 47 591 49 529

2016 22 490 3 725 17 036 3 129 3 279 9 1 167 50 835

2017 26 829 3 598 13 542 3 163 3 198 61 1 458 51 849

2018 26 568 3 676 13 276 3 249 4 423 71 1 751 53 015

2019 21 455 4 147 18 364 3 485 4 386 74 2 166 54 076



CENTROAMERICA

GENERACION ELECTRICA POR FUENTE (GWh)

0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

199

0

1992

199

4

199

6

199

8

200

0

200

2

200

4

2006

200

8

201

0

201

2

201

4

201

6

201

8

GW

h


CENTROAMERICAGENERACION ELECTRICA POR FUENTE (GWh)

Solar

Biogas

Eólica

Biomasa

Térmica

Geotérmica

Hidroeléctrica


En la Figura 2.6 se observa que hasta 1990, la principal fuente de generación de la Región era la hidroeléctrica. En los años noventa la geotermia empieza su desarrollo y una década después el desarrollo eólico. La generación solar cobra fuerza en la Región en años recientes, y en gran medida bajo la figura de generación distribuida.

La generación con energías renovables en la Región cayó de un 91% a un 60% en la década de los 90, por lo que la dependencia del petróleo llegó a un 40%. A finales de la década del 2000 empieza a aumentar nuevamente la generación renovable, pero aún con una dependencia importante de los hidrocarburos, como se observa en la Figura 2.7.

Obsérvese la reducción de la generación renovable del año 2019, producto principalmente de una reducción importante de la generación hidroeléctrica en la Región. Ese año se presentó una de las hidrologías más críticas de la historia.

Figura 2.7 Generación eléctrica por tipo de fuente en Centroamérica

2.2.3 Demanda máxima

La demanda máxima de potencia por país, se presenta en la Tabla 2.6 y Figura 2.8.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019


CENTROAMERICAGENERACION ELECTRICA POR FUENTE (%)

% Renovable % Térmico


Tabla 2.6 Demanda máxima por país en Centroamérica

Figura 2.8 Demanda máxima por país en Centroamérica

Años Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total

1990 452 412 351 253 682 464 2 615

1995 717 592 504 327 872 619 3 631

2000 1 017 758 702 397 1 121 777 4 772

2003 1 185 785 857 442 1 253 883 5 404

2004 1 256 809 921 466 1 312 925 5 688

2005 1 290 829 1 014 483 1 390 946 5 952

2006 1 383 881 1 088 501 1 461 971 6 285

2007 1 443 906 1 126 507 1 500 1 024 6 507

2008 1 430 924 1 205 506 1 526 1 064 6 656

2009 1 473 906 1 203 525 1 497 1 154 6 757

2010 1 468 948 1 245 539 1 536 1 222 6 958

2011 1 491 962 1 240 570 1 546 1 287 7 095

2012 1 533 975 1 282 610 1 593 1 386 7 379

2013 1 564 1 004 1 336 620 1 593 1 444 7 561

2014 1 636 1 035 1 383 636 1 632 1 504 7 825

2015 1 672 1 089 1 445 665 1 612 1 612 8 096

2016 1 702 1 093 1 515 672 1 675 1 618 8 274

2017 1 750 1 081 1 561 680 1 692 1 657 8 420

2018 1 763 1 072 1 602 692 1 716 1 665 8 509

2019 1 785 1 044 1 639 718 1 716 1 961 8 863



CENTROAMERICA

DEMANDA MAXIMA POR PAIS (MW)

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2 000

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018


CENTROAMERICADEMANDA MAXIMA POR PAIS (MW)


Honduras Nicaragua

Costa Rica Panamá


2.3 INTERCONEXIONES REGIONALES

El sistema de transmisión de América Central está formado por los sistemas nacionales y las interconexiones entre países. El voltaje de las interconexiones actuales es de 230 kV, aunque al interno de cada sistema se utilizan también 138 kV, 115 kV y otros voltajes menores.

El MER dispone de una red o línea regional que interconecta los sistemas de transmisión de los seis países de América Central, denominada “Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC)”. La empresa Propietaria de la Red (EPR) es la encargada de desarrollar, diseñar, financiar, construir y mantener el SIEPAC.

El SIEPAC está constituido por líneas de transmisión de 230 kV de circuito sencillo, con torres con previsión para doble circuito futuro. En total son 1 793 km que atraviesan todo Centroamérica. El último tramo de 130.6 km, correspondiente a Parrita-Palmar Norte en Costa Rica, entró en operación en octubre del 2014. En la Figura 2.9 se muestra el detalle del trazado de la línea SIEPAC a través de todos los países de Centroamérica.

Figura 2.9 Trazado de la línea SIEPAC a través de Centroamérica Fuente: Empresa Propietaria de la Red (EPR)

La línea SIEPAC fue diseñada para permitir intercambios entre los países hasta de 300 MW, con la posibilidad de duplicar esta capacidad de acuerdo con los requerimientos futuros del MER. Actualmente las transferencias máximas entre países son mucho menores a 300 MW en varios de los tramos, debido a problemas que experimentan algunos países

Fuente: Empresa Propietaria de la Red (EPR)


para implementar refuerzos nacionales internos de transmisión. Esta situación se ha presentado con mayor intensidad en Nicaragua, provocando que el mercado regional opere frecuentemente en dos grupos: Guatemala, Honduras y el Salvador en el norte; y Costa Rica y Panamá en el sur. Nicaragua, por su parte, interactúa con ambos bloques. Esta condición ha interferido en la vitalidad del mercado, afectando principalmente a Costa Rica y Panamá.

En la Tabla 2.7 y Tabla 2.8 se presentan las máximas capacidades de transferencias de potencia (MW) entre áreas de control, según datos del EOR2.

Tabla 2.7 Máxima capacidad de transferencia entre áreas de control Sur-Norte del MER

Tabla 2.8 Máxima capacidad de transferencia entre áreas de control Norte-Sur del MER

2 Estudio de máximas capacidades de transferencia de potencia entre áreas de control de SER. Resultados Finales, EOR, octubre 2019.

Escenario de

Demanda

GUA-ELS+GUA-HON

+ELS-HON(*)

NICARAGUA

HONDURAS

COSTA RICA

NICARAGUA

PANAMÁ

COSTA RICA

Máxima 300 220 220 150

Media 300 190 220 50

Mínima 300 220 220 100

CENTROAMERICAMáxima capacidad de transferencia entre áreas de control Sur-Norte (MW)

Fuente: Ente Operador de la Red-EOR. Estudio de máximas capacidades de transferencias de potencia entre

áreas de control del Sistema Electrico Regional-SER

(octubre 2019)

(*) Máxima capacidad de transferencias simultáneas a través de Guatemala, El Salvador y Honduras.

Considerando que se puede dar cualquier combinación de valores de importación simultánea

Escenario de

Demanda

GUA-ELS+GUA-HON

+ELS-HON(*)

NICARAGUA

HONDURAS

COSTA RICA

NICARAGUA

PANAMÁ

COSTA RICA

Máxima 300 210 190 0

Media 300 220 190 0

Mínima 300 200 200 0

CENTROAMERICAMáxima capacidad de transferencia entre áreas de control Norte-Sur (MW)

Fuente: Ente Operador de la Red-EOR. Estudio de máximas capacidades de transferencias de potencia entre

áreas de control del Sistema Electrico Regional-SER

(octubre 2019)

(*) Máxima capacidad de transferencias simultáneas a través de Guatemala, El Salvador y Honduras.

Considerando que se puede dar cualquier combinación de valores de importación simultánea


Interconexión México-Guatemala La interconexión México-Guatemala nace del Mecanismo de Diálogo y Concertación de Tuxtla (2001) del Convenio de Cooperación Energética (1997). El EOR autorizó la puesta en servicio de la interconexión Guatemala-México en el año 2010 y en abril inicia la Operación Normal Transitoria.

La interconexión consiste en una línea de transmisión de 400 kV con una longitud de 98.6 km (27 km en México y 71.6 km en Guatemala), que une las subestaciones Los Brillantes, en Guatemala, con Tapachula, en México. La subestación cuenta con banco de transformación trifásico de 400/230/13.8 kV, una capacidad de 225 MVA y un banco de reactores de 50 MVAR.

Una posterior ampliación de este enlace extraregional enfrenta cuestionamientos del Ente Operador de la Red (EOR) sobre la potencia límite de transferencia.

2.4 ACTIVIDAD COMERCIAL DEL MERCADO REGIONAL

Las transacciones comerciales de energía están regidas por el Tratado Marco del MER.

La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), conformada con representantes de los organismos reguladores de cada país actúa como regulador regional. El Ente Operador de la Red se encarga de la operación y el despacho regional. El Consejo Director del Mercado Eléctrico Regional (CDMER) facilita el cumplimiento de los compromisos de los países signatarios y coordina la interrelación de los organismos regionales del MER.

Los intercambios se realizan entre los agentes habilitados por cada país ante el EOR. Por ley, en Costa Rica el único agente regional es el ICE. Todas las transacciones deben ser coordinadas con el Operador de Mercado (OM) de cada país y comunicadas con anticipación al EOR, quien verifica la factibilidad técnica y comercial de los intercambios. Posteriormente el EOR coordina con los OM el predespacho del día siguiente.

Los intercambios entre el 2009 y 2019 se muestran en la Tabla 2.9, donde se registra el volumen total de exportaciones. Los niveles actuales de intercambio son todavía modestos: en el 2019 las transacciones fueron de 3 088 GWh, cerca del 6% de la generación regional. Se espera que las transacciones sean mayores conforme los países concluyan todos los refuerzos en sus sistemas nacionales y el mercado eléctrico madure.


Tabla 2.9 Transacciones en el MER

La evolución de las exportaciones en el período 1990-2019, se muestra en la Figura 2.10 y Figura 2.11. Se observa el crecimiento en inyecciones a partir del 2014 y la posición dominante de Guatemala en las exportaciones. En la Figura 2.11 se aprecia claramente la relación compra-venta de Guatemala y El Salvador en las transacciones del MER: el primero como el gran exportador y el segundo como receptor de esa energía.

País 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Guatemala 82 116 151 146 478 986 843 1 110 1 741 1 799 1 657

El Salvador 78 88 100 77 99 238 82 224 144 209 657

Honduras 46 13 1 1 6 4 3 16 13 8 6

Nicaragua 1 43 41 3 16 49 22 18 1 0 0

Costa Rica 68 38 43 23 20 70 280 181 230 307 323

Panamá 92 38 8 58 71 99 139 398 318 327 432

Total 368 336 344 308 690 1 446 1 368 1 947 2 447 2 651 3 074

Guatemala 14 0 0 0 0 1 2 5 19 10 10

El Salvador 206 172 214 161 382 619 981 1 213 1 729 1 968 1 949

Honduras 0 22 44 76 117 320 152 195 331 381 260

Nicaragua 2 10 10 20 52 22 34 205 327 201 434

Costa Rica 82 62 5 34 62 252 172 313 32 66 340

Panamá 64 70 71 17 75 189 17 30 7 15 96

Total 368 336 344 307 688 1 404 1 358 1 961 2 445 2 641 3 088

Guatemala 68 116 151 146 478 985 841 1 105 1 722 1 789 1 648El Salvador - 128 - 84 - 114 - 84 - 283 - 381 - 899 - 989 -1 585 -1 759 -1 292

Honduras 46 - 9 - 43 - 74 - 111 - 316 - 149 - 179 - 318 - 373 - 254

Nicaragua 0 33 31 - 17 - 36 27 - 12 - 187 - 326 - 201 - 434

Costa Rica - 14 - 24 38 - 12 - 42 - 182 108 - 132 198 242 - 17

Panamá 28 - 32 - 63 42 - 4 - 91 122 368 311 313 335

Total 0 0 0 0 3 42 10 - 14 2 10 - 14



CENTROAMERICA

TRANSACCIONES EN EL MERCADO ELECTRICO REGIONAL (MER)

INYECCION -VENTAS GWh

RETIRO - COMPRAS GWh

NETO (VENTAS - COMPRAS ) GWh


Figura 2.10 Ventas en el MER

Figura 2.11 Transacciones netas por país en el MER

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

199

0

1991

199

2

199

3

199

4

199

5

199

6

199

7

1998

199

9

200

0

200

1

200

2

200

3

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

201

0

201

1

201

2

201

3

201

4

201

5

201

6

2017

201

8

201

9


CENTROAMERICAINYECCION -VENTAS GWh

-2 500

-2 000

-1 500

-1 000

- 500

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

(Ve

nta

s-C

om

pra

s)

Ne

to (

GW

h)


CENTROAMERICATRANSACCIONES NETAS POR PAIS

EN EL MERCADO ELECTRIO REGIONAL


Honduras Nicaragua

Costa Rica Panamá


3 POLÍTICAS Y CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE GENERACIÓN NACIONAL

El ICE es una institución autónoma del Estado costarricense con el mandato legal de proveer la energía eléctrica que la sociedad requiere para su desarrollo. En la Ley de Creación del ICE, Decreto-Ley N°449 del año 1949, se establece que la gestión técnica, los programas de trabajo, las obras y proyectos que emprenda son su responsabilidad y no dependen de ningún otro órgano del Estado.

Sin menoscabo de lo anterior, el ICE armoniza sus esfuerzos con el resto del Sector Energético del país, cuyo rector es el Ministro de Ambiente y Energía.

3.1 POLÍTICA ENERGÉTICA NACIONAL

Los planes de desarrollo eléctrico del país son elaborados por el ICE en conformidad con las políticas y lineamientos generales del Plan Nacional de Desarrollo e Inversión Pública y del Plan Nacional de Energía, que publican el Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica y el Ministerio de Ambiente y Energía, respectivamente.

Para el presente Plan de Expansión se toman como referencia las metas definidas en el Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública del Bicentenario 2019-2022 de Costa Rica (PNDIP) y en el VII Plan Nacional de Energía 2015-2030 (VII PNE) y su actualización.

3.1.1 Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública del Bicentenario 2019-2022

El PNDIP tiene por objetivo “contribuir con el fortalecimiento de la capacidad del Estado para definir objetivos, establecer prioridades, formular metas y asignar recursos, así como dar seguimiento y evaluar las políticas, planes, programas o proyectos que se van a ejecutar durante el período 2019-2022, con el propósito de fijar un norte, un rumbo, un camino sobre nuestro país y contribuir de esta manera a enfrentar los principales desafíos que tiene el país y sobre todo mejorar la prestación de los bienes y servicios públicos a la ciudadanía.”

El PNDIP 2019-2022 considera los acuerdos internacionales que el país tiene en materia de Desarrollo Sostenible, la atención integral de la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible, mediante los Objetivos de Desarrollo Sostenible, el Consenso de Montevideo (CdM), la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y los compromisos asumidos por el país en el Marco de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo (OCDE), entre otros.

Entre las metas nacionales presentadas en el Capítulo III se incluye la “Descarbonización de la economía”, con el siguiente objetivo “Lograr una economía con bajas emisiones de carbono se requiere reducir el consumo de combustibles fósiles e incursionar aún más en un sistema cuya generación de energías renovables sea sostenible y autosuficiente, que contribuya a mitigar el impacto que generan las actividades económicas del país al medio ambiente en general (Jiménez, 2012)”


En el Plan se definen siete Áreas Estratégicas de Articulación Presidencial (Capítulo IV):

Innovación, competitividad y productividad

Infraestructura, movilidad y ordenamiento territorial

Seguridad humana

Salud y seguridad social

Educación para el desarrollo sostenible y la convivencia

Economía para la estabilidad y el crecimiento inclusivo

Desarrollo territorial

En el Área Estratégica de Infraestructura, movilidad y ordenamiento territorial, el ICE es llamado a colaborar en la Intervención Estratégica denominada Descarbonización del Transporte, cuyo objetivo es “Contribuir a la descarbonización del transporte construyendo infraestructura nacional de centros de recarga eléctrica, aumentando la flotilla de vehículos eléctricos y fomentando los estudios en combustibles de bajas emisiones”.

3.1.2 VII Plan Nacional de Energía (VII PNE)

El VII PNE es el instrumento de política pública en donde se establecen las acciones que el sector energía desarrollará en los próximos 15 años.

El VII PNE fue oficializado en la administración Solís Rivera (2014-2018) y durante la administración Alvarado Quesada 2019-2022 se decidió mantener su vigencia, ajustándolo a las nuevas normativas, políticas y planes establecidos.

La conceptualización del VII PNE consideró los objetivos sectoriales del Plan Nacional de Desarrollo 2015-2018, enfocados en fomentar las acciones frente al cambio climático global y suplir la demanda de energía del país mediante una matriz energética que asegure el suministro óptimo y continuo de energía. El Plan también contempla los procesos de participación ciudadana que se desarrollaron durante el “Diálogo Nacional de Energía”, enfocados a considerar la diversidad de visiones y criterios sobre la realidad energética nacional de diversos actores sociales y económicos.

El Plan Nacional de Energía establece la política energética nacional, mediante un programa de acciones estratégicas orientadas a satisfacer las necesidades energéticas del país, respetando los principios de desarrollo sostenible al equilibrar los objetivos económicos, ambientales y sociales para lograr el bienestar de la población actual y futura.

Actualización del VII PNE

La actualización del VII PNE busca incorporar los cambios del entorno en la planificación del sector energía, responder a las nuevas orientaciones establecidas en el PNDIP, el Plan Nacional de Descarbonización 2018-2050 y el Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030 (PNTE). Dicha actualización, mantuvo la estructura original, así como la organización por ejes estratégicos y únicamente se actualizaron las metas y acciones establecidas para atender estos nuevos lineamientos. De forma similar al proceso anterior, este plan toma en cuenta propuestas de instituciones y empresas del sector energía, recomendaciones derivadas del proceso de adhesión a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), informes de la Contraloría General de la República (CGR) y otras directrices vigentes.


La política energética del VII Plan Nacional de Energía 2015-2030 y su actualización está orientada a la sostenibilidad energética con un bajo nivel de emisiones. Con esto se entiende que el país debe aspirar a contar con un sistema energético nacional con un bajo nivel de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), basado en el uso de fuentes limpias y renovables, en condiciones de absorber los aumentos en la demanda de manera consistente, con precios competitivos en el entorno internacional y capaz de sustentar el bienestar de la mayoría de la población.

Las principales orientaciones para el sector electricidad definidas en el VII PNE son las siguientes: introducir cambios en el Sistema Eléctrico Nacional para elevar la eficiencia energética, el ahorro y lograr un mejor manejo de la demanda eléctrica; estimular el desarrollo de la generación distribuida y el autoconsumo de electricidad; actualizar el marco jurídico e institucional especializado en promover la eficiencia energética; mejorar los métodos de cálculo de las tarifas de electricidad y elevar la eficiencia de la gestión de las entidades públicas del sector electricidad.

Ejes estratégicos del VII PNE

El Plan está articulado en siete ejes estratégicos, cuatro de los cuales corresponden al subsector de electricidad. Seguidamente se presentan los objetivos de estos cuatro ejes:

Eje 1: En la senda de la eficiencia energética

Se enfoca en el logro de un mayor nivel de eficiencia de la matriz eléctrica actual. Los objetivos apuntan tanto al aumento en la eficiencia por el lado de la demanda, como al aumento de la eficiencia energética por el lado de la oferta.

Eje 2: En procura de una generación distribuida óptima

Apunta hacia la apertura de condiciones reales para que consumidores residenciales y empresariales de electricidad participen a pequeña escala en la generación de electricidad, de manera que puedan producir total o parcialmente la energía que consumen.

Eje 3: En la ruta de la sostenibilidad de la matriz eléctrica

Tiene como objetivo elevar la eficiencia general del Sistema Eléctrico Nacional y contribuir al logro de los objetivos ambientales y sociales del PNE. Busca aumentar la capacidad de la matriz eléctrica para atender el crecimiento de la demanda, gestionar la competitividad de los precios de la electricidad, diversificar las fuentes de energía para la producción de electricidad, elevar los beneficios para el país que se puedan derivar de su participación en el MER y fortalecer la capacidad de planificación estratégica del subsector energía. Se plantean los siguientes objetivos estratégicos:

1. Asegurar el abastecimiento eléctrico del país de manera permanente y con calidad. 2. Gestionar la competitividad de los precios de la electricidad. 3. Diversificar las fuentes de energía para la producción de electricidad. 4. Fortalecer la capacidad de planificación estratégica del subsector energía. 5. Mejorar las condiciones de participación en el mercado regional.

Dentro del objetivo estratégico “Asegurar el abastecimiento eléctrico del país de manera permanente y con calidad”, se plantea la siguiente acción estratégica:


“Actualizar cada dos años el Plan de Expansión de la Generación basado en energías renovables, considerando nuevas opciones de generación con tecnologías alternativas y optimizando los criterios técnicos, económicos y socio ambientales.”

Eje 4: En torno a la sostenibilidad del desarrollo eléctrico

El objetivo es mejorar la capacidad institucional requerida para atender los aspectos ambientales del sector de energía: la normativa ambiental, los trámites de la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA) y la explicitación de los costos ambientales reconocibles mediante tarifas de electricidad.

3.2 POLÍTICAS DEL SISTEMA DE GENERACIÓN DEL ICE

La política del ICE para el desarrollo del sistema de generación está enmarcada dentro de los lineamientos establecidos en las políticas nacionales sobre energía.

La planificación de la expansión del sistema de generación pone especial énfasis en los siguientes aspectos:

Ambiente y Desarrollo

La consideración cuidadosa de los impactos ambientales y sociales debe estar integrada con el planeamiento y diseño de cada uno de los proyectos de generación propuestos para el plan. Se busca un desarrollo eléctrico que minimice los impactos negativos y potencie los positivos, procurando su sostenibilidad.

Dependencia del Petróleo

El uso de combustibles fósiles en el sistema eléctrico costarricense es extraordinariamente bajo, se busca mantener esa condición a largo plazo para minimizar la dependencia de los derivados del petróleo, dada la volatilidad de los precios y la incertidumbre de su evolución futura.

Fuentes Renovables

Las fuentes renovables cumplen la doble función de reducir la dependencia del petróleo y de permitir un desarrollo limpio y sustentable. Se busca continuar diversificando las fuentes de generación para reducir la vulnerabilidad a las variaciones naturales de los recursos renovables.

Mercado Eléctrico Regional

El Mercado Eléctrico Regional amplía las opciones del sistema eléctrico nacional. Se busca fomentar el crecimiento del MER a través de la participación activa del país.

Costo de la Energía

El sistema de generación deberá satisfacer las necesidades de energía eléctrica del país, en calidad y cantidad, al menor costo posible.


Sostenibilidad energética

La matriz eléctrica renovable del país debe servir de base para los planes de electrificación del transporte en Costa Rica.

3.2.1 Plan de Expansión de la Generación

El Plan de Expansión de la Generación (PEG) es el marco de referencia para los principales propósitos de planeamiento de mediano y largo plazo, de los participantes en el sector eléctrico del país. El PEG es formulado por el ICE cada dos años como parte de un ciclo de planificación con el cual se confirma la estrategia de desarrollo planteada en procesos anteriores o se proponen nuevas líneas o esquemas de desarrollo de la generación en el país.

Este marco de referencia permite a los participantes del sector eléctrico en cualquiera de sus áreas, conocer las estrategias de desarrollo eléctrico que el país analiza, las posibilidades de las diferentes opciones tecnológicas y las necesidades de recursos en el futuro.

Los planes de expansión del ICE se sujetan a los lineamientos de las políticas energéticas del país, expresados en los planes nacionales de desarrollo y de energía. No obstante, también se calculan planes no conformes con la política, con el propósito de explorar otras alternativas que requerirían cambios de política.

El Plan de Expansión de la Generación es el producto de la optimización de la mejor combinación de tecnologías y fuentes de generación disponibles para el país en un horizonte de tiempo, definido normalmente de 15 a 20 años.

3.2.2 Configuración del Sistema de Generación

El sistema de generación está estructurado como un servicio público regulado, donde el ICE es responsable por mandato legal, de procurar la satisfacción de las necesidades de energía eléctrica que el desarrollo del país demande.

El ICE es una institución autónoma del Estado costarricense, verticalmente integrada en generación, transmisión y distribución. Además de poseer la mayor capacidad en plantas de generación, opera la red de transmisión y distribuye cerca del 40% de la energía eléctrica. También es el propietario accionario de la empresa distribuidora más grande del país, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A.(CNFL).

En la actividad de generación participan otras empresas. La generación privada o independiente, a través de contratos de largo plazo, provee de energía al sistema de generación del ICE, y seis de las otras siete distribuidoras tienen plantas de generación para abastecer parte de la demanda de sus clientes.

El ICE participa como único agente del sistema costarricense en el Mercado Eléctrico Regional.


La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) vela por la calidad y el precio de los servicios públicos prestados por el ICE y las demás empresas del sector eléctrico.

La Secretaría de Planificación del Subsector Energía (SEPSE) es un órgano adscrito al Ministerio de Ambiente y Energía. Es responsable de formular y promover la planificación energética nacional mediante políticas y acciones estratégicas que integran los combustibles y la energía eléctrica. Los planes nacionales de energía son elaborados por la SEPSE.


4 SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) está conformado por los Sistemas de Generación, Transmisión y Distribución. Todos los elementos del SEN están completamente interconectados en un solo sistema de transmisión.

El ICE es el mayor productor de energía eléctrica, posee y administra la mayor parte del Sistema de Transmisión y es el encargado de distribuir energía a los clientes finales en una gran parte del territorio nacional. Asimismo, es el responsable de la planificación y la operación integrada del SEN. Por ley constitutiva, le corresponde velar por el suministro de la energía eléctrica que el desarrollo del país demanda. Es el único agente de Costa Rica autorizado para participar en el Mercado Eléctrico Regional.

En el campo de la generación de energía, además del ICE participan generadores privados y la mayor parte de las empresas distribuidoras. De igual manera, la distribución es responsabilidad de un grupo importante de empresas de carácter público y cooperativas.

4.1 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN

4.1.1 Sistema de Generación

La generación de electricidad en Costa Rica la realizan siete empresas de servicio público y 37 generadores privados3, siete de los cuales responden a contratos bajo el esquema BOT4. Las empresas de servicio público que tienen generación son el ICE, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL, subsidiaria del ICE) la Junta Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC), la Empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH), la Cooperativa de Electrificación de San Carlos (COOPELESCA), la Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste (COOPEGUANACASTE) y la Cooperativa de Electrificación Rural Los Santos (COOPESANTOS R.L.).

La capacidad instalada del sistema eléctrico a diciembre del 2019 fue de 3 566 MW de potencia de placa5, de los cuales un 66% corresponde a plantas hidroeléctricas, 13% a plantas térmicas, 12% a plantas eólicas, 7% a plantas geotérmicas, 2% a bagazo y 0.1% a solar6. Ver Figura 4.1.

De la capacidad instalada al año 2019, el ICE opera un 69% con plantas propias y un 19% con plantas contratadas a generadores privados independientes (9% bajo la figura BOO y

3 En operación comercial a diciembre 2019. Informe mensual de Generación y Demanda a diciembre 2019. ICE-CENCE. 4 BOT: Construir, Operar y Transferir, por sus siglas en inglés (Built, Operate and Transfer). 5 ICE. Informe Anual de Generación y Demanda 2019. Centro Nacional de Control de Energía CENCE. 6 Los datos no incluyen la instalación solar asociada a generación distribuida que se estimó en el orden de 50 MW a diciembre 2019. Informe del Crecimiento e Impacto de la Generación Distribuida en Costa Rica, Dirección Planificación y Desarrollo Eléctrico, ICE.


10% corresponden a un esquema BOT). Las empresas distribuidoras operan plantas que alcanzan el 12% de la capacidad instalada.

La máxima demanda de potencia en el año 2019 fue de 1 716 MW y se registró el 21 de febrero a las 18:30 horas. En relación con el 2018, se dio una disminución del 0.38%.

La Figura 4.1 muestra el porcentaje de la capacidad instalada (potencia de placa) por fuente del año 2019. En la Figura 4.2 se muestra el porcentaje de generación bruta por fuente, sin intercambios, para el mismo año.

Figura 4.1 - Capacidad instalada

Figura 4.2 - Generación por fuente

El consumo nacional del año 2019, incluyendo los intercambios, fue de 11 334 GWh, 2% más de lo demandado en el 2018. La generación del sistema fue de 11 313 GWh, lo que

Hidroeléctrico66%

Geotérmico7%

Eólico12%

Bagazo2%

Solar0.15%

Térmico13%

Sistema Eléctrico Nacional Capacidad Instalada 2019

Capacidad instalada 3 566 MW

Hidro69%

Geot13%

Eólico16%

Bagazo1%

Solar0.1% Térm

1%

Sistema Eléctrico Nacional Generación 2019

Producción bruta 11 313GWh


corresponde a 0.4% menos que lo producido en el 2018. Los intercambios netos fueron 21 MWh7, como se muestra en la Figura 4.3.

El ICE contribuyó a la generación total con un 61% y los generadores privados con un 26%, de los cuales el 13% se genera bajo la modalidad BOT. El restante 13 % fue producido por las empresas distribuidoras.

Figura 4.3 Intercambios de energía

La generación eléctrica del país de los últimos años ha sido renovable en casi un 100%, sin embargo, la capacidad térmica instalada es un elemento imprescindible para asegurar la capacidad de respaldo del sistema en períodos hidrológicos críticos. En la Figura 4.4 se muestra el porcentaje histórico de uso de las diferentes fuentes para generación eléctrica en Costa Rica. Se observa que durante los primeros años de la década de los 80, luego de la construcción del complejo Arenal, prácticamente no se utilizó generación térmica. Posteriormente, el uso de los recursos térmicos se incrementó hasta alcanzar un máximo del 17.5% en el año 1994, debido en parte a una fuerte sequía. En el período comprendido entre 1996 y 2006, gracias a la contribución de la energía geotérmica y a la introducción de la energía eólica, así como a la ocurrencia de condiciones hidrológicas favorables, la generación térmica fue mínima. Los años previos al 2014 se caracterizaron por una baja aportación de caudales que provocó un aumento de la generación térmica, situación que se revirtió en el año 2015 en que la generación con hidrocarburos fue del orden del 1% y casi nula en el 2019, con 0.84%. Esta caída en la generación térmica se debe a varias razones, entre ellas la entrada en operación del PH Reventazón, una mayor diversificación de las fuentes del Sistema de Generación y la reducción del crecimiento de la demanda.

Estos porcentajes miden la generación anual acumulada. Se debe tener presente que aun en años de muy baja utilización, siempre habrá períodos cortos de tiempo donde es indispensable el aporte de potencia térmica para satisfacer la demanda.

7 INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Informe Anual de Generación y Demanda 2019. Centro Nacional de Control de Energía CENCE.

Importación MWh

Producción 733,306 Demanda nacional

11,312,854 11,334,112

MWh Exportación MWh MWh

712,047

INTERCAMBIOS SEN 2019


Figura 4.4 Generación histórica por fuente

4.1.2 Sistema de Transmisión

El Sistema de Transmisión se extiende desde Peñas Blancas (frontera con Nicaragua) hasta Paso Canoas (frontera con Panamá) y desde Sixaola en el Caribe hasta Santa Cruz, en la Península de Nicoya. Desde 1996 desaparecieron los sistemas de distribución aislados y el Sistema Eléctrico Nacional cubre todo el país.

El sistema se interconectó por primera vez con Nicaragua en 1982 y con Panamá en 1986. En el 2011 se conectó el circuito del Anillo de la Amistad. En octubre del 2014 entró en operación el último tramo de la línea SIEPAC, que une los seis países de la región centroamericana.

Según el Plan de Expansión de la Transmisión vigente8, a junio del 2019, la red de transmisión disponía de un total de 2 379 km de líneas de transmisión, de los cuales 1 725 corresponden a enlaces de 230 kV y 654 km a enlaces de 138 kV.

La capacidad de transformación del país es de 10 921 MVA, de los cuales 4 594 MVA corresponden a transformadores reductores, 4 156 MVA a elevadores, 2 091 MVA a autotransformadores y 80 MVA a reactores para control de tensión.

En la Figura 4.5 se muestra el mapa con la configuración del Sistema de Transmisión actualizado al año 2019.

8 INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Plan de Expansión de la Transmisión 2019-

2029. Negocio de Transmisión. Proceso Expansión de la Red. Setiembre 2019.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

19

56

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58

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10

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14

20

16

20

18

Generación Histórica por Fuente1956 - 2019

Hidro Geot Eólic Biom Térm


Figura 4.5 Sistema Transmisión Costa Rica

4.1.3 Sistema de Distribución

La distribución y comercialización de energía eléctrica en Costa Rica es responsabilidad de ocho empresas de servicio público. Estas empresas son el ICE y su subsidiaria la CNFL, las dos empresas municipales ESPH y JASEC y las cooperativas de electrificación rural de Guanacaste, San Carlos, Los Santos y Alfaro Ruiz, denominadas respectivamente COOPEGUANACASTE, COOPELESCA, COOPESANTOS Y COOPEALFARO.

En la Figura 4.6 se indica el área de servicio de cada una de las empresas distribuidoras.


Figura 4.6 Áreas de concesión de servicio de las distribuidoras

4.1.4 Despacho de energía

La operación del SEN es responsabilidad del Centro Nacional de Control de Energía (CENCE) del ICE. El funcionamiento del Sistema de Generación y el de Transmisión debe cumplir con los criterios de calidad, seguridad y desempeño preestablecidos.

Las empresas distribuidoras despachan sus plantas propias. El resto de las unidades generadoras son despachadas por el CENCE. Todas las unidades generadoras conectadas al SEN están sujetas a las órdenes del CENCE en lo relativo a aspectos de calidad y seguridad.

4.2 COBERTURA ELÉCTRICA

El grado de cobertura eléctrica es un índice que muestra el acceso de la población al servicio eléctrico. Se calcula como el cociente de las viviendas con acceso a redes eléctricas, entre el total de viviendas del país.


La evolución de la cobertura se muestra en la Figura 4.7. La cobertura9 al año 2019 fue de 99.4%.

Todas las empresas distribuidoras del país, que contribuyen a alcanzar la cobertura indicada, están servidas por el Sistema de Transmisión o por circuitos del sistema de distribución del ICE.

Figura 4.7 Evolución de la cobertura eléctrica. 1970-2019

En la Figura 4.8 se presenta el índice de cobertura por provincia.

9 Índice de Cobertura Eléctrica. ICE. Planificación y Desarrollo Eléctrico. Expansión del Sistema. Octubre 2017.

47.3

57.7

70.6

83.590.0 92.7

97.1 98.1 99.1 99.3 99.4

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20

16

20

18

Po

rce

nta

je

Indice de cobertura eléctrica. 1970-2019


Figura 4.8 Cobertura eléctrica por provincia

4.3 VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Las ventas de energía de las empresas distribuidoras a sus clientes en el año 2019 fueron de 10 063 GWh10. Un total de catorce clientes están conectados en Alta Tensión (AT) y tuvieron un consumo de 236 GWh, un 2.3% de la demanda total antes indicada.

La participación en ventas de los sectores Residencial, General, Industrial, Alta Tensión y Alumbrado Público se muestran en la Figura 4.9 y los precios medios de venta para cada sector11 se indican en la Figura 4.10.

10 ICE. Registro histórico de ventas. 11 Para el sector de alumbrado público el precio se refiere al costo del servicio por unidad de energía consumida.


Figura 4.9 Energía demandada por sector de consumo

Figura 4.10 Evolución del precio medio por sector de consumo

En la Figura 4.11 se muestra la participación12 de cada empresa en el sistema nacional.

12 Instituto Costarricense de Electricidad. Datos de Informe Mensual de Ventas de Energía Eléctrica por Empresa Distribuidora y Sector de Consumo. Diciembre 2017.

Residencial38.9%

General 36.9%

Industrial19.2%

Alta Tensión 2.3%

Alumbrado Público 2.6%

Ventas de energía por sector de consumo.2019

0

20

40

60

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200

0

200

1

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3

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5

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6

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7

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9

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201

1

2012

201

3

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4

201

5

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6

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7

201

8

201

9

co

lon

es c

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sta

tne

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01

9/K

Wh

Precios de la energía por sector de consumo. Colones constantes (promedio 2019/KWh)

Residencial General

Alumbrado público Industria total


Figura 4.11- Ventas de energía por empresa distribuidora

4.4 SERVICIO EN ZONAS REMOTAS FUERA DE LA RED

En zonas remotas no cubiertas por las redes de las empresas de distribución, el ICE ha instalado paneles solares y otros sistemas pequeños de generación para atender necesidades elementales de energía en casas y pequeños caseríos.

Mediante el Programa de Electrificación Rural con Fuentes de Energía Renovable, desde 1998 hasta mayo del 2019, el ICE instaló 5 132 paneles solares con una potencia de 663 kW. Con ello se atienden Equipos Básicos de Atención Integral en Salud (EBAIS) y otros establecimientos estratégicos en las zonas sin acceso a la red. En la Tabla 4.1 se muestran los equipos en operación y en Figura 4.12 la distribución territorial.

Tabla 4.1

ICE 42%

CNFL 36%

ESPH 6%

JASEC 6%

CoopeGuanacaste 4% Coopelesca 5% CoopeSantos 1%CoopeAlfaro

0.3%

Ventas de energía por Empresa Distribuidora. 2017

Residenciales 4 112

Escuelas 479

Telesecundarias 55

Ebais 43

Puestos fronterizos de seguridad 79

Teléfonos públicos administrados 48

Otras aplicaciones comunales 147

Albergues de áreas silvestres protegidas 169

Total 5 132

Comunidades beneficiadas 384

Potencia instalada (kW) 663

Electrificación rural con fuentes renovables

Paneles instalados

1998 a mayo 2020


Figura 4.12 Ubicación de localidades con equipos aislados


5 GENERALIDADES DE LA DEMANDA ELÉCTRICA

5.1 DEMANDA TOTAL DE ENERGÍA Y DEMANDA ELÉCTRICA

La electricidad suple cerca de la quinta parte de las necesidades finales de energía del país13. La demanda relativa por sector y fuente se muestra en la Figura 5.1.

De los 171 000 terajulios14 que consumió el país en el año 2019, el 21% fue cubierto con electricidad, mientras que los combustibles fósiles se usaron para suplir el 65% de la demanda final de energía. La biomasa residual de los procesos agroindustriales, como el bagazo y la cascarilla del café, aportó un 7.4%. La participación de la leña, que es una fuente no comercial de energía, llegó al 5%.

El sector que consume más energía es el de transporte, que demanda el 54% de la energía total, seguido por el industrial con una demanda de 21% y el residencial con una demanda de 12%.

Figura 5.1 Consumo de energía en Costa Rica. Año 2019

En la Figura 5.2 se muestra el consumo de cada sector de acuerdo con la fuente energética. Como puede observarse, el sector transporte depende en un 100% de los hidrocarburos.

El sector industrial también usa intensivamente los combustibles fósiles, que cubren el 32% de sus necesidades. El 49% de la energía consumida por este sector proviene de la biomasa (residuos vegetales y leña) y el 19% de la electricidad. Esta última se utiliza principalmente para fuerza motriz, mientras que los hidrocarburos se usan para la generación de calor y vapor y la biomasa para la industria de producción de alimentos.

13 Datos del Balance Energético Nacional de Costa Rica 2019. SEPSE. Octubre 2020. 14 Un Terajulio es igual a 1012 julios y equivale a 3 600 000 kWh.

Transporte54%

Industria21%

Residencial12%

Servicios4%

Público 3%Comercial

3% Agropecuario2%

Otros 1%

Consumo final por sector. 2019

Derivados de petróleo

65%

Electricidad21%

Biomasa8%

Leña 5% Otros 1%

Consumo final por fuente. 2019


En el sector residencial, comercial y de servicios se utiliza ampliamente la electricidad, en un 71%, 37% y 92% respectivamente. La leña tiene todavía una participación muy importante en los hogares rurales, fundamentalmente para la cocción.

Figura 5.2 Consumo por sector y fuente energética, año 2019

5.2 EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA

En el año 2020 se presenta la contracción más fuerte que ha tenido la demanda eléctrica del país en toda su historia. La pandemia del COVID-19 ha afectado profundamente todos los sectores de la economía nacional, incluyendo el sector eléctrico. Esta situación ha sido similar en la mayor parte de las economías mundiales.

Aparte del efecto de la pandemia, Costa Rica muestra desde hace poco más de una década una demanda eléctrica caracterizada por crecimientos deprimidos en casi todos los sectores de consumo, como se explica seguidamente.

En el período de 1990 al 2006, la demanda eléctrica nacional creció a un ritmo promedio anual del 5.5%. A partir del 2007 la tasa de crecimiento se redujo y llegó a ser negativa en el 2009 cuando se desencadenó la crisis económica mundial. Varios aspectos contribuyeron a la modificación del ritmo de crecimiento de la demanda, entre ellos:

Cambio en los patrones de consumo de la población.

Generación distribuida.

Políticas de eficiencia energética.

Migración de la industria de procesos de manufactura a servicios.

Contracción económica.

En el 2016 se observó una leve recuperación con un crecimiento en las ventas a cliente final de 3.8% anual, pero en el 2017 y 2018 volvió a caer con crecimientos de 1.2% y 0.9% respectivamente. En el 2019 reportó un crecimiento de 1.7% y finalmente la pandemia del COVID-19 provocó un decrecimiento de -3% para el año 2020.

0

20

40

60

80

100

Transporte Industria Residencial Servicios Público Comercial Agropecuario Consumo noidentificado

(otros)

TJ X

103

Consumo total de energía por sector y fuente. 2019

Leña Electricidad Otra biomasa Fósiles


En cuanto a la demanda de generación15, el crecimiento ha sido de 3.1% en el 2016, 0.8% en el 2017, 0.9% en el 2018, 2% en el 2019 y -2.6% en el 2020.

En la Figura 5.3 se observa el crecimiento histórico de la demanda de generación del país. El comportamiento es similar al de las ventas a cliente final porque las pérdidas son relativamente pequeñas.

Estas condiciones erráticas y deprimidas de crecimiento imponen grandes retos a la planificación de la expansión.

Figura 5.3 Crecimiento histórico de la demanda de generación

5.3 COMPORTAMIENTO HORARIO Y ESTACIONAL DE LA DEMANDA

La demanda eléctrica agregada de todo el país tiene un patrón horario muy marcado, y un consumo estacional prácticamente constante.

Las curvas de carga horarias también tienen un patrón semanal, donde los días laborales de lunes a viernes presentan una demanda mayor que los sábados y domingos. Durante la mañana la demanda va creciendo hasta alcanzar un primer pico cerca del mediodía, seguido de un segundo pico más fuerte al anochecer, separados por un altiplano que cada año tiende a elevarse.

Con el crecimiento del mercado nacional, ha mejorado el factor de carga del sistema. Es natural que conforme aumenta el tamaño y la diversidad de la demanda, las curvas de carga

15 La demanda de generación es mayor que la demanda de ventas a cliente final. Se refiere a la generación sin contar las pérdidas de transmisión y distribución.

-4%

-2%

0%

2%

4%

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6

197

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Wh

Crecimiento histórico de la demanda de generación 1976-2020

Porcentaje Crecimiento Demanda Generación nacional


tiendan a achatarse. A inicios de los años 80, el factor de carga16 era inferior al 60%, mientras que para el año 2019 alcanzó el 75%. En la Figura 5.4 se presenta la curva de carga para días laborables del 2019 y se compara con curvas de años anteriores.

Figura 5.4 Demanda promedio día laboral

Estacionalmente hay muy poca diferencia en la demanda promedio diaria, como puede comprobarse en la Figura 5.5.

Figura 5.5 Comportamiento estacional de la demanda

16 El factor de carga del sistema eléctrico se define como la demanda de energía dividida entre la energía que podría entregar el sistema si funcionara a plena carga durante el período de tiempo considerado.

0,40

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ma

Demanda promedio de lunes a viernes

2019 2015 2014 2013 2012 2007 1999

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

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

GW

h d

iari

os

Energía promedio diaria por mes. Año 2019


6 PROYECCIONES DE DEMANDA

Las proyecciones de demanda eléctrica que alimentan los estudios de expansión de la generación de largo plazo, son calculadas por el ICE para cada ciclo de planificación. Las proyecciones utilizadas para la formulación del presente plan de expansión de la generación fueron elaboradas en abril del 202017 y ajustadas en el mes de junio para considerar los efectos de la pandemia, a partir de la información recopilada en las primeras semanas de afectación en el país. El documento completo se publicó en diciembre del mismo año.

Con el objeto de dotar de mayor robustez al proceso de planificación de la expansión, ante la inherente incertidumbre de las estimaciones del futuro, se estiman proyecciones para tres escenarios de crecimiento: medio, alto y bajo.

6.1 METODOLOGÍA USADA EN LA PROYECCIÓN

La demanda se estima proyectando por separado el crecimiento de cuatro sectores de consumo: Residencial, General, Industria y Alumbrado Público. A partir de las proyecciones de la demanda de cada sector, se obtiene la demanda agregada nacional de Costa Rica.

La demanda de electricidad futura se elabora en función de proyecciones de variables macroeconómicas y demográficas. A partir de escenarios de desarrollo de la actividad macroeconómica del país, del precio de la energía y del crecimiento de la población, se deriva la demanda eléctrica de los sectores de consumo usando una combinación de modelos de simulación para el corto y largo plazo.

Para la estimación de la demanda de corto plazo, correspondiente a los dos primeros años de proyección, se utilizó el modelo Holt-Winters aditivo. Para la demanda de largo plazo, correspondiente a los años posteriores, se utilizan modelos de redes neuronales, técnica de inteligencia artificial que trata de emular el comportamiento del cerebro humano y sus neuronas mediante algoritmos matemáticos18. La red adquiere conocimiento de la demanda de energía eléctrica de cada sector de consumo por medio de un proceso de aprendizaje a partir de series de datos históricos.

Las variables que alimentan los modelos de demanda de largo plazo se refieren a los siguientes elementos:

Cantidad de clientes residenciales.

Cantidad de clientes del Sistema Eléctrico Nacional.

Precio medio de la electricidad para cada sector.

Variables macroeconómicas del país (Valor Agregado Industrial y Valor Agregado Comercial).

Demanda histórica por sector de consumo.

17 INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Proyecciones de la demanda eléctrica de Costa Rica 2020-2040. Expansión del Sistema, Planificación y Desarrollo Eléctrico. Diciembre 2020. 18 La técnica fue desarrollada en la década del 70 y tiene uso en varias disciplinas, una de ellas la formulación de pronósticos.


Las variables utilizadas en cada sector de consumo se resumen en la Tabla 6.1.

Tabla 6.1 Variables explicativas de la demanda eléctrica de largo plazo

Las simulaciones con redes neuronales proveen una estimación de las ventas a clientes finales en cada sector de consumo. A esta estimación se le aplican factores de pérdidas y de carga del sistema para estimar la demanda de generación y potencia máxima del sistema.

6.2 PROYECCIÓN DE DEMANDA 2020-2040

Las proyecciones de demanda utilizadas en el PEG2020-2035 se presentan en la Tabla 6.2 y en la Tabla 6.3 se muestran los porcentajes de crecimiento anual.

En cada proceso de proyecciones de demanda se preparan tres escenarios de crecimiento, alto, medio y bajo. Los planes de expansión de la generación normalmente se formulan para el escenario medio de demanda, pero debido a los impactos del COVID-19, por primera vez el Plan de Expansión de la Generación se formula a partir del escenario bajo de demanda.

Como en la mayor parte de los países del mundo, el efecto de la pandemia en las ventas de electricidad fue inmediato y consecuente con las medidas restrictivas tomadas por el Gobierno.

El primer caso de contagio en Costa Rica se registró a inicio de marzo y en el mes de junio se estimó una caída en la demanda de -3.6% para el año 2020. El escenario bajo de demanda fue ajustado en el corto plazo con base en las primeras señales del nivel de contracción de la demanda del país. Se ajustó el nivel de demanda de los años 2020, 2021 y 2022.

La demanda de energía corresponde al acumulado de energía anual y se expresa en GWh. La demanda de potencia es el valor de la máxima potencia esperada en el año, y se expresa en MW. Los tres escenarios obtenidos para el largo plazo se grafican en la Figura 6.1.

VENTAS

HISTORICAS

Clientes

Residen

Clientes

SENEn KWh Residencial General Industria

Alumbrado

PúblicoVAI VACA

Residencial X X X

General X X X

Industria X X X

Alumbrado Público X X X

Precio: precio medio ponderado del precio de venta al cliente final

VAI: Valor Agregado Industrial

VACA: Valor agregado comercial ampliado

VARIABLES DE ENTRADA DE LA PROYECCION DE DEMANDA DE LARGO PLAZO

PRECIO DE LA ENERGIAVARIABLES

MACROECONOMICAS SECTOR DE

CONSUMO

NUMERO DE

CLIENTES


Tabla 6.2 Proyecciones de demanda en ventas, transmisión y generación

Factor

Totales Trans carga

Bajo Base Alto Bajo Base Alto Bajo Base Alto Bajo Base Alto Bajo Base Alto

2016 11.4% 3.1% 74.3% 9,688 9,688 9,688 10,594 10,594 10,594 1,623 1,623 1,623 10,932 10,932 10,932 1,675 1,675 1,675

2017 11.0% 3.3% 74.3% 9,805 9,805 9,805 10,655 10,655 10,655 1,636 1,636 1,636 11,019 11,019 11,019 1,692 1,692 1,692

2018 11.0% 3.0% 73.9% 9,893 9,893 9,893 10,778 10,778 10,778 1,664 1,664 1,664 11,115 11,115 11,115 1,716 1,716 1,716

2019 11.2% 1.4% 75.4% 10,063 10,063 10,063 11,177 11,177 11,177 1,692 1,692 1,692 11,334 11,334 11,334 1,716 1,716 1,716

2020 11.2% 1.4% 75.8% 9,695 10,150 10,206 10,768 11,274 11,336 1,618 1,693 1,703 10,920 11,432 11,495 1,640 1,717 1,727

2021 11.2% 1.4% 76.2% 9,987 10,344 10,401 11,093 11,489 11,553 1,663 1,722 1,732 11,249 11,651 11,716 1,686 1,746 1,756

2022 11.2% 1.4% 76.5% 10,279 10,525 10,583 11,417 11,691 11,755 1,703 1,743 1,753 11,578 11,855 11,921 1,727 1,768 1,778

2023 11.2% 1.4% 76.9% 10,571 10,731 10,829 11,741 11,920 12,028 1,742 1,769 1,785 11,907 12,088 12,198 1,767 1,794 1,810

2024 11.2% 1.4% 77.3% 10,699 10,950 11,095 11,884 12,162 12,323 1,750 1,791 1,815 12,051 12,333 12,497 1,775 1,816 1,840

2025 11.2% 1.4% 77.7% 10,828 11,179 11,375 12,027 12,417 12,634 1,767 1,824 1,856 12,197 12,592 12,812 1,792 1,850 1,882

2026 11.2% 1.4% 77.9% 10,953 11,413 11,665 12,166 12,676 12,956 1,782 1,857 1,898 12,337 12,855 13,139 1,807 1,883 1,925

2027 11.2% 1.4% 78.2% 11,073 11,649 11,967 12,299 12,939 13,292 1,796 1,890 1,941 12,472 13,122 13,479 1,822 1,916 1,969

2028 11.2% 1.4% 78.4% 11,187 11,889 12,260 12,426 13,206 13,617 1,804 1,918 1,977 12,601 13,392 13,809 1,830 1,945 2,005

2029 11.2% 1.4% 78.6% 11,302 12,132 12,556 12,553 13,476 13,946 1,822 1,956 2,025 12,730 13,666 14,143 1,848 1,984 2,053

2030 11.2% 1.4% 78.9% 11,416 12,379 12,875 12,680 13,749 14,300 1,835 1,990 2,070 12,859 13,943 14,502 1,861 2,018 2,099

2031 11.2% 1.4% 79.0% 11,536 12,626 13,184 12,813 14,024 14,644 1,851 2,026 2,115 12,994 14,221 14,851 1,877 2,054 2,145

2032 11.2% 1.4% 79.2% 11,653 12,871 13,495 12,943 14,296 14,990 1,861 2,055 2,155 13,126 14,497 15,201 1,887 2,084 2,185

2033 11.2% 1.4% 79.3% 11,770 13,109 13,808 13,073 14,560 15,337 1,881 2,095 2,207 13,258 14,766 15,553 1,907 2,124 2,238

2034 11.2% 1.4% 79.5% 11,892 13,339 14,108 13,208 14,816 15,670 1,897 2,127 2,250 13,395 15,025 15,890 1,923 2,157 2,282

2035 11.2% 1.4% 79.7% 11,997 13,555 14,369 13,325 15,056 15,960 1,909 2,157 2,287 13,513 15,268 16,185 1,936 2,188 2,319

2036 11.2% 1.4% 79.7% 12,098 13,753 14,636 13,438 15,276 16,256 1,918 2,181 2,321 13,627 15,492 16,485 1,945 2,212 2,353

2037 11.2% 1.4% 79.8% 12,196 13,934 14,857 13,547 15,477 16,502 1,937 2,213 2,360 13,738 15,695 16,734 1,965 2,245 2,393

2038 11.2% 1.4% 79.9% 12,287 14,098 15,067 13,647 15,659 16,735 1,950 2,237 2,391 13,839 15,879 16,971 1,977 2,269 2,425

2039 11.2% 1.4% 80.0% 12,364 14,245 15,258 13,733 15,822 16,947 1,960 2,258 2,419 13,927 16,045 17,186 1,988 2,290 2,453

2040 11.2% 1.4% 80.1% 12,435 14,378 15,423 13,812 15,970 17,131 1,964 2,271 2,436 14,007 16,195 17,372 1,992 2,303 2,470

Nota: demanda baja ajustada por efectos de la pandemia del COVID-19

Año

VENTAS SEN TRANSMISION GENERACION

ENERGÍA, GWh POTENCIA, MW ENERGÍA, GWh POTENCIA, MW

Pérdidas (%)

ENERGÍA, GWh

PROYECCIONES DE DEMANDA EN VENTAS, GENERACION Y TRANSMISION (2020-2040)


Tabla 6.3 Porcentaje de crecimiento de la demanda de energía y potencia (2020-2040)

Bajo Base Alto

Bajo Base Alto Bajo Base Alto Bajo Base Alto Bajo Base Alto

2017 1.2% 1.2% 1.2% 0.6% 0.6% 0.6% 0.8% 0.8% 0.8% 0.8% 0.8% 0.8% 1.1% 1.1% 1.1%

2018 0.9% 0.9% 0.9% 1.2% 1.2% 1.2% 1.7% 1.7% 1.7% 0.9% 0.9% 0.9% 1.4% 1.4% 1.4%

2019 1.7% 1.7% 1.7% 3.7% 3.7% 3.7% 1.7% 1.7% 1.7% 2.0% 2.0% 2.0% 0.0% 0.0% 0.0%

2020 -3.7% 0.9% 1.4% -3.7% 0.9% 1.4% -4.4% 0.1% 0.6% -3.7% 0.9% 1.4% -4.4% 0.1% 0.6%

2021 3.0% 1.9% 1.9% 3.0% 1.9% 1.9% 2.8% 1.7% 1.7% 3.0% 1.9% 1.9% 2.8% 1.7% 1.7%

2022 2.9% 1.7% 1.8% 2.9% 1.7% 1.8% 2.4% 1.2% 1.2% 2.9% 1.7% 1.8% 2.4% 1.2% 1.2%

2023 2.8% 2.0% 2.3% 2.8% 2.0% 2.3% 2.3% 1.5% 1.8% 2.8% 2.0% 2.3% 2.3% 1.5% 1.8%

2024 1.2% 2.0% 2.4% 1.2% 2.0% 2.4% 0.4% 1.2% 1.7% 1.2% 2.0% 2.4% 0.4% 1.2% 1.7%

2025 1.2% 2.1% 2.5% 1.2% 2.1% 2.5% 1.0% 1.9% 2.3% 1.2% 2.1% 2.5% 1.0% 1.9% 2.3%

2026 1.2% 2.1% 2.6% 1.2% 2.1% 2.6% 0.8% 1.8% 2.2% 1.2% 2.1% 2.6% 0.8% 1.8% 2.2%

2027 1.1% 2.1% 2.6% 1.1% 2.1% 2.6% 0.8% 1.8% 2.3% 1.1% 2.1% 2.6% 0.8% 1.8% 2.3%

2028 1.0% 2.1% 2.4% 1.0% 2.1% 2.4% 0.5% 1.5% 1.9% 1.0% 2.1% 2.4% 0.5% 1.5% 1.9%

2029 1.0% 2.0% 2.4% 1.0% 2.0% 2.4% 1.0% 2.0% 2.4% 1.0% 2.0% 2.4% 1.0% 2.0% 2.4%

2030 1.0% 2.0% 2.5% 1.0% 2.0% 2.5% 0.7% 1.7% 2.2% 1.0% 2.0% 2.5% 0.7% 1.7% 2.2%

2031 1.0% 2.0% 2.4% 1.0% 2.0% 2.4% 0.8% 1.8% 2.2% 1.0% 2.0% 2.4% 0.8% 1.8% 2.2%

2032 1.0% 1.9% 2.4% 1.0% 1.9% 2.4% 0.5% 1.5% 1.9% 1.0% 1.9% 2.4% 0.5% 1.5% 1.9%

2033 1.0% 1.9% 2.3% 1.0% 1.9% 2.3% 1.1% 1.9% 2.4% 1.0% 1.9% 2.3% 1.1% 1.9% 2.4%

2034 1.0% 1.8% 2.2% 1.0% 1.8% 2.2% 0.8% 1.6% 2.0% 1.0% 1.8% 2.2% 0.8% 1.6% 2.0%

2035 0.9% 1.6% 1.9% 0.9% 1.6% 1.9% 0.7% 1.4% 1.6% 0.9% 1.6% 1.9% 0.7% 1.4% 1.6%

2036 0.8% 1.5% 1.9% 0.8% 1.5% 1.9% 0.5% 1.1% 1.5% 0.8% 1.5% 1.9% 0.5% 1.1% 1.5%

2037 0.8% 1.3% 1.5% 0.8% 1.3% 1.5% 1.0% 1.5% 1.7% 0.8% 1.3% 1.5% 1.0% 1.5% 1.7%

2038 0.7% 1.2% 1.4% 0.7% 1.2% 1.4% 0.6% 1.1% 1.3% 0.7% 1.2% 1.4% 0.6% 1.1% 1.3%

2039 0.6% 1.0% 1.3% 0.6% 1.0% 1.3% 0.5% 0.9% 1.2% 0.6% 1.0% 1.3% 0.5% 0.9% 1.2%

2040 0.6% 0.9% 1.1% 0.6% 0.9% 1.1% 0.2% 0.6% 0.7% 0.6% 0.9% 1.1% 0.2% 0.6% 0.7%

2020-40 1.01% 1.71% 2.05% 1.01% 1.71% 2.05% 0.71% 1.41% 1.75% 1.01% 1.71% 2.05% 0.71% 1.41% 1.75%

PROYECCIONES DE CRECIMIENTO ANUAL DE LA DEMANDA 2020-2040

Año

VENTAS SEN TRANSMISION GENERACION

ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA


Figura 6.1 Proyección de la demanda anual de largo plazo

6.3 COMPARACIÓN CON PROYECCIONES ANTERIORES DE DEMANDA

La demanda eléctrica del país experimenta una desaceleración de su crecimiento histórico desde el año 2008. Las causas de esta reducción en el ritmo de crecimiento son varias, pero la más importante es la contracción de la economía nacional, producto a la vez de una crisis de carácter mundial. Las proyecciones de demanda eléctrica de largo plazo han recogido gradualmente esa señal del mercado eléctrico y ha evidenciado un crecimiento menos agresivo en los últimos años.

La pandemia del COVID-19 provocó una contracción muy importante de la demanda en el año 2020. Los impactos en la economía nacional cambiaran el ritmo de crecimiento de la demanda de los próximos años.

En la Figura 6.2 pueden observarse los ajustes anuales en las proyecciones de demanda de generación de largo plazo realizadas en varios años. Todos los casos antes del 2020 se refieren al escenario base de demanda; para el 2020 se grafica la proyección media y baja ajustada en el corto plazo por la pandemia. Esta última se utilizó en la formulación del presente Plan de Expansión.

10,000

11,000

12,000

13,000

14,000

15,000

16,000

17,000

18,000

201

6

201

7

201

8

201

9

202

0

202

1

202

2

202

3

202

4

202

5

202

6

202

7

202

8

202

9

203

0

203

1

203

2

203

3

203

4

203

5

203

6

203

7

203

8

203

9

204

0

GW

h

Proyección de Generación (GWh)2020-2040

Alto Base Bajo Histórico


Figura 6.2 Proyecciones de energía en GWh

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

20 000

22 000

201

1

201

3

2015

2017

201

9

202

1

202

3

202

5

202

7

202

9

203

1

203

3

203

5

2037

2039

Comparación de proyecciones históricas deGeneración (GWh)

Proy2016

Proy2017

Proy2018

Proy2019

Proy2020-media

Proy2020-baja

Histórico


7 RECURSOS ENERGÉTICOS

7.1 POTENCIAL DE RECURSOS RENOVABLES

El país ha desarrollado sus recursos energéticos renovables para atender la demanda de electricidad. La hidroelectricidad ha sido la principal fuente utilizada, dada su abundancia, calidad y economía. Le sigue la eólica y la geotermia en orden de importancia según la capacidad instalada. La biomasa, basada en el bagazo, también está aportando a la matriz energética del país. Más recientemente se ha agregado la energía solar, pero todavía es incipiente.

El potencial explotable de estas fuentes se cuantifica recurriendo a la identificación de proyectos de generación de electricidad, basándose en parámetros generales. Este potencial identificado corresponde a la suma de la potencia estimada de todos los proyectos que han sido identificados y de los estudios del potencial de las diversas fuentes energéticas. Algunos de estos proyectos están ubicados en zonas indígenas, parques nacionales y reservas, lo que significa que cuentan con restricciones para su aprovechamiento.

El potencial energético local de las fuentes energéticas mencionadas se muestra en la Tabla 7.1.

Por su definición, el potencial identificado es sensible al esfuerzo de prospección para determinar posibles proyectos y a la información disponible sobre ellos. Además del registro de proyectos propios del ICE, se consideran los proyectos privados incluidos en la base de datos que mantiene el ICE (Ley 7200) y los informes de los proyectos de generación que reportan las empresas distribuidoras.

El potencial identificado es diferente al potencial bruto o teórico, que mide la cantidad total del recurso energético (por ejemplo, cuánta energía solar incide sobre todo el territorio nacional). El potencial teórico es considerablemente mayor que el potencial identificado, pero tiene poca aplicación práctica. Conforme se estudien nuevos proyectos el potencial identificado crecerá, pero nunca se aproximará al potencial teórico.


Tabla 7.1 Potencial energético nacional

7.2 FUENTES RENOVABLES EN LA MATRIZ ELÉCTRICA NACIONAL

El sistema de generación nacional ha utilizado racionalmente los recursos renovables disponibles. Las fuentes establecidas que aportan significativamente a la satisfacción de la demanda son la hidroeléctrica, la geotérmica, la solar, la eólica y la biomasa de bagazo.

Capacidad

instalada (1)

Potencial

remanente

Potencial total

identificado (2)

% Instalado del

total identificado

(MW) (MW) (MW)

Hidroeléctrico (3) 2,364 5,605 7,969 30%

Geotérmico (4) 262 613 875 30%

Eólico terrestre (onshore) (5) 411 1,989 2,400 17%

Eólico Marino (offshore) (5) 14,400 14,400

Biomasa (6) 78 502 580 13%

Solar(7) 10 566 576 2%

Maremotriz-Undimotriz (8) 3 3

Potencial Marino (olas) (8) 2,000 2,000

Total Recursos Renovables 3,125 25,678 28,803 11%

Térmico (9) 474

Capacidad Total instalada 3,599

(9) No se considera como parte del Potencial de Recursos Renovables.

(2) Potencial identificado: corresponde a la suma de la capacidad de plantas y proyectos identificados para los cuales existe al

menos una evaluación preliminar. Incluye la capacidad ya instalada.

(3) Potencial hidroeléctrico: tomado de “Portafolio y Potencial Recursos Energéticos” del Proceso Estudios y Proyectos, ICE-PDE,

2020. Incluye los proyectos del ICE, de las empresas distribuidoras y de la cartera de proyectos privados identificados o con

solicitudes de elegibilidad.

(4) Potencial geotérmico: tomado de “Evaluación del Potencial Geotérmico de Costa Rica”, ICE, 2009.

(5) Potencial eólico: tomado de los Estudios de Potencial Eólico Terrestre (ICE, 2013) y Estudio de Potencial Eólico Marino para la

Generación Eléctrica en Costa Rica (ICE, 2019).

(6) Capacidad instalada en biomasa: incluye las plantas de los ingenios en operación, la cascarilla de arroz y las plantas de

biodigestión.

(7) Capacidad instalada solar: incluye plantas existentes: PS Miravalles ICE, PS Juanilama de Coopeguanacaste y PS Cooperativo

de Conelectricas, no se incluyen sistemas de generación distribuida, sistemas aislados. Potencial total identificado tomado de

“Determinación del Potencial de Energía Solar para generación eléctrica en Costa Rica”, ICE-PDE 2014.

POTENCIAL ENERGETICO NACIONALDatos a julio 2020

Fuente Energética

(1) Potencia de placa a julio 2020. Tomado de sitio CENCE: https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceMain.jsf . Se ajustan

datos de biomasa y solar según se indica en notas 6 y 7.

(8) Potencial tomado de “Costa Rica. Determinación del Potencial de Energía Marina para Generación Eléctrica”. Ana Brito e Melo,

2013.


7.2.1 Hidroelectricidad

Costa Rica posee grandes recursos hidroeléctricos, razón por la cual tiene gran importancia la evaluación de estos.

Dentro de la evaluación de los recursos hidroenergéticos de una región, es importante la estimación de los potenciales teóricos o brutos que constituyen los límites de referencia para medir los progresos reales del aprovechamiento hidroeléctrico de un país. Los potenciales teóricos brindan, además, criterio sobre el orden de magnitud y distribución de la energía en las diferentes cuencas del país.

La evaluación del potencial teórico19 superficial de escurrimiento de Costa Rica fue realizado en 1963 por un estudio del ICE y estimó una potencia teórica aproximada a 25 000 MW. Los cálculos se hicieron considerando el escurrimiento superficial y la elevación media de las diferentes cuencas de Costa Rica (34 cuencas). El potencial hidroeléctrico identificado que se muestra en la Tabla 7.1 es de 7 969 MW, que corresponde al 32% del estimado en el estudio de 1963.

Del potencial remanente sin explotar, cerca del 37% se ubica parcial o totalmente en territorios indígenas. No existe un impedimento legal para la eventual ejecución de algunos de estos proyectos, sin embargo, es previsible que las complejidades asociadas a las negociaciones y acuerdos con comunidades indígenas, provoque que una parte de este potencial no pueda ser aprovechado.

Adicionalmente, un 16% de la potencia identificada se ubica en Áreas Silvestres Protegidas, donde la ley no permite ningún tipo de explotación. Por otro lado, alrededor del 6% de la potencia hidráulica identificada presenta en la actualidad algún tipo de restricción para el aprovechamiento del recurso, como las “moratorias de explotación” declaradas para varios ríos en la década pasada.

Estas consideraciones permiten prever que el potencial remanente que podría ser explotado, es apenas una fracción del potencial identificado y que el desarrollo hidroeléctrico restante es limitado.

La hidroelectricidad con embalses de regulación, además de generar energía, es la tecnología más adecuada para brindar servicios auxiliares a la red, e incluye capacidades como: control de tensión y frecuencia, suministro de potencia reactiva, estabilización de potencia, reserva rodante y fría, y capacidad de arranque en negro al sistema de generación. Estos servicios son cada vez más importantes dada la incorporación de fuentes intermitentes al SEN como el viento y el sol.

Existe además un potencial para la generación hidráulica por medio de la tecnología de almacenamiento hidroeléctrico por bombeo (conocido como turbo bombeo). El estudio de

19 Potencial teórico bruto: Potencial (potencia o energía) que en teoría se podría obtener en una región a partir de fórmulas teóricas de la física, usualmente sin contemplar tecnologías específicas y sin excluir áreas con restricciones absolutas. Es el potencial que nos ofrece la naturaleza, sin contemplar intervención humana. Plan Estratégico para la Promoción y Desarrollo de Fuentes Renovables No convencionales 2016-2035, ICE, PDE.


identificación realizado por el ICE en 201920 mostró un potencial de aproximadamente 820 MW. Este es un tipo especial de central hidroeléctrica que tiene dos embalses: el agua contenida en el embalse situado en el nivel más bajo (embalse inferior), es bombeada durante las horas de menor demanda eléctrica al depósito situado en la cota más alta (embalse superior), con el fin de posteriormente turbinarla en las horas de mayor consumo eléctrico. Esta tecnología funciona como un almacenamiento energético, que permite almacenar los excedentes horarios y diarios de energía para generarlos en las horas de mayor demanda. Adicionalmente, proporciona los mismos servicios auxiliares que una planta hidroeléctrica convencional.

El potencial hidroeléctrico por bombeo no se incluye en la Tabla 7.1 por tratarse de una tecnología de almacenamiento energético por medio de embalses y no de capacidad adicional al potencial hidroeléctrico total con que cuenta el país.

7.2.2 Geotermia

El potencial identificado se basa en estimaciones generales. Una parte importante de la capacidad se encuentra dentro de parques nacionales en las cordilleras volcánicas Central y Guanacaste y por lo tanto no está disponible para su aprovechamiento.

El país ha explotado dos campos geotérmicos que están en operación: Miravalles y Las Pailas. La capacidad instalada es de 262 MW. Actualmente está en desarrollo la explotación del tercer campo, denominado Borinquen.

La geotermia es la única fuente renovable que no está expuesta a la variabilidad climática.

7.2.3 Eólico

Costa Rica fue pionera de la energía eólica en Latinoamérica. Desde el año 1996 el país disfruta de los beneficios de la energía eólica y actualmente representa el 12% de la potencia instalada en el Sistema Eléctrico Nacional.

De acuerdo con los análisis realizados, el potencial eólico terrestre de Costa Rica, con un factor de planta superior al 30% alcanza los 2 400 MW de capacidad instalable, con una producción de energía anual del orden de 6 700 GWh21. El potencial aquí calculado debe entenderse como un límite teórico que podría ser aprovechado para generación eléctrica. Este potencial solo se refiere a los aprovechamientos en tierra firme.

20 Identificación proyecto almacenamiento por bombeo Venado y Unión,2017. Identificación proyecto almacenamiento por bombeo Cachí, 2019. Identificación proyecto almacenamiento por bombeo Congo,2019. Identificación proyecto almacenamiento por bombeo La Cruz, 2019. Prefactibilidad proyecto almacenamiento por bombeo Venado, 2019. Estudios y Proyectos, Planificación y Desarrollo Eléctrico, ICE. 21 Potencial Eólico de Costa Rica. Proceso Expansión Integrada. Centro Nacional de Planificación

Eléctrica. ICE. Marzo 2013.


El potencial eólico marino se estimó en 14 400 MW22, con un factor de planta superior al 34%. De este potencial, 4 780 MW presentan un factor de planta superior al 50%.

La energía eólica es un buen complemento de la energía hidroeléctrica a lo largo del año y en especial en la época seca. En términos generales los ciclos del fenómeno El Niño (años secos) presenta condiciones más ventosas, por lo que favorece una mayor generación con energía eólica. En los ciclos de La Niña (años muy lluviosos) hay menos viento, pero hay más generación hidroeléctrica. Esta complementariedad también se presenta durante el año porque el patrón de vientos en Costa Rica refleja una intensidad más fuerte durante los meses de verano que en invierno.

La capacidad indicada debe entenderse como un límite teórico, sujeto a restricciones y condicionantes. Aunque el potencial aprovechable es muy interesante, la intermitencia característica del viento impide aumentar significativamente su participación sin agregar respaldos importantes en el sistema. La política que ha seguido el país para controlar los efectos de la intermitencia en el sistema es aumentar en forma gradual la penetración eólica.

7.2.4 Biomasa

Costa Rica cuenta con un potencial teórico de 580 MW para generación de energía aprovechando la biomasa residual o Residuos Agrícolas Orgánicos (RAO). La capacidad instalada para el aprovechamiento de estos RAO hoy en día ronda los 78 MW, de los cuales 75.5 MW proviene de biomasa seca, asociada al bagazo de los ingenios azucareros y la cascarilla de arroz; la instalación restante, 2.5 MW, es a partir de biomasa húmeda.

Los RAO que actualmente son aprovechados para la producción de energía a partir de biogás son: aguas residuales de palma aceitera, plantas de tratamiento de aguas residuales, residuos de mataderos, excretas de cerdos y de bovinos. Otros RAO que se producen a nivel nacional como piña, café, banano y la industria forestal aún no son aprovechados.

Biomasa Seca

La explotación de la biomasa seca ha sido el resultado de los esfuerzos de inversionistas privados que han desarrollado la tecnología necesaria y que desde hace más de 25 años suministran energía al Sistema Eléctrico Nacional. Esta explotación está asociada a los ingenios azucareros que cuentan con equipos propios de generación y están en capacidad de producir un excedente de energía por encima de sus necesidades a un bajo costo. La estacionalidad del cultivo de la caña de azúcar se complementa muy bien con la estacionalidad de las plantas hidroeléctricas. Adicionalmente, queda un potencial energético importante asociado a la industria agroforestal que hoy en día no ha sido aprovechado.

22 Determinación del potencial eólico marino para generación eléctrica de Costa Rica. Planificación y Desarrollo Eléctrico. 2019.


Biomasa Húmeda

El biogás es un energético que se obtiene de la biomasa con una humedad superior al 50%. Es una fuente económicamente viable cuando se utilizan materias primas subproducto de las actividades agroindustriales.

Los primeros proyectos desarrollados han sido en fincas con pequeños sistemas para autoconsumo y aislados de la red nacional, con potencial de generación de biogás de no más de 200 m3 al día. En los últimos años se han desarrollado proyectos de mayor escala, los cuales producen entre 1 000 y 18 000 m3 de biogás al día.

En la Tabla 7.2 se muestra el potencial energético en biomasa húmeda y seca identificada en el país.

Tabla 7.2 Potencial energético Biomasa Húmeda y Seca

Para el bagazo se reporta la potencia de placa de los ingenios, 71 MW, pero lo que se inyectar al sistema son 38 MW. El resto corresponde al consumo propio de las empresas.

7.2.5 Solar

La tecnología para el aprovechamiento de la energía solar ha experimentado un gran desarrollo y ha bajado notoriamente su costo. Esta condición, combinada con el incremento generalizado del costo de las otras tecnologías y sus crecientes complejidades socio-ambientales, ha favorecido la instalación de plantas solares en el mundo.

El aprovechamiento de la radiación solar se da en dos modalidades desde el punto de vista de uso territorial: los parques solares con potencias altas utilizando grandes extensiones de terreno y los pequeños sistemas distribuidos que aprovechan el área de los techos de edificaciones existentes. Tecnológicamente hay dos opciones: las centrales solares termoeléctricas y las centrales fotovoltaicas (paneles fotovoltaicos).

FuentePotencial

teórico bruto

Capacidad

instalada

MW MW

Biomasa húmeda

Efluente de la extracción de la palma 4.4 1.4 31.8%

Excretas avícolas 20.8 0.1 0.3%

Excretas porcinas 2.3 0.5 22.4%

Excretas bovinas 8.2 0.04 0.5%

Residuos mataderos 1.8 0.5 25.0%

Rastrojo de piña 78 0 0.0%

Otros 19.1 0 0.0%

Total 134.6 2.5 1.8%

Biomasa seca

Bagazo 122.9 71 57.8%

Cascarilla 7.8 4.5 57.7%

Otros 314.6 0 0.0%

Total 445.3 75.5 17.0%

TOTAL 579.9 78 13.4%

Instalado del

potencial

teórico


En términos generales, las plantas solares termoeléctricas no son viables en el país. Los valores promedio anuales de radiación directa obtenidos en estudios para distintas regiones de Costa Rica se encuentran por debajo del umbral mínimo requerido de 1 800 kWh/m2año23. Sin embargo, sitios puntuales con características especiales de radiación, podrían ser objeto de estudios específicos en el futuro, a fin de determinar la factibilidad de este tipo de desarrollos.

Por otra parte, la energía solar fotovoltaica experimenta constantemente avances tecnológicos y significativas reducciones de precio, lo que la ha convertido en una opción explotable comercialmente.

El potencial teórico fotovoltaico de Costa Rica se estimó en 576 MW, suponiendo que tan solo un 0,1% del área sin restricciones de nuestro país pudiese ser dedicada a proyectos solares fotovoltaicos

La variabilidad del recurso, producto de la nubosidad, es un aspecto importante a considerar dentro de su disponibilidad.

A mediano plazo la energía solar fotovoltaica con almacenamiento, traerá aportes importantes de energía y otros servicios auxiliares al SEN. Para esto se requiere controlar las variaciones del orden de minutos que presenta la tecnología. El desarrollo y evolución de sistemas de baterías abre nuevas posibilidades de respaldo energético para esta fuente de generación, aunados a los embalses de regulación de las centrales hidroeléctricas.

7.3 RECURSOS RENOVABLES EMERGENTES

Además de las fuentes renovables establecidas que ya están consolidadas, nuevas fuentes no convencionales crecerán rápidamente en el corto y mediano plazo, gracias a una combinación de los siguientes factores:

Alcanzaron un nivel de madurez tecnológico suficiente

Son un producto secundario de una solución a un problema ambiental

Costos decrecientes de la tecnología

Percepción positiva del público y poca oposición socio-ambiental

Aumento de costo y agotamiento de algunas opciones convencionales

Algunas de estas fuentes pueden ser desarrolladas bajo un concepto de generación distribuida (pequeños generadores dispersos conectados a las redes de distribución) y por lo tanto pueden aprovechar nichos fuera del alcance de las empresas eléctricas, como la biomasa subproducto de procesos agroindustriales y los techos de las edificaciones para la instalación de paneles fotovoltaicos.

Se espera un crecimiento fuerte de fuentes emergentes en los próximos años, pero demorará varias décadas tener una participación significativa de la generación total, por la dinámica de evolución del sistema.

23 Determinación del potencial de energía solar para generación eléctrica en Costa Rica. Planificación Ambiental, Planificación y Desarrollo Eléctrico, ICE. Diciembre 2014.


Para estimular este tipo de fuentes, el ICE ha desarrollado iniciativas como el Programa de Energía de Biogás, actualmente en ejecución.

7.3.1 Residuos Sólidos Municipales

Cuando las municipalidades tratan y disponen de los residuos recurriendo a procesos térmicos como la gasificación o pirólisis, es posible recuperar una parte del calor produciendo vapor para generar energía eléctrica. Se trata de procesos muy costosos, que solo se justifican cuando se tiene un problema ambiental que resolver.

Se considera que es una fuente no convencional que podría explotarse en el mediano plazo porque varias municipalidades han anunciado su interés en adoptar este tipo de tecnología.

7.3.2 Biocombustibles

Los biocombustibles pueden llegar a convertirse en una fuente adicional de energía de magnitud significativa en los próximos años. Mezclas de diésel con un 5%- 20% de biodiésel pueden ser utilizadas en cualquiera de las plantas térmicas del país, sin necesidad de ajustes o reconversiones mayores.

Todavía no existe infraestructura de producción nacional de gran escala, tampoco se cuenta con cadenas de almacenamiento y distribución. Pequeñas cantidades se han utilizado experimentalmente en plantas térmicas del ICE para medir su desempeño, particularmente en lo relativo a emisiones.

Otros biocombustibles, como el aceite crudo de palma africana, podrían ser utilizados en motores de combustión interna si las consideraciones económicas fueran favorables para vencer al precio del búnker.

El etanol, que se utiliza en mezclas con gasolina para uso en automóviles, no resulta económico para la generación eléctrica.

Actualmente los costos de producción de biocombustibles no logran vencer el precio de mercado de los derivados de petróleo. El Departamento de Investigación de la Refinería Costarricense de Petróleo (RECOPE), enfoca sus proyectos en tres líneas de acción, donde una de ellas comprende los biocombustibles de primera generación (etanol y biodiésel) para uso en vehículos.

7.3.3 Hidrógeno verde

La principal fuente de obtención de hidrógeno en la actualidad es el gas natural, a través de un proceso endotérmico conocido como “reformado de gas natural con vapor de agua”. De acuerdo con reportes del IEA, alrededor del 48% de la producción mundial actual de hidrógeno se obtiene a partir de gas natural, el 30% se produce en la refinación de petróleo, el 18% a partir del carbón y el 4% a partir del agua.

El gran aumento en la penetración de fuentes renovables en las matrices de generación eléctrica en el mundo y la consecuente presencia de importantes excedentes de generación


en ciertos períodos del año, ha marcado el interés de aprovechar estos excedentes en la producción de lo que se ha llamado hidrógeno verde. A diferencia del viento y el sol, el hidrógeno puede ser almacenado y posteriormente transformarse en diferentes formas de energía, tales como electricidad, gas sintético o calor. Esto permite que también pueda ser utilizado en la industria o el transporte.

La producción del hidrógeno verde se obtiene por electrólisis del agua utilizando generación renovable. El hidrógeno se produce a baja presión, pero requiere llevarse a altas presiones para reducir su volumen y poder almacenarlo y transportarlo. La producción de hidrógeno tiene todavía un costo energético elevado, al que deben sumarse los costos de compresión, transporte y almacenamiento.

El hidrógeno verde producido por la electrólisis PEM (Pila de Combustible de Membrana de intercambio protónico) se puede convertir nuevamente en electricidad, por medio de los siguientes procesos: combustión de combustible de hidrógeno en una turbina de gas (Power-Gas-Power) y electricidad sin combustión con una pila de combustible.

A nivel mundial, el principal objetivo del hidrógeno verde es la descarbonización de la industria, seguido del transporte. Este energético podrá ofrecer en el futuro formas de descarbonizar una gama de sectores en los que es difícil reducir significativamente las emisiones de CO2.

Uno de los mayores retos del hidrógeno es su almacenamiento, ya sea en estado gaseoso o líquido (básicamente amoníaco). Los países cuya geología lo permite, pueden utilizar las cavernas de gas natural para ello, o destinar gasoductos desarrollados para el trasiego de gas natural. Costa Rica carece de ambos recursos.

A nivel mundial, el desarrollo y el uso del hidrógeno verde como opción energética no se encuentra aún consolidado. Todavía restan varios años para obtener una penetración significativa del hidrógeno en el sector energía. Aún así, la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA) estima que para el 2050, el hidrógeno verde podría constituir el 8% del consumo mundial de energía.

El uso en el sector transporte fue estudiado en Costa Rica dentro del marco del "Plan de acción interinstitucional para propiciar el uso del hidrógeno en el sector transporte” del 2018, que atendió a la directriz presidencial N°002-MINAE24. Del estudio se desprende que para producir hidrógeno mediante electrólisis del agua, se requiere solventar un conjunto de requerimientos previos, como la habilitación de un marco legal y normativo para la investigación, producción y comercialización del mismo y la definición de un modelo de negocio económicamente viable para la producción y almacenamiento.

Aparte de que la tecnología aún no tiene la madurez requerida, en Costa Rica, el hidrógeno como fuente de electricidad es una tecnología muy cara frente a otras opciones renovables disponibles para el país. La cadena de producción asociada a la obtención de hidrógeno a través de hidrólisis utilizando los excedentes de capacidad de generación (en períodos de tiempo no requeridos para atender demanda) para luego volver a generar electricidad, es

24 Plan de Acción Interinstitucional para propiciar el uso del hidrógeno en El Sector Transporte. Comisión de Hidrógeno, 2018. Conformada por ESPH, ICE, JASEC, MINAE, MOPT, RECOPE, SEPSE.


un proceso poco eficiente, por lo que no se vislumbra que el país incursione en un esquema Power-to-Power en el horizonte de tiempo del presente Plan de Expansión.

7.3.4 Otras fuentes renovables no convencionales

Otras fuentes, también llamadas “fuentes renovables nuevas”, tienen aún limitaciones tecnológicas y económicas que únicamente permiten considerarlas en pequeña escala o para aplicaciones especiales y su explotación comercial no se visualiza en un plazo inmediato.

En el año 2013 se realizan las primeras evaluaciones del recurso energético marino para generar electricidad25. Se valora entre otros aspectos, el recurso energético a partir de las olas en ambos océanos, mostrando un potencial teórico de 2000 MW. El estudio identifica el potencial teórico disponible teniendo en cuenta todas las restricciones en el espacio marítimo que impiden el desarrollo de infraestructura para generación eléctrica (restricciones físicas naturales y usos del espacio marítimo) y el potencial técnico teniendo en cuenta las tecnologías existentes. Se destaca que el aprovechamiento de olas y corrientes conllevan mucha incertidumbre al ser tecnologías aún en desarrollo.

El ICE ha estudiado también la generación mareomotriz y undimotriz, visualizando un potencial conjunto de 3 MW, pero aún se considera una tecnología que requiere mayores estudios.

Estas fuentes y tecnologías irán bajando de costo y mejorando sus características, pero en el horizonte de decisiones del presente plan de expansión no se pronostica que alcancen una participación importante en comparación a las demás fuentes con recursos renovables convencionales. No obstante, se monitorea el avance a nivel mundial de estas potenciales opciones, para incorporarlas en los futuros planes conforme se vuelvan factibles.

7.4 COMBUSTIBLES FÓSILES

Costa Rica no cuenta con reservas probadas de petróleo, por lo tanto, existe una total dependencia de fuentes fósiles externas. Cualquier combustible fósil, incluyendo el carbón mineral y el gas natural, deben ser importados.

El país importa petróleo y sus derivados principalmente para el sector transporte. Para la generación eléctrica, se consumen pequeñas cantidades de diésel y búnker. También se importan pequeñas cantidades de coque y carbón mineral como fuente energética para la industria.

A pesar del auge mundial del gas natural en la década anterior, todavía no se contabilizan en el país importaciones de gas natural. Esta situación podría cambiar en los próximos años debido a la creciente oferta de gas natural licuado (GNL) en Centroamérica y al interés de algunos sectores de consumo en el país.

25 Costa Rica. Determinación del Potencial de Energía Marina para Generación Eléctrica. Consultoría de Ana Brito e Melo. 2013.


La generación termoeléctrica, a pesar de ser solo una pequeña fracción de la generación total del país, tiene un papel muy importante como complemento, cuando la disponibilidad de las fuentes renovables disminuye por causas naturales. Considerando que su uso no es intensivo y que en años húmedos podría no requerirse del todo, tratar de sustituir ese pequeño porcentaje de generación térmica con fuentes renovables tendría un alto costo para el país.

Por lo tanto, resulta conveniente la utilización de una pequeña cantidad de generación térmica de bajo costo de instalación, que se utiliza solo en condiciones hidrológicas adversas o durante los meses más secos del año. Esto asegura que sus costos de operación, aunque son altos por el costo del combustible, tienen bajo impacto en los costos de operación totales del sistema eléctrico.

Bajo este esquema de disponibilidad de recursos renovables, principalmente hidroelectricidad, la función de la generación termoeléctrica es operar la menor cantidad posible de horas al año, solo para servir de respaldo cuando la generación renovable disminuye. Las centrales térmicas que mejor se adaptan a esta función son las turbinas de gas y los motores reciprocantes de media velocidad. Estas máquinas tienen en común que resultan eficaces cuando las unidades tienen una capacidad relativamente pequeña (80 MW-100 MW) y que su costo de inversión es menor que el de centrales con turbinas de vapor, las cuales por lo general son para uso intensivo como carga base.

Las alternativas térmicas convencionales de carga base, como las centrales de carbón o de gas natural, no han resultado competitivas en los estudios realizados para el país, ya que tienen un alto costo de inversión y las pocas horas anuales de operación no permiten que los ahorros operativos compensen este sobrecosto. Estas plantas se justifican cuando operan durante todo el año, situación que no se acomoda a la función de respaldo que se ha establecido para la generación térmica en el país, normalmente requerida solo durante la época seca.

7.4.1 Diésel y búnker

Costa Rica cuenta con infraestructura para importar, almacenar y transportar derivados y residuales de petróleo. Estos combustibles se usan mayoritariamente para atender el transporte y la industria. A nivel de todo el país, la demanda total de combustibles del 2019 aumentó en un 2,3% con relación al año 201826.

Del total de hidrocarburos consumidos por el país en el año 2019, sólo un 0.7% se empleó para alimentar plantas de generación termoeléctricas. El sector eléctrico gastó 1.9% del diésel y 1.6% del búnker consumido ese año en el país.

Al ser solo una parte menor del volumen anual que distribuye RECOPE, el suministro de combustible para las plantas térmicas se apoya en gran medida en la infraestructura existente del sistema nacional de combustibles.

Hasta la fecha, la baja utilización térmica ha permitido que estos energéticos sean los más adecuados para llenar las necesidades de complemento del sector eléctrico, ya que a pesar

26 https://www.recope.go.cr/demanda-combustibles-precio-23/.


de su elevado costo operativo permiten una gran flexibilidad de utilización sin incurrir en sobrecostos por infraestructura subutilizada.

7.4.2 Gas natural

El gran desarrollo del gas natural en el mundo se debe a que produce menos emisiones en comparación con los derivados del petróleo o el carbón y que su costo operativo es muy atractivo. Sin embargo, se requiere de grandes inversiones en la terminal de importación y en los sistemas de acarreo y regasificación, y de compromisos de compra de la molécula de gas en volúmenes importantes y la mayor parte del tiempo bajo contratos de largo plazo. Las economías de escala requieren un cierto volumen de consumo de gas para asegurar la viabilidad económica de la operación, por lo que estos proyectos están asociados a centrales de generación de mediano tamaño con altos factores de planta.

Una condición similar tiene el aprovisionamiento por gasoducto, que requiere grandes inversiones que solo pueden amortizarse con un uso intensivo de trasiego de grandes volúmenes de gas.

La dinámica de los mercados internacionales de GNL ha mostrado que el sector eléctrico juega un papel muy importante en una estrategia nacional de introducción del gas natural a los países. La demanda de gas para generar electricidad ha sido tradicionalmente la actividad semilla que puede viabilizar la inversión en infraestructura del gas y su comercialización. Una vez introducido, otros sectores como el industrial y el de transporte, irán desarrollando una demanda creciente.

En ese contexto, la adopción de una política de utilización del gas natural en el sector eléctrico que respalde las inversiones de una terminal de importación de GNL o de un gasoducto, implicaría cambiar el papel de la generación térmica, que pasaría de ser un respaldo temporal a una tecnología de generación de base.

A pesar de ello, la posibilidad de traer GNL al país en contenedores por tierra o por mar a partir de las terminales de GNL instaladas en Centroamérica, es una alternativa en estudio para sustituir el uso de diésel o búnker en la generación eléctrica de Costa Rica.

Exploración de Reservas

A nivel centroamericano, el único país que ha detectado la existencia de gas natural en su territorio es Guatemala, en el departamento de Petén. El resto de la Región no cuenta aún con reservas probadas de gas natural.

La posibilidad de exploración y explotación local del gas natural se ha discutido en el pasado en Costa Rica, sin embargo, dentro del horizonte de planeamiento del presente plan de expansión de la generación, no es razonable suponer que habrá una significativa disponibilidad local de gas.

Desarrollos de GNL en la Región Centroamericana

Panamá inauguró en el 2018 la primera terminal de importación de gas natural licuado de Centroamérica, ubicada en la localidad de Colón en la región caribeña. Su uso principal es


la alimentación de la planta térmica de ciclo combinado, de 381 MW ubicada en la misma zona. En dicho país hay además dos proyectos de GNL en proceso de concretarse.

El Salvador tiene en construcción una central termoeléctrica alimentada con GNL que se ubica en el puerto La Unión, misma que va acompañada por una terminal flotante para la importación de GNL. En Nicaragua hay interés por iniciar pronto el desarrollo de un proyecto de GNL en Puerto Sandino, en el Pacífico.

Con estas propuestas se abren nuevas opciones para el uso del gas natural en la región. En particular, la terminal panameña de AES actualmente en operación en Colón, cuenta con facilidades para la carga de cisternas y contenedores de GNL que permitirá mover GNL por tierra dentro y fuera de ese país. El transporte de GNL en cisternas o en contenedores podría llegar a ser una alternativa para Costa Rica en el futuro.

Centroamérica también podría tener acceso a los depósitos de gas natural de Colombia y de México si se llegara a construir un gasoducto regional, que ha sido objeto de múltiples estudios de consultores internacionales contratados por bancos de desarrollo y fomento de inversión.

En años recientes, ha tomado relevancia el mercado de GNL a pequeña escala, principalmente en los países de Asia, y muy recientemente en el Caribe. La terminal de GNL en Montego Bay, Jamaica, se abastece semanalmente con un barco de 6 500 m3 de capacidad.

Las centrales termoeléctricas de GNL, existentes y futuras en Centroamérica, le permitirán al país aprovechar el gas natural a través de la importación de electricidad mediante el Mercado Eléctrico Regional.

7.4.3 Carbón

El carbón mineral es un combustible fósil sólido, de color negro, que contiene grandes porcentajes de carbono y otros elementos en menor cantidad. Es un combustible muy utilizado en diferentes campos a nivel industrial a pesar de los impactos ambientales negativos, llegando a constituir un gran aporte de energía primaria. Con la introducción de procesos de captación del dióxido de carbono (CO2) antes y/o después de la combustión en las tecnologías de generación con carbón mineral, se han logrado reducir en alguna medida los impactos ambientales provocados por este tipo de plantas, originando un mayor interés por el uso de recursos carboníferos para la producción de electricidad. Sin embargo, aún faltan aspectos por mejorar por lo que la tecnología todavía continúa produciendo afectaciones ambientales importantes.

Los costos de inversión, operación y mantenimiento de estos nuevos procesos de control ambiental, han incrementado el costo de las plantas carboeléctricas, afectando la viabilidad económica de los proyectos. Criterios medioambientales y económicos se han impuesto en la política energética de muchos países, llevando al cierre de un gran número de centrales carboeléctricas.

Sin embargo, la presión para atender el crecimiento de la demanda y el riesgo de la volatilidad del precio del petróleo, generó interés por el carbón en diferentes países de la Región. Al igual que con el GNL, el carbón requiere de inversiones fuertes de capital y de


capacidades de plantas suficientes para ganar economías de escala, que solo resultan rentables si se utilizan con factores de planta altos. Pese a ello, se considera que la introducción del carbón en el sistema eléctrico tiene menos barreras de escala que la construcción de un gasoducto centroamericano o la utilización del GNL.

En la región centroamericana, Guatemala, Honduras y Panamá utilizan carbón para generación eléctrica. Como se observa en la Tabla 7.3, Guatemala tiene una capacidad instalada de 1 054 MW, Panamá de 420 MW y Honduras de 105 MW, para un total de 1 579 MW. En el año 2019 la generación carboeléctrica totalizó 7 125 GWh, aproximadamente un 12% de la generación de los países del SICA27.

Tabla 7.3

El principal inconveniente del carbón sigue siendo el elevado nivel de emisiones y contaminantes durante su combustión. Para mitigarlas significativamente, existe un esfuerzo mundial de investigación y desarrollo de nuevas tecnologías, como la Gasificación Integrada con Ciclo Combinado (IGCC por sus siglas en inglés), las plantas ultra-supercríticas y la captura y almacenamiento del CO2 (CCS por sus siglas en inglés). Estas tecnologías contaminan menos, pero son más costosas.

Costa Rica ha venido promulgando un plan de descarbonización muy agresivo desde el año 2018, por lo que no es viable la consideración de esta fuente en el desarrollo de su matriz de generación.

27 Sistema de la Integración Centroamericana.

País Recurso Planta

Capacidad

instalada

Capacidad

efectiva

Generación

2019

MW MW GWh

CGE San José 139 140 999

Ingenio Palo Gordo 46 34 244

Jaguar Energy 300 279 1810

Las Palmas 67 67 38

Magdalena Sugar Mill plant 135 86 1000

San Isidro 64 58 267

Pantaleón 61 54 314

Santa Ana 64 45 350

Santa Lucía 45 115

Trinidad (1 a 5) 133 93 560

Honduras Carbón BECOSA 105 348

Central 9 de Enero TV 120 427

Cobre Panamá 300 655

TOTAL 1,579 7,125

Elaboración propia

Fuentes: 1) Estadísticas de producción de electricidad de los países del Sistema de la Integración Centroamericana (SICA)

Datos preliminares a 2019. Naciones Unidas, CEPAL.

2) Plan de expansión del sistema de generación y transporte 2020-2034, Ministerio Energía y Minas, Guatemala.

CAPACIDAD INSTALADA Y GENERACION DE CARBON EN CENTROAMERICA

Guatemala

Carbón

Carbón

Cogeneración con

carbón+biomasa

Panamá


7.5 ENERGÍA NUCLEAR

La energía nuclear aprovecha el calor de las reacciones nucleares para producir electricidad. Una central nuclear es prácticamente una central termoeléctrica donde la caldera se sustituye por un reactor nuclear que produce reacciones nucleares de fisión y de esta forma se obtiene energía térmica para la producción de vapor. Luego este vapor se utiliza en un conjunto turbina-generador, el cual entrega energía eléctrica.

Los reactores nucleares requieren de altas inversiones de capital y de grandes capacidades para aprovechar las economías de escala, que solo resultan rentables si se utilizan con factores de planta elevados, dado que el costo unitario de operación es muy bajo.

La energía nuclear es baja en emisiones de carbono. A pesar de esta ventaja ambiental, otras preocupaciones relativas a potenciales accidentes y la contaminación radioactiva de los desechos, hacen controversial esta fuente de energía.

En el presente plan de expansión no se considera la energía nuclear como una alternativa en el sistema de generación. La capacidad de los reactores normalmente utilizados es muy grande para el tamaño del sistema eléctrico costarricense, incluso también para el Mercado Eléctrico Regional.

7.6 IMPORTACIONES DEL MER

El MER es el ámbito en que se realizan las transacciones regionales de compra y venta de electricidad entre los diferentes participantes centroamericanos.

Con el SIEPAC y un MER en crecimiento, las importaciones de energía eléctrica son un recurso energético importante para el país. La disponibilidad de este recurso a largo plazo requiere la suscripción de contratos de suministro que actualmente no están normados en el MER.

La región centroamericana dispone de abundantes recursos de generación para los próximos años. Sin embargo, el MER no dispone aún de regulación que permita realizar contratos de largo plazo que garanticen el suministro en iguales condiciones que una planta localizada dentro del país. Por esta razón, en el presente plan no se considera la importación como una fuente energética disponible capaz de desplazar inversiones necesarias para garantizar la continuidad del suministro.

7.7 GENERACIÓN DISTRIBUIDA

La generación distribuida (GD) se refiere a los sistemas de generación eléctrica a pequeña escala que proporcionan energía al usuario en el punto de consumo, la misma puede estar conectada a la red eléctrica en el sistema de distribución o aislada.

La GD inicia en el país en el año 2010 con un plan piloto promovido por el ICE. Este plan recibió solicitudes de participación hasta el 2015, cuando la capacidad de los sistemas


participantes superó la meta de 10 MW. En total se instalaron 11.4 MW, de los cuales 6.5 MW corresponden a sistemas solares fotovoltaicos, 4.5 MW a biomasa seca.

A partir del año 2016 el acceso de los sistemas de GD a la red es regulado a través de la normativa AR-NT-POASEN: “Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional”. Esta norma establece las condiciones técnicas generales bajo las cuales se planeará, desarrollará y se operará el Sistema Eléctrico Nacional y las condiciones técnicas, contractuales, comerciales y tarifarias con las cuales se brindará acceso a los diferentes interesados en interconectarse con el Sistema Eléctrico Nacional.

Conforme a la política energética y ambiental del país, la normativa establece que los sistemas de GD deben utilizar fuentes renovables.

La gran mayoría de la GD instalada en el país está alimentada con sistemas fotovoltaicos, cerca del 90%. También hay instalaciones que aprovechan la biomasa seca y el biogás, y un aporte marginal de plantas microhidroeléctricas.

La reducción de demanda que ha provocado la GD en el país está siendo considerada en las proyecciones de demanda eléctrica de forma indirecta, porque los registros de ventas históricos utilizados como variables de entrada en los modelos ya tienen embebido el impacto de los sistemas instalados

Adicionalmente el ICE monitorea la evolución de la GD con el objeto de valorar la tendencia general de crecimiento e identificar oportunamente cambios abruptos que deban ser considerados con detalle en las proyecciones de demanda.

El más reciente estudio de seguimiento de la GD, publicado en el 2020, estima que la capacidad instalada en sistemas fotovoltaicos era aproximadamente 55 MW a finales del 201928.

7.8 ADMINISTRACIÓN DE LA DEMANDA

La administración de la demanda es el conjunto de mecanismos diseñados para lograr un uso racional de la energía, de tal manera que se logre el mismo bienestar y riqueza de la sociedad con cada vez menores cantidades de energía y de recursos económicos.

La administración de la demanda no es estrictamente un recurso energético, pero al lograr disminuir las demandas de generación o de capacidad instalada, se le considera como una alternativa que sustituye otras fuentes energéticas.

Para el diseño del Plan de Expansión se supone que el efecto de los distintos programas de administración de la demanda está considerado implícitamente en las proyecciones de la demanda y no se hacen ajustes o reducciones de capacidad instalada por este concepto.

28 “Informe del Crecimiento e Impacto de la Generación Distribuida en Costa Rica 2019. Planificación y Desarrollo Eléctrico, ICE, junio 2020.


7.9 EXTERNALIDADES DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS

La generación eléctrica con cualquier fuente energética o tecnología produce impactos en el ambiente, tanto de carácter positivo como negativo.

Los costos sociales de las emisiones de efecto invernadero se reconocen como un problema global. Existen algunos mercados de derechos de emisiones que monetizan esta externalidad.

Aunque la valoración detallada de los impactos es una función única de cada proyecto, existen externalidades inherentes a las diferentes tecnologías de generación que cada día cobran más importancia.

Las emisiones de las plantas generadoras dependen de una gran cantidad de factores. No obstante, se pueden utilizar índices de emisiones genéricas por cada tipo de tecnología con el objeto de evaluar gruesamente las emisiones totales de los escenarios de expansión. Estos índices estiman las emisiones de todos los gases de efecto invernadero, expresadas en toneladas equivalentes de CO2.

El parámetro usualmente utilizado para medir emisiones de carbono en sistemas de generación, se refiere específicamente a las emisiones durante la operación de las plantas y se expresan en términos de tonCO2 equivalentes/GWh.

Para la contabilización de emisiones de gases de efecto invernadero de las plantas, el ICE ha establecido un método de cálculo que se utiliza para los inventarios de emisiones del sector eléctrico, que sigue los procedimientos reconocidos por organismos internacionales. Los índices de este método y que se aplicaron al presente análisis son los mostrados en la Tabla 7.429.

Tabla 7.4 Índice de emisiones por tecnología

29 Fuente: ICE. Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero del Sistema Eléctrico Nacional. 2019. Gerencia de Electricidad. Planificación y Desarrollo Eléctrico. Proceso de Planificación Ambiental. Abril 2020. Pág. 22.

Solar 0

Eólica 0

Biomasa 18

Hidro 30

Geotérmica 65

Ciclo Combinado con gas natural 460

Turbina Ciclo Combinado con diesel 500

Turbina Ciclo Abierto con diesel 600

Motor Media Velocidad con búnker 700

Carbón 1000

Fuente : ICE. Inventario de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero del SEN

Coeficientes de emisiones directas de gases de efecto

ton CO2equiv/GWh

invernadero (GEI) por tipo de tecnología


8 PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES FÓSILES

El pronóstico de los precios de los combustibles que utiliza el ICE en las decisiones de la expansión de la generación, se basa en estimaciones del Energy Information Administration (EIA), organismo de estadística y análisis del Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE). Para hacer sus proyecciones, el EIA utiliza modelos que toman en cuenta factores económicos y políticos que han incidido o podrían incidir en el precio de los combustibles.

A partir de las proyecciones publicadas por el EIA, se construyen proyecciones para ser aplicadas al caso de Costa Rica. El pronóstico cubre el precio del diésel y del búnker, con y sin impuestos, así como del gas natural y del carbón.

La proyección de precios de los combustibles utilizados en el presente plan de expansión se basa en la estimación de precios contenida en el Annual Energy Outlook 2020 (AEO2020), publicado en enero 2020 y en el Short Term Outlook, de febrero 2020, ambos publicados por la EIA.

Si no se indica lo contrario, todos los precios están expresados en dólares constantes del 2019 (2019$).

8.1 PROYECCIÓN DEL PRECIO DEL CRUDO

En la Figura 8.1 se presentan los precios para varios crudos de referencia. Las líneas continuas muestran la proyección de largo plazo del AEO2020 y las líneas discontinuas el ajuste de corto plazo contenido en el Short Term Energy Outlook de febrero del 2020. El EIA publica estos ajustes de corto plazo mensualmente y cubren el año en curso y dos años hacia adelante.

Las cifras se expresan en dólares por barril (USD/bbl) y se refieren a dólares constantes de diciembre 2019.

En la Figura 8.1 se observa que las proyecciones del EIA suponen un crecimiento sostenido durante todo el horizonte de la misma.


Figura 8.1 Precios del crudo de petróleo en el escenario base

8.2 PROYECCION DEL PRECIO DEL DIESEL Y EL BUNKER

Los precios locales de los combustibles son definidos por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Estos precios cubren los costos de importación del crudo, del almacenamiento y de la distribución. Actualmente el país no está refinando productos por lo que no existe un cargo asociado al proceso industrial para la producción de derivados.

Las proyecciones del precio del diésel y del búnker para Costa Rica para el período 2019-2050, se muestran en la Tabla 8.1 y la Figura 8.2. La proyección se presenta en dólares (2019$) por litro, con y sin impuestos.

Desde el año 2001, el impuesto a los combustibles es un impuesto único según el tipo de combustible y se ajusta únicamente por inflación. El precio con impuestos se calcula

Brent Spot

West Texas

Intermediate

Spot

Imported

Crude oil

2019 63.4 56.3 56.8

2020 58.5 53.1 48.7

2021 61.6 58.2 58.6

2022 64.0 59.6 60.7

2023 65.3 60.8 61.7

2024 67.0 63.0 64.2

2025 68.7 64.6 65.8

2026 70.4 66.2 65.9

2027 71.6 67.8 68.3

2028 73.2 68.5 67.8

2029 74.7 70.1 69.3

2030 75.8 71.3 70.4

2031 77.4 73.0 72.1

2032 78.6 73.9 72.4

2033 80.5 76.6 76.4

2034 81.9 77.8 75.9

2035 83.3 79.4 77.2

2036 84.9 81.4 80.2

2037 86.2 81.8 81.2

2038 87.6 83.3 82.6

2039 89.2 84.8 84.1

2040 90.5 85.7 86.4

2041 91.6 86.7 87.3

2042 93.7 89.0 89.7

2043 94.9 90.1 90.6

2044 96.3 91.4 91.7

2045 97.8 93.4 93.8

2046 99.0 94.1 94.8

2047 100.7 96.4 96.8

2048 102.3 98.2 98.1

2049 103.8 99.7 99.4

2050 105.0 100.7 100.5

(2019 dollars per BARREL)

PRECIO DEL CRUDO - Escenario Base

AEO 2020


agregando un valor de 0.24 USD/litro a la proyección de precios del diésel y 0.04 USD/litro a la proyección del búnker. Estos datos corresponden al impuesto del año 2019.

Sin embargo, en el análisis del plan de expansión de la generación, no se toma en consideración el impuesto a los combustibles.

Tabla 8.1 Proyección de precios del diésel y búnker

Diesel Bunker Diesel Bunker Diesel Bunker

2019 0.53 0.41 2019 0.24 0.04 2019 0.77 0.45

2020 0.77 0.46 2020 0.24 0.04 2020 1.01 0.50

2021 0.75 0.53 2021 0.24 0.04 2021 0.99 0.57

2022 0.73 0.53 2022 0.24 0.04 2022 0.97 0.57

2023 0.70 0.53 2023 0.24 0.04 2023 0.94 0.57

2024 0.69 0.53 2024 0.24 0.04 2024 0.93 0.57

2025 0.66 0.54 2025 0.24 0.04 2025 0.90 0.58

2026 0.67 0.54 2026 0.24 0.04 2026 0.91 0.58

2027 0.67 0.55 2027 0.24 0.04 2027 0.91 0.59

2028 0.68 0.55 2028 0.24 0.04 2028 0.92 0.59

2029 0.69 0.57 2029 0.24 0.04 2029 0.93 0.61

2030 0.69 0.58 2030 0.24 0.04 2030 0.93 0.62

2031 0.70 0.59 2031 0.24 0.04 2031 0.94 0.63

2032 0.70 0.59 2032 0.24 0.04 2032 0.94 0.63

2033 0.72 0.60 2033 0.24 0.04 2033 0.95 0.64

2034 0.72 0.61 2034 0.24 0.04 2034 0.96 0.65

2035 0.73 0.62 2035 0.24 0.04 2035 0.97 0.66

2036 0.74 0.63 2036 0.24 0.04 2036 0.98 0.67

2037 0.75 0.63 2037 0.24 0.04 2037 0.99 0.67

2038 0.75 0.64 2038 0.24 0.04 2038 0.99 0.68

2039 0.76 0.65 2039 0.24 0.04 2039 1.00 0.69

2040 0.76 0.66 2040 0.24 0.04 2040 1.00 0.70

2041 0.77 0.66 2041 0.24 0.04 2041 1.01 0.70

2042 0.78 0.67 2042 0.24 0.04 2042 1.02 0.71

2043 0.79 0.67 2043 0.24 0.04 2043 1.03 0.71

2044 0.80 0.67 2044 0.24 0.04 2044 1.04 0.71

2045 0.81 0.67 2045 0.24 0.04 2045 1.05 0.71

2046 0.81 0.68 2046 0.24 0.04 2046 1.05 0.72

2047 0.83 0.68 2047 0.24 0.04 2047 1.07 0.72

2048 0.84 0.69 2048 0.24 0.04 2048 1.08 0.73

2049 0.85 0.70 2049 0.24 0.04 2049 1.09 0.74

2050 0.85 0.71 2050 0.24 0.04 2050 1.09 0.75

(2019$/lt) (2019$/lt)

PROYECCION DE PRECIOS DEL DIESEL Y BUNKER - ICE

Impuestos Precio con impuestos

(2019$/lt)

Precio sin impuestos

ESCENARIO BASE


Figura 8.2 Proyección de precios del diésel y búnker

8.3 PROYECCIÓN DEL PRECIO DEL CARBÓN

En Costa Rica, el uso del carbón mineral es esporádico, a excepción de pequeñas cantidades que ocasionalmente importan algunas industrias30. El plan de descarbonización, que ha venido impulsando el país desde hace varios años, hace incompatible el uso del carbón para la generación eléctrica. A pesar de ello, en los planes de expansión de la generación se valoran plantas de carbón únicamente con el objetivo de tener una referencia de costos.

Para la estimación de precios del carbón se utiliza la proyección de precios de exportación de carbón del EIA y se agregan costos, también estimados, por flete marítimo e internamiento. La proyección de precios se presenta en la Tabla 8.2. La serie de precios estimada por el EIA no muestra aumentos ni reducciones importantes en el horizonte de proyección.

30 En el 2018 se importaron 14 TJ de carbón mineral y 3 535 TJ de coque, aproximadamente un 2.1% del consumo energético nacional. Balance Energético Nacional 2018. Secretaría Planificación Subsector Energía (SEPSE). https://sepse.go.cr/ciena/balances-energeticos/#1576186020566-51408349-4349

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

2019$/lt

PROYECCION BASE DEL DIESEL Y BUNKER

Diesel s/imp

Bunker s/imp

Diesel c/imp

Bunker c/imp


Tabla 8.2 Estimación del precio del carbón

8.4 PROYECCIÓN DEL PRECIO DEL GAS NATURAL LICUADO

El gas natural es un hidrocarburo compuesto por una mezcla de gases ligeros de origen natural. Principalmente contiene metano (CH4) pero también incluye cantidades variables de otros elementos como dióxido de carbono, nitrógeno, etano, propano, butano, etc. Comparado con otros combustibles fósiles, el gas natural es más puro y limpio, lo que se

Precio Planta

Costa Rica

Año $/short ton $/ton $/ton

2019 95.1 104.9 127.2

2020 87.0 95.9 118.2

2021 85.1 93.8 116.1

2022 82.0 90.4 112.7

2023 80.9 89.2 111.5

2024 80.8 89.1 111.4

2025 80.6 88.9 111.2

2026 80.7 88.9 111.2

2027 80.7 89.0 111.3

2028 79.9 88.1 110.4

2029 80.0 88.2 110.6

2030 80.6 88.8 111.1

2031 81.1 89.4 111.7

2032 81.6 89.9 112.3

2033 82.0 90.4 112.8

2034 82.5 91.0 113.3

2035 82.9 91.4 113.8

2036 83.4 92.0 114.3

2037 84.0 92.6 114.9

2038 84.5 93.2 115.5

2039 85.0 93.8 116.1

2040 85.5 94.2 116.6

2041 86.0 94.8 117.2

2042 86.4 95.2 117.6

2043 86.6 95.5 117.8

2044 87.1 96.1 118.4

2045 87.7 96.7 119.1

2046 88.2 97.3 119.6

2047 88.8 97.9 120.3

2048 89.4 98.5 120.9

2049 89.9 99.2 121.5

2050 90.5 99.8 122.2

ESTIMACION DEL PRECIO DEL CARBON

Escenario Base ($2019)

Precio exportación USA

($/ton)

El precio estimado para Costa Rica incluye flete y seguro

marítimo, costos de descarga en muelle, muestreo y análisis.


traduce en un menor impacto ambiental gracias a su alta relación hidrógeno-carbono en su composición.

El Gas Natural Licuado (GNL) es gas natural en fase líquida a una temperatura de -160ºC. Debido a esto se le trata como un líquido criogénico, el cual se almacena y transporta en recipientes térmicamente aislados para mantener su estado líquido. Al encontrarse en estado líquido tiene la ventaja de que su volumen se reduce casi 600 veces. Es un combustible inodoro e incoloro que no es tóxico ni corrosivo.

El GNL no tiene un mercado global tan desarrollado como el del petróleo y presenta características propias en cada región. El suministro de GNL tiene características diferentes al suministro de los combustibles líquidos normalmente utilizados en el país.

El mercado del GNL, en su mayoría, está dominado por contratos de largo plazo, que cubren gran parte de la cadena de suministro, desde la regasificación, el transporte, la licuefacción y algunas veces hasta la extracción del gas.

La economía de escala de la terminal y el volumen de compra también son importantes para obtener costos competitivos. Grandes costos fijos, como eventuales muelles metaneros y los tanques de almacenamiento, afectan negativamente la economía de terminales pequeñas.

El transporte marítimo también favorece los costos cuando se trata de grandes embarques, la flota de buques metaneros en operación refleja la predilección por estos cargamentos. Sin embargo, gradualmente ha venido creciendo un mercado de buques de pequeña escala que aumentarán la disponibilidad de GNL en todo el mundo y permitirán desarrollar mercados de mediana y pequeña escala.

Estas características hacen que gran parte de los costos de desarrollos de GNL sean fijos o se pacten como fijos en los contratos de suministro, recurriendo a cláusulas tipo take-or-pay o directamente a precios binómicos con una componente fija y otra variable. Las transacciones ocasionales están creciendo en importancia, pero siguen siendo de mucho menor volumen.

Con la puesta en operación en el año 2018 de la Terminal de Gas de la empresa AES en Panamá y de la planta térmica de la empresa Energía del Pacífico que operará a mediados del 2021 en El Salvador, cambiará radicalmente la estructura del suministro de gas para Centroamérica.

La Terminal de AES en Colón tiene un tanque de almacenamiento de GNL de 180 000 m3, con el cual se reemplazó el almacenamiento flotante que de manera temporal alimentó la planta térmica el primer año de operación. El 25% de la capacidad de almacenamiento es suficiente para alimentar la planta termoeléctrica, mientras que el 75% restante será comercializado en otras áreas. Con esto Panamá se convierte en el primer centro de operaciones de GNL para la región. La Terminal iniciará la distribución de gas en camiones y en ISO-contenedores.

La terminal marina de importación de GNL de El Salvador entrará en operación a finales de 2021. Dispondrá de un almacenamiento flotante con capacidad de 137 000 m3.


Para los próximos años se han anunciado otros proyectos que contemplan terminales de importación de GNL en Panamá y Nicaragua.

8.4.1 GNL en pequeña escala

El GNL en pequeña escala (SSLNG por sus siglas en inglés) está siendo impulsado en algunas partes del mundo, principalmente en Asia en donde operan barcos con capacidades promedio de 30 000 m3 de GNL con contratos de corto y mediano plazo. Esto comienza a ser posible debido a la demanda por combustible más barato, así como por los avances tecnológicos en el campo.

En instalaciones de GNL de pequeña o mediana escala, además de lograr la eficiencia en la cadena de valor, otros factores cobran importancia: manejar el número mínimo de equipos necesarios, contar con sistemas modulares de fácil instalación y programas de mantenimiento sencillos.

El mercado de GNL también empieza a mostrar contratos de corta duración y bajos volúmenes de GNL, sin embargo, es posible que estos nuevos mercados demoren todavía tiempo en consolidarse.

8.4.2 Costos GNL para Costa Rica

Para determinar un posible precio del gas natural licuado en Costa Rica, se realizan una serie de supuestos. Como base se utilizan las proyecciones de precio del Henry Hub del EIA. A este precio se le agregaron 4 USD/mmBTU por el proceso de licuefacción y 4 USD/mmBTU por la logística de colocar el gas licuado en el país. Esta cifra contempla los costos relativos al suministro de demandas pequeñas que varían a lo largo del año y pueden presentar también variaciones muy importantes de un año a otro.

El precio así obtenido se muestra en la Tabla 8.3 y corresponde al gas en su fase líquida y entregado en el puerto de destino. La serie de precios estimada por el EIA para el Henry Hub, aumenta paulatinamente en el horizonte de la proyección. Con respecto al 2019, para el 2025 se observa un aumento del 27% del precio y para el 2030 un 66%.


Tabla 8.3 Estimación del precio del GNL

2019$/m³

GNL

Henry Hub (1)Licuefaccción Transporte

Precio DES

s/imp

(2)

Precio s/imp

$/m³

(3)

2019 2.6 4.0 4.0 10.6 0.39

2020 2.4 4.0 4.0 10.4 0.38

2021 2.6 4.0 4.0 10.6 0.39

2022 2.7 4.0 4.0 10.7 0.39

2023 2.8 4.0 4.0 10.8 0.40

2024 3.0 4.0 4.0 11.0 0.40

2025 3.3 4.0 4.0 11.3 0.41

2026 3.6 4.0 4.0 11.6 0.43

2027 3.9 4.0 4.0 11.9 0.44

2028 4.1 4.0 4.0 12.1 0.44

2029 4.2 4.0 4.0 12.2 0.45

2030 4.3 4.0 4.0 12.3 0.45

2031 4.3 4.0 4.0 12.3 0.45

2032 4.4 4.0 4.0 12.4 0.45

2033 4.6 4.0 4.0 12.6 0.46

2034 4.8 4.0 4.0 12.8 0.47

2035 4.9 4.0 4.0 12.9 0.47

2036 5.0 4.0 4.0 13.0 0.47

2037 5.1 4.0 4.0 13.1 0.48

2038 5.3 4.0 4.0 13.3 0.49

2039 5.4 4.0 4.0 13.4 0.49

2040 5.6 4.0 4.0 13.6 0.50

2041 5.7 4.0 4.0 13.7 0.50

2042 5.9 4.0 4.0 13.9 0.51

2043 6.0 4.0 4.0 14.0 0.51

2044 6.2 4.0 4.0 14.2 0.52

2045 6.4 4.0 4.0 14.4 0.53

2046 6.6 4.0 4.0 14.6 0.53

2047 6.8 4.0 4.0 14.8 0.54

2048 7.1 4.0 4.0 15.1 0.55

2049 7.3 4.0 4.0 15.3 0.56

2050 7.5 4.0 4.0 15.5 0.57

(1) Henry Hub ajustado con Short Term de feb 2020.

(3) Conversión de 1mmBTU=27.29 m³ GN.

(2) DES (Delivered ex Ship). El exportador asume los costes y riesgos de transporte la mercadería

hasta el puerto de destino.

ESTIMACION DEL PRECIO DEL GNL PARA COSTA RICA

(2019$/mmBTU)


8.5 RESUMEN DE LAS PROYECCIONES DE PRECIOS

En la Tabla 8.4 y la Figura 8.3 se presenta un resumen de las proyecciones de precios, por unidad de volumen o de peso y por unidad de energía calórica. Estos precios no incluyen los impuestos a los combustibles. Se expresan en USD constantes del 2019.

Tabla 8.4 Proyección de precio de los combustibles

Crudo

WTI

Crudo

BrentDiésel Bunker GNL Carbón Diésel Búnker GNL Carbón

$/bbl $/bbl $/lt $/lt $/m3 $/ton

2019 56.3 63.4 0.53 0.41 0.42 127.2 14.5 10.6 11.6 6.02020 53.1 58.5 0.77 0.46 0.42 118.2 21.3 11.9 11.4 5.62021 58.2 61.6 0.75 0.53 0.43 116.1 20.6 13.8 11.6 5.52022 59.6 64.0 0.73 0.53 0.43 112.7 20.0 13.8 11.7 5.32023 60.8 65.3 0.70 0.53 0.43 111.5 19.3 13.8 11.8 5.32024 63.0 67.0 0.69 0.53 0.44 111.4 18.9 13.9 12.0 5.32025 64.6 68.7 0.66 0.54 0.45 111.2 18.3 14.0 12.3 5.32026 66.2 70.4 0.67 0.54 0.46 111.2 18.5 14.2 12.6 5.32027 67.8 71.6 0.67 0.55 0.47 111.3 18.4 14.5 12.9 5.32028 68.5 73.2 0.68 0.55 0.48 110.4 18.7 14.5 13.1 5.22029 70.1 74.7 0.69 0.57 0.48 110.6 18.9 14.9 13.2 5.22030 71.3 75.8 0.69 0.58 0.49 111.1 19.0 15.1 13.3 5.32031 73.0 77.4 0.70 0.59 0.49 111.7 19.2 15.4 13.3 5.32032 73.9 78.6 0.70 0.59 0.49 112.3 19.3 15.5 13.4 5.32033 76.6 80.5 0.72 0.60 0.50 112.8 19.7 15.8 13.6 5.32034 77.8 81.9 0.72 0.61 0.50 113.3 20.0 16.0 13.8 5.42035 79.4 83.3 0.73 0.62 0.51 113.8 20.2 16.2 13.9 5.42036 81.4 84.9 0.74 0.63 0.51 114.3 20.5 16.4 14.0 5.42037 81.8 86.2 0.75 0.63 0.52 114.9 20.6 16.6 14.1 5.42038 83.3 87.6 0.75 0.64 0.52 115.5 20.7 16.7 14.3 5.52039 84.8 89.2 0.76 0.65 0.53 116.1 21.0 17.0 14.4 5.52040 85.7 90.5 0.76 0.66 0.53 116.6 21.0 17.2 14.6 5.52041 86.7 91.6 0.77 0.66 0.54 117.2 21.2 17.3 14.7 5.62042 89.0 93.7 0.78 0.67 0.54 117.6 21.6 17.5 14.9 5.62043 90.1 94.9 0.79 0.67 0.55 117.8 21.8 17.5 15.0 5.62044 91.4 96.3 0.80 0.67 0.56 118.4 21.9 17.5 15.2 5.62045 93.4 97.8 0.81 0.67 0.56 119.1 22.3 17.4 15.4 5.62046 94.1 99.0 0.81 0.68 0.57 119.6 22.4 17.7 15.6 5.72047 96.4 100.7 0.83 0.68 0.58 120.3 22.8 17.8 15.8 5.72048 98.2 102.3 0.84 0.69 0.59 120.9 23.1 18.1 16.1 5.72049 99.7 103.8 0.85 0.70 0.60 121.5 23.4 18.3 16.3 5.82050 100.7 105.0 0.85 0.71 0.61 122.2 23.5 18.6 16.5 5.8

PROYECCION DE PRECIOS DE COMBUSTIBLE

PRECIO SIN IMPUESTOS

Dólares constantes del 2019

$/mmBTU

Año


Figura 8.3 Precios de combustibles sin impuestos


9 CRITERIOS PARA LA FORMULACIÓN DEL PLAN

9.1 POLÍTICA ENERGÉTICA

El Plan de Expansión de la Generación responde a las políticas energéticas definidas en el VII PNE vigente al momento de su formulación y en su actualización durante la administración Alvarado Quesada (2019-2022).

La política energética del VII PNE está guiada por una orientación central que se puede resumir como sostenibilidad energética con un bajo nivel de emisiones. Con esto se entiende que “el país debe aspirar a contar con un sistema energético nacional con un bajo nivel de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), basado en el uso de fuentes limpias y renovables, en condiciones de absorber los aumentos en la demanda de manera consistente, con precios lo más competitivos posibles en el entorno internacional y capaz de sustentar el bienestar de la mayoría de la población.”

El presente Plan de Expansión se sujeta a los lineamientos de las políticas energéticas del país, expresados en los planes nacionales de desarrollo y de energía. No obstante, también se calculan planes no conformes con la política, con el propósito de explorar otras alternativas del país, que requerirían cambios de política.

9.2 HORIZONTE DE PLANEAMIENTO

El Plan de Expansión de la Generación cubre un horizonte de planeamiento de largo plazo, definido normalmente para 15-20 años. El PEG2020 se plantea para el período 2020-2035.

Conceptualmente el PEG se visualiza en tres períodos, de acuerdo con las decisiones involucradas en cada uno. En la formulación del PEG2020-2035 se identifican los siguientes períodos de planeamiento:

Período Fijo o de obras en ejecución: 2020-2025

Todas las obras están totalmente definidas y se encuentran en ejecución. Las decisiones de expansión de este período ya han sido tomadas y los proyectos se encuentran en construcción o financiamiento. El propósito del Plan en estos años es verificar la validez de las premisas y comprobar que se satisface la demanda, o bien señalar la necesidad de incorporar generación adicional.

Período Intermedio: 2026-2030

Es la ventana de tiempo sobre la que se concentran las decisiones del presente plan de expansión porque los requerimientos de proyectos que entraría en operación en este período se definen en este ciclo de planificación. En el PEG2020-2035 se están definiendo las expansiones de este período.

De la optimización de proyectos del período se deriva el programa de actividades y las acciones de implementación que deben llevarse a cabo en los años inmediatos.


Una condición particular de este período constituye el proyecto geotérmico Borinquen 1, actualmente en ejecución. El proyecto de 55 MW es un proyecto fijo del PEG2020, pero su entrada en operación se traslada para el año 2027, según se explica en el Capítulo 13.

Período de Referencia: 2031-2035

Corresponde al horizonte de más largo plazo y se prepara como referencia. Está compuesto por los proyectos cuya decisión de ejecución no es crítica y puede ser pospuesta para futuras revisiones. La programación de estos proyectos es flexible y permite ajustar el Plan sin cambiar sus decisiones críticas, según vayan evolucionando los escenarios de demanda y de disponibilidad de recursos energéticos.

Los periodos indicados son únicamente para propósitos indicativos. Por su definición, pueden presentar traslapes cronológicos.

9.3 ENTORNO CENTROAMERICANO

Con la entrada de la línea del proyecto SIEPAC y el reglamento que regula el Mercado Eléctrico Regional (MER), las posibilidades de intercambio entre los países del área han aumentado. Sin embargo, no será sino con la madurez del Mercado Eléctrico Regional, que los países podrán depender en forma segura de contratos en la región para atender sus demandas locales o para viabilizar proyectos regionales. El único país que ha cubierto un alto porcentaje de su demanda mediante importaciones en los últimos años es El Salvador, con energía proveniente de Guatemala.

El PEG se refiere al sistema costarricense aislado, lo cual significa que las inversiones propuestas satisfacen la demanda nacional prevista, sin depender de los países vecinos y sin hacer inversiones adicionales para exportar energía. Esta condición de diseño se mantendrá hasta que la madurez del mercado permita planear la expansión en forma integrada regionalmente.

No obstante, gracias a que la operación del mercado eléctrico centroamericano ha avanzado significativamente y a que la línea SIEPAC ya permite intercambios mucho más confiables, la operación del sistema debe hacerse para aprovechar las oportunidades de compra y venta de electricidad que favorezcan a los consumidores nacionales.

9.4 CRITERIO AMBIENTAL

Los criterios ambientales globales responden a las políticas energéticas del país que orientan el desarrollo de la expansión de largo plazo. Los proyectos considerados en los planes de expansión dentro del período de corto plazo han sido evaluados ambientalmente y en sus costos y beneficios se han incluido los respectivos costos y beneficios ambientales.

Los proyectos considerados en las etapas intermedia y de referencia pueden no haber completado sus estudios ambientales de detalle. En estos casos, al igual que con los proyectos genéricos, se supone que la información preliminar de sus costos incluye una estimación de las medidas de mitigación ambiental.


En todos los casos, la decisión posterior de ejecutar cada proyecto requiere la verificación de la viabilidad ambiental y la obtención de las licencias y permisos correspondientes para asegurar la promoción de alternativas ambientalmente viables.

9.5 CRITERIO DE CONFIABILIDAD

En sistemas predominantemente hidroeléctricos como el de Costa Rica, es necesario utilizar un criterio de confiabilidad del suministro asociado con las probabilidades de ocurrencia de eventos hidrológicos secos y la intermitencia de las fuentes renovables variables. Las situaciones críticas usualmente se asocian con la escasez de agua en la época seca. Los sistemas están limitados por fallas o faltantes de energía y no necesariamente de potencia.

La capacidad para satisfacer la demanda es una combinación de la potencia instalada y la disponibilidad de agua, viento, radiación solar y biomasa suficiente en las plantas generadoras. Dado que la disponibilidad de los recursos renovables se considera una variable estocástica, la satisfacción de la demanda también lo es y merece un tratamiento probabilístico. La variable estocástica dominante es el caudal en los ríos, debido a la mayoritaria participación hidroeléctrica en la matriz de generación.

El criterio de confiabilidad sustituye al criterio de “margen de reserva” que normalmente se usa en los sistemas térmicos. Este criterio se utiliza para aceptar o rechazar los posibles planes de expansión, con base en la cuantificación de la probabilidad de satisfacer la demanda ante la variabilidad de los escenarios hidrológicos.

El criterio de confiabilidad es un concepto integrado que incluye tres aspectos que se deben comprobar para cada una de las semanas del horizonte de planeación:

1. En el 95% de las series hidrológicas el déficit semanal de energía no debe exceder el 2% de la demanda de dicha semana.

2. El valor esperado de déficit en el 5% de las series más secas no debe exceder el 5% de la demanda de dicha semana.

3. No más del 10% de las series deben presentar déficit de cualquier magnitud.

La Figura 9.1 esquematiza estos criterios. En esta figura se han graficado los límites que impone cada criterio y se muestra la región de aceptación y de rechazo del plan. Se observa que los criterios procuran balancear la magnitud del déficit con su probabilidad de ocurrencia: a mayor probabilidad, menor tolerancia en la magnitud del déficit.


Figura 9.1 Esquema ilustrativo de los criterios de confiabilidad

Para que un plan sea aceptable, los déficits de cada una de las semanas deben caer dentro de la zona de aceptación. Sólo se consideran en el estudio planes que satisfacen los criterios de confiabilidad.

9.6 CRITERIO DE ÓPTIMO ECONÓMICO

Se define como plan óptimo aquel que, cumpliendo con todos los criterios de planeamiento, en particular los criterios de confiabilidad, minimiza el costo total para la economía del país.

Establecida una proyección de la demanda, el plan óptimo minimiza el costo total de inversión y operación necesario para satisfacer esa demanda. Se incluye dentro de la función a minimizar el costo de falla, que valora el costo que representa para la sociedad el no servir completamente la energía demandada.

9.7 OTROS PARÁMETROS ECONÓMICOS

Evaluación social de los planes

La evaluación de los planes de expansión se hace en términos económicos para la sociedad costarricense. Por esta razón, los proyectos del ICE, de las demás empresas eléctricas y de los generadores privados son tratados en forma similar, sin distinción por la propiedad o por la fuente de financiamiento. Tampoco se incluyen los impuestos en el costo del combustible.


Costos constantes en el tiempo

La evaluación económica se expresa en dólares americanos constantes, con una base de precios de diciembre de 2019. Se parte del supuesto que los costos y beneficios de cada uno de los componentes del plan no variará substancialmente con respecto a los demás componentes durante el período de análisis, a excepción de los combustibles, para los cuales se utiliza una proyección de precios.

Tasa social de descuento

Se utiliza una tasa de 12% para descontar todos los flujos de dinero en el tiempo.

Costo de racionamiento

Para la simulación de los planes y la determinación del plan de mínimo costo, se actualiza el costo de racionamiento de energía utilizado en planes de expansión anteriores, adoptando el esquema de valores propuesto por la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica para la Región Centroamericana (CRIE) 31. Estas cifras se utilizan como señal del costo que tiene para la sociedad el no satisfacer la energía demandada. La Tabla 9.1 muestra los costos definidos en cuatro bloques, según la profundidad del racionamiento como porcentaje de la demanda.

Tabla 9.1 Costo de racionamiento

Este dato es de gran interés porque influye en la cantidad de instalación requerida para evitar el racionamiento y también en la magnitud de los costos marginales de corto plazo estimados.

31 CRIE (2018). Resolución CRIE Nº 34-2018 del 23 de febrero del 2018. Guatemala: Comisión Regional de Interconexión Eléctrica para la Región Centroamericana. Disponible en: www.crie.org.gt.

Profundidad de la falla Costo

(Porcentaje de la demanda) US$/MWh

1 De 0% hasta 5% 455

2 De 5% hasta 10% 898

3 De 10% hasta 30% 1242

4 Mayor a 30% 2291

Costo de racionamiento

Bloque

http://www.crie.org.gt/


9.8 CAMBIO CLIMÁTICO Y VULNERABILIDAD

Hay evidencias claras que la actividad humana, en particular por su dependencia de la energía extraída de los combustibles fósiles, está acelerando cambios en la composición de los gases de la atmósfera, incrementando la concentración de CO2 y de otros gases que provocan un efecto invernadero. Este factor tiene consecuencias globales que están incidiendo en el clima planetario. La determinación de la magnitud del impacto y de la velocidad de su desarrollo es asunto todavía en discusión, pero hay un acuerdo generalizado que es un problema que debe ser atendido adecuadamente.

Un cambio climático afectará la disponibilidad de la mayor parte de las fuentes energéticas renovables, con excepción de la geotermia. Como estas afectaciones pueden ser negativas, el efecto de un cambio climático hace vulnerable un sistema basado en recursos renovables como el costarricense.

A pesar del significativo progreso alcanzado en los últimos años, la determinación de los efectos del cambio climático en la disponibilidad de los recursos energéticos renovables aún revela niveles substanciales de variabilidad e incertidumbre. Esto dificulta internalizar en los modelos de planificación eléctrica la diferencia entre la variabilidad climática ocurrida en el pasado, con cambios climáticos futuros. Por tanto, algunos estudios del impacto del clima en la planificación eléctrica de largo plazo han adoptado la hipótesis de modelación de los fenómenos hidrometeorológicos como procesos estacionarios32.

Considerando lo anterior, en el presente Plan se supone que los efectos del cambio climático que puedan ocurrir en las próximas dos décadas están dentro de la variabilidad climática ya contenida en la modelación del sistema para las plantas hidroeléctricas, que aportan la mayor parte de la generación del país. Las 55 series hidrológicas (1965-2019) que se utilizan para modelar el comportamiento hidroeléctrico, contienen un historial amplio de variación climática, que engloba incluso cualquier cambio climático ocurrido en los últimos 55 años. Este enfoque permite analizar la vulnerabilidad del sistema ante cambios climáticos, especialmente escenarios de hidrología baja que pudieran resultar como consecuencia del cambio climático futuro, pero que aún serían estadísticamente coherentes con los ciclos históricos.

Conforme se cuantifique mejor el cambio climático, las sucesivas revisiones del PEG tendrán que ir incorporando en su análisis este efecto, cuyo ámbito deberá comprender además de los recursos hidrológicos, el viento y el sol.

9.9 DIVERSIFICACIÓN DE FUENTES DE ENERGÍA ELÉCTRICA

La diversificación de la matriz de generación contribuye a mitigar los efectos negativos de la inherente variabilidad de las fuentes renovables. En el PEG se procura integrar de manera segura y oportuna, nuevas fuentes de energía a la matriz de generación nacional. Las energías renovables no convencionales se integran al sistema en la proporción en que no comprometan la confiabilidad del mismo.

32 Banco Mundial (2017). Low Hydrology Scenario for the Brazilian Power Sector 2016-2030. Impact of Climate on Greenhouse Gas Emissions. Brasilia: Banco Mundial.


10 INFORMACIÓN BÁSICA

10.1 SISTEMA EXISTENTE

El sistema de generación existente a diciembre del 2019, estaba integrado por las plantas cuyas características principales se muestran en la Tabla 10.1.

Tabla 10.1 Características de plantas existentes. Capacidad instalada en Dic2019

Inicio Potencia Gen.Prom Embalse Producción Tipo Indispo- O&M %Pot

Opera(a)

Anual (b)

Util específica Combus- nibilidad Fijos (c)

Instalada

(MW) (GWh) (hm3) (kWh/litro) tible (%) ($/kW-año)

1.

ICE Angostura 2000 180 720 11 10% 52.4 5%

Arenal 1979 166 641 1477 10% 44.6 5%

Cachí 1966/2015 159 491 36 10% 57.1 5%

Cariblanco 2007 82 272 10% 55.4 2%

Corobicí 1982 174 721 10% 29.1 5%

Garita 1958 40 218 10% 106.7 1%

Echandi 1990 4 33 10% 399.0 0%

Peñas Blancas 2002 36 159 2 10% 163.4 1%

Pirrís 2011 140 403 30 10% 52.3 4%

Río Macho 1963/2015 140 440 10% 73.3 4%

Sandillal 1992 31 127 10% 151.3 1%

Toro 1 1995 25 97 10% 151.6 1%

Toro 2 1996 66 228 10% 50.6 2%

Reventazón 2016 306 1,066 118.5 10% 25.1 9%

Ventanas-Garita 1987 100 408 10% 65.1 3%

SubTotal 1,650

ICE-JASEC Toro 3 (d) 2012 48 177 10% 36.1 1%

CNFL CNFL Virilla varios 53 217 10% 196.2 2%

Cote 2003 7 11 10% 248.1 0%

Daniel Gutiérrez 1996 20 92 10% 152.4 1%

Balsa Inferior 2014 38 103 10% 104.7 1%

El Encanto 2009 9 32 10% 304.2 0%

SubTotal 126

ESPH Los Negros 2006 18 82 10% 154.2 1%

Tacares 2013 7 32 10% 247.2 0%

Jorge Manuel Dengo 1951/2019 4 19 10% 433.0 0%

Los Negros II 2019 28 114 10% 154.2 1%

SubTotal 57

COOPELESCA Aguas Zarcas 2015 14 46 10% 106.0 0%

Cubujuquí 2012 22 97 10% 138.8 1%

Chocosuela 2000 27 80 10% 127.0 1%

La Esperanza 2014 6 31 10% 106.0 0%

SubTotal 69 0

CONELECTRICAS Pocosol 2010 28 132 10% 126.2 1%

San Lorenzo 1997 19 77 10% 161.9 1%

SubTotal 47

COOPEGU Canalete 2008 17 76 10% 228.2 0%

Bijagua 2016 18 74 10% 89.1 1%

SubTotal 35

JASEC Varias 1975 24 104 10% 254.5 1%

PRIV-CAP1 (e) Varias 1998 86 354 10% 229.2 3%

PRIV-CAP2 General 2006 39 183 10% 102.6 1%

La Joya 2006 50 210 10% 90.3 1%

Torito 2013 50 195 10% 106.3 1%

Chucás 2016 50 252 2.3 10% 106.3 1%

SubTotal 189

TOTAL HIDROELÉCTRICA 2,330 69%

CARACTERISTICAS DE LAS PLANTAS DE GENERACION DEL SISTEMA ELECTRICO NACIONAL ( Dic 2019)

Nombre

PLANTAS HIDROELECTRICAS


Continuación

Inicio Potencia Gen.Prom Embalse Producción Tipo Indispo- O&M %Pot

Opera(a)

Anual (b)

Util específica Combus- nibilidad Fijos (c)

Instalada

(MW) (GWh) (hm3) (kWh/litro) tible (%) ($/kW-año)

2.

ICE Garabito 2011 195 131 4.48 búnker 15% 38.5 6%

Guápiles 2008 14 6 4.07 búnker 15% 153.8 0%

Moín 2 1991 131 13 2.88 diésel 15% 42.6 4%

Moín 3 2003 70 11 2.95 diésel 15% 23.2 2%

Orotina 2008 9 4 4.18 búnker 15% 147.7 0%

TOTAL TÉRMICO 418 12%

3.

ICE Boca de Pozo 1 1994 5 37 10% 159.9 0%

Miravalles 1 1994 42 298 10% 193.5 1%

Miravalles 2 1998 42 299 10% 194.1 1%

Miravalles 3 2000 27 209 10% 156.2 1%

Miravalles 5 2003 6 43 10% 213.8 0%

Pailas 1 2011 35 271 10% 187.7 1%

Pailas 2 2019 52 423 10% 161.2 2%

TOTAL GEOTÉRMICO 210 6%

4.

ICE Tejona 2002 17 49 - 186.0 0%

CNFL Valle Central 2012 15 32 216.8 0%

COOPESANTOS Los Santos 2011 13 38 - 196.4 0%

COOPEGUANACASTE Río Naranjo 2018 9 37 53.0 0%

PE Cacao 2018 21 56 53.0 1%

PRIV-CAP1 Aeroenergía 1998 6 23 - 196.4 0%

Tierras Morenas 1999 20 68 - 196.4 1%

Tilarán 1996 20 68 - 196.4 1%

Tilawind 2015 20 75 - 196.4 1%

Vientos del Este 2015 9 51 - 196.4 0%

Mogote 2016 20 72 - 196.4 1%

Altamira 2017 20 101 - 196.4 1%

Campos Azules 2016 20 97 - 196.4 1%

Vientos de Miramar 2017 20 101 - 196.4 1%

Vientos de la Perla 2017 20 103 - 196.4 1%

SubTotal 175

PRIV-CAP2 Chiripa 2014 50 273 - 201.3 1%

Guanacaste 2009 50 209 - 196.4 1%

Orosí 2015 50 269 - 201.3 1%

SubTotal 150

TOTAL EÓLICO 399 12%

5.

PRIV-CAP1 El Viejo 1991 18 46 bagazo - 62.0 1%

Taboga 1998 20 34 bagazo - 62.0 1%

TOTAL BIOMASA 38 1%

6.

ICE Miravalles 2012 1 1.4 - 158.8 0%

COOPEGUANACASTE Juanilama 2017 4 7 - 182.2 0%

TOTAL SOLAR 5 0%

3,400 100%

OBSERVACIONES

a. ICE: Datos de potencia efectiva. Para cada planta es la suma de las potencias efectivas de cada unidad. Para el térmico considera la degradación permanente.

Privados: Datos de potencia de placa Tomado de: Informe Anual CENCE-ICE_Dic19

Empresas Distribuidoras: Datos de potencia placa. Tomado de: Informe Anual CENCE-ICE_Dic19

b. Generación promedio anual, período 2020-2035. Se calcula con el Plan recomendado que se representa en el capítulo 14.

c. Costos basados en "Informe de Costos y Gastos de Operación y Mantenimiento 2013-2019". Negocio de Generación ICE. Precios en USD a diciembre 2019

Se suponen los mismos costos para plantas no ICE

Plantas geotérmicas incluyen el costo de operación del campo geotérmico

d. Toro 3: Generación promedio anual, período 2020-2035. La planta pertenece al ICE y JASEC en un 50%.

e. La generación hidroeléctrica del Capítulo 1 es tomado del Informe Anual 2019 CENCE-ICE

PLANTAS EOLICAS

PLANTAS BIOMASA

PLANTAS SOLARES

TOTAL SEN

CARACTERISTICAS DE LAS PLANTAS DE GENERACION DEL SISTEMA ELECTRICO NACIONAL ( Dic 2019)

Nombre

PLANTAS TERMOELECTRICAS

PLANTAS GEOTERMICAS


Con las características de los proyectos de la Tabla 10.1, el sistema existente fue modelado en el SDDP. En el Anexo A1 se muestra el detalle del agrupamiento de plantas definidas como “varias” en la tabla anterior.

En el Anexo A2 se muestra la ubicación de las principales plantas y proyectos de generación del país.

10.1.1 Continuidad de las plantas existentes

Dada la holgura del sistema de generación, en la formulación del PEG2020-2035 se hace una revisión de la conveniencia de mantener operando las plantas de generación contratadas a través del Capítulo I de la Ley 7200, posterior al vencimiento de los contratos.

Esta consideración se introduce por primera vez en la modelación del plan de expansión, simulando planes con y sin el retiro de plantas privadas, a partir de vencimiento de los contratos. El detalle y resultados de estos análisis se explican en el capítulo 12.

Se supone que el resto de plantas que forman parte del Sistema Eléctrico Nacional se mantienen disponibles sin variaciones significativas en sus características a lo largo del horizonte de planificación, excepto cuando específicamente se indica lo contrario. Este supuesto se apoya en dos premisas generales, aplicables cuando la planta no presenta un problema de obsolescencia tecnológica:

El beneficio a largo plazo para el sistema supera el costo operativo de mantener disponible la planta.

El costo operativo de mantener disponible la planta es inferior al costo combinado de inversión y operación de un proyecto nuevo que la sustituya.

10.1.2 Retiro y modernización

El 30% de la capacidad instalada del país tiene más de 20 años de operación. Es de esperar que en los próximos años se intensifique el requerimiento de modernización y rehabilitación de plantas conforme envejece el parque generador. A través de los procesos de modernización se restablecen o mejoran las características de operación y seguridad de equipos o centrales completas de generación. Cuando la rehabilitación no es viable, se retira el equipo o la central obsoleta.

La capacidad instalada del parque de generación nacional, ordenada por años de servicio y por fuente energética se muestra en la Tabla 10.1.


Figura 10.1 Edad de la capacidad instalada

Retiros por obsolescencia

En la presente revisión del Plan de Expansión se incluyó el retiro de la Planta Eólica Tejona mediante retiros parciales hasta su cierre total en el 2024. También se incluyó el retiro de la planta Miravalles 5 por problemas en el suministro de salmuera. La Tabla 10.2 muestra las características de las plantas a retirar.

Tabla 10.2 Retiro de plantas ICE

En la presente revisión del Plan de Expansión se consideran las modernizaciones indicadas en la Tabla 10.3.

Tabla 10.3 Modernización de plantas ICE

PLANTA FUENTE POTENCIA INICIO DE SALIDA

MW OPERACIÓN PROGRAMADA

Miravalles 5 Geotérmica 6 2003 2028

Tejona Eólico 16.5 2002 2024

PLANTA FUENTE

INICIAL FINAL INICIO FIN

Ventanas Garita Hidroeléctrica 100 100 ene-25 dic-25

Miravalles 1 Geotérmica 42 35 ene-28 dic-28

Miraravalles 2 Geotérmica 42 35 ene-30 dic-30

PARO PROGRAMADOPOTENCIA (MW)


Las centrales geotérmicas serán modernizadas con una menor capacidad que la actual con el objeto de optimizar la vida del reservorio del campo Miravalles en el largo plazo.

El mantenimiento normal del resto del parque generador se modela estadísticamente utilizando una indisponibilidad parcial en todas las unidades generadoras.

10.1.3 Modificaciones recientes en el parque de generación

En los últimos dos años, cuatro plantas de generación de pequeño y mediano tamaño iniciaron operaciones. En la Tabla 10.4 se muestran las adiciones recientes al sistema.

Tabla 10.4- Adiciones recientes al Sistema

10.2 HIDROLOGÍA

Para representar la hidrología se utilizó un registro de 55 años de caudales semanales, correspondiente al registro histórico del período 1965-2019.

A cada planta o proyecto se le asigna una estación hidrológica. Las plantas pequeñas fueron agrupadas y representadas por una planta equivalente y a estas plantas se les asigna un registro hidrológico de acuerdo con su ubicación geográfica. La correspondencia entre plantas hidroeléctricas y las estaciones con datos hidrológicos se indica en el Anexo A3.

Una forma de visualizar la variabilidad hidrológica es mediante la valoración de la Energía Natural Afluente (ENA) del sistema de generación del país. La ENA representa la generación que tendría cada central hidroeléctrica suponiendo una generación a filo de agua a partir de los caudales afluentes y sin considerar límites en las capacidades de turbinación. Representa la conversión de los caudales afluentes en energía en las centrales hidroeléctricas, según sus características propias de producción, pero sin limitaciones en las capacidades de turbinación. En estudios de planificación eléctrica, la ENA solo se utiliza para visualizar la variabilidad hidrológica e identificar escenarios de hidrología baja. No se utiliza en los modelos de optimización para definir el Plan de Expansión porque no considera los límites de turbinación de los equipos ni la capacidad de regulación de las centrales.

En el Plan de Expansión de la Generación se considera la posibilidad de ocurrencia de cualquiera de los 55 registros hidrológicos del país para el proceso de optimización del plan de obras de mínimo costo y confiabilidad de suministro.

AÑO PROYECTO FUENTE POTENCIA PROPIETARIO

MW

2018 Los Negros II hidroeléctrica 28 ESPH

Río Naranjo eólica 9 CoopeGuanacaste

El Cacao eólica 21 CoopeGuanacaste

2019 Las Pailas 2 geotérmica 55 ICE


La Figura 10.2 muestra la ENA para el periodo 1965-2019 del conjunto de plantas hidroeléctricas del país instaladas a diciembre 2019. Cada línea representa un año hidrológico. El promedio anual es del orden de 250 GWh por semana, pero con una fuerte variación estacional que disminuye a valores mínimos en las semanas entre febrero y abril. En la semana más crítica de abril, el promedio es de 110 GWh semanales, pero en años críticos puede bajar a valores cercanos a 55 GWh semanales.

Figura 10.2 ENA semanal en GWh período 1965-2019. Parque de generación hidroeléctrico instalado a diciembre 2019

10.3 VIENTO

Para representar el comportamiento de la energía eólica, se utilizó el modelo computacional Time Series Lab (TSL) de Power System Research (PSR). El modelo crea un registro histórico sintético de generación horaria renovable, a partir del procesamiento de la información disponible en la base de datos de reanálisis global MERRA-2. La base de datos contiene información satelital de viento e irradiación solar disponible desde 1980. Esta información se transforma en generación de energía según la ubicación geográfica y las características de las turbinas eólicas o de los paneles solares. El modelo permite aplicar una corrección del sesgo, con el fin de que los resultados del reanálisis se ajusten a los resultados reales de generación de mediciones disponibles.

Con base en lo anterior, el viento se representa de la siguiente forma:


Período 1980-2017: Se utiliza el registro histórico de 38 años de generación semanal, a partir de la base de datos de reanálisis global MERRA-2, con corrección de sesgo para representar los datos reales de generación disponible.

Período 1965-1979: En este período no hay registros históricos. Se genera una serie sintética a partir de una correlación espacial con los caudales hidrológicos históricos.

Para la simulación del parque33 se crean estaciones renovables de acuerdo con la ubicación geográfica de las turbinas eólicas. A cada planta o proyecto se le asigna una estación renovable de acuerdo con su ubicación geográfica. La correspondencia entre plantas eólicas y las estaciones con datos de generación de energía se indica en el Anexo A4.

La Figura 10.3 muestra los factores de planta semanales de generación eólica para las estaciones renovables definidas, a partir del promedio de datos horarios para el periodo 1980-2017. Al igual que la hidroelectricidad, el viento exhibe un patrón estacional con grandes variaciones de un año a otro. Sin embargo, los meses de diciembre a abril tienen en promedio un factor de planta semanal superior al promedio anual (el factor anual es cercano al 40%). Este comportamiento permite compensar parte del impacto provocado por el período seco de la generación hidroeléctrica.

33 Las plantas eólicas se modelan en el SDDP como fuentes renovables de generación no despachable (GND).


Figura 10.3 Factores de planta de producción eólica

10.4 SOLAR

Al igual que el recurso eólico, el recurso solar se representa de la siguiente forma:

Período 1980-2017: Se utiliza el registro histórico de 38 años de generación semanal, a partir de la base de datos de reanálisis global MERRA-2, con corrección de sesgo para representar los datos reales de generación disponibles.

Período 1965-1979: En este período no hay registros históricos. Se genera una serie sintética a partir de una correlación espacial con los caudales hidrológicos históricos.


Se crearon estaciones renovables según la ubicación geográfica y las características de las plantas solares. A cada planta o proyecto se le asigna una estación renovable de acuerdo con su ubicación geográfica. La correspondencia entre plantas solares y las estaciones con datos de generación de energía se indica en el Anexo A5.

La Figura 10.4 muestra los factores de planta semanales de generación solar para las estaciones renovables definidas, a partir del promedio de datos horarios para el periodo 1980- 2017. Al igual que los recursos anteriores, el recurso solar exhibe un patrón estacional con grandes variaciones de un año a otro. Sin embargo, los meses de diciembre a abril tienen en promedio un factor de planta semanal superior al promedio anual (el factor anual es cercano al 20%). Este comportamiento también colabora en compensar el período seco de la generación hidroeléctrica.

Figura 10.4 Escenarios de generación solar 1980-2017


10.5 PROYECTOS FIJOS

La Tabla 10.5 muestra los proyectos que se consideran como fijos en el Plan de Expansión, con la fecha de entrada prevista. La decisión de ejecutar estos proyectos ya ha sido tomada, esto implica que los proyectos no están sujetos a la optimización en el modelamiento de la expansión. Estos proyectos están en construcción.

Tabla 10.5 Proyectos fijos en el plan de expansión

La adición de potencia de los proyectos fijos es de 65 MW, para ser instalados entre el 2020 y 2027. El proyecto más relevante en este período es el geotérmico Borinquen 134, previsto para el 2027. La planta solar Valle Escondido se simuló en el 2020, año en que estaba prevista su entrada en operación, sin embargo su ejecución se atrasó al menos un año.

Esta lista podría sufrir cambios por eventos no programados. No incluye todos los proyectos que podrían estar impulsando las empresas distribuidoras y que podrían madurar antes del 2027, aumentando la holgura del sistema nacional y los costos asociados. También puede ocurrir que alguno de los proyectos fijos no logre materializarse o que sufra atrasos.

10.6 TECNOLOGÍAS CANDIDATAS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN

10.6.1 Tecnologías basadas en recursos renovables

Las tecnologías que usan recursos renovables modeladas en el presente plan son la hidroeléctrica, la geotérmica, la eólica, la fotovoltaica y biomasa. Los proyectos candidatos incluyen desarrollos en etapas de preinversión y proyectos fijos. Además, hay una gran cantidad de posibles desarrollos de pequeño tamaño, cuyas características se agrupan por tecnología bajo la definición de proyectos genéricos. Dentro de este grupo de proyectos genéricos se consideran indistintamente los candidatos identificados por el ICE, las distribuidoras y los generadores independientes.

Como proyectos genéricos se incluyen eólicos, solares e hidroeléctricos de 20 MW y 50 MW y geotérmicos de 12 MW y 55 MW. Con esta capacidad también se toman en cuenta los posibles desarrollos que todavía no tienen estudios de factibilidad terminados, o que

34 El proyecto geotérmico Borinquen 1 forma parte del “Préstamo Sectorial para el Desarrollo Geotérmico en Guanacaste” aprobado en agosto del 2014 (Ley N° 9254), que cubre los proyectos Las Pailas 2, Borinquen 1 y Borinquen 2. El Contrato de Préstamo específico para Borinquen 1 entró en vigencia en setiembre del 2017.

Año Mes Proyecto FuentePotencia

(MW)Desarrollador

2020 1 Valle Escondido Solar 5 Desarrollador Privado

2021 8 Huacas Solar 5 Coope-Guanacaste

2027 1 Borinquen 1 Geotérmico 55 ICE

PROYECTOS NUEVOS FIJOS EN EL PLAN DE EXPANSION


forman parte del potencial que eventualmente desarrollarán las empresas distribuidoras o los generadores independientes.

El objetivo del plan de expansión es señalar los grandes temas relativos al futuro energético. No es una evaluación detallada de cada uno de los proyectos, particularmente cuando se trata de proyectos individuales relativamente pequeños. Por esta razón, en la confección del plan se supone la existencia de plantas renovables pequeñas y de características genéricas, cuyos detalles particulares no interesa precisar para los propósitos del plan.

Esta simplificación reduce el trabajo y tiempo de cómputo sin sacrificar la calidad y la precisión de los resultados obtenidos. Del plan se obtiene la importancia relativa de todo el conjunto de plantas renovables pequeñas, sin especificar sus características particulares.

Una buena parte de las plantas con vencimiento de contratos en el horizonte de planeamiento podrían ser contratadas para cubrir los bloques de generación que el sistema requerirá en el futuro. Para representar esta situación, en la formulación del Plan se consideraron proyectos genéricos con un costo reducido, que permite reflejar esa capacidad instalada en el país.

Pequeños proyectos de generación con biomasa y desechos sólidos municipales también podrán ser incorporados al sistema en el corto y mediano plazo. Dado que su eventual participación será marginal, no fueron incluidos en los estudios. En el mediano y largo plazo, parte de los requerimientos previstos podrían ser llenados usando estos nuevos recursos.

Aunque a futuro se espera contar con un potencial interesante de otras fuentes no convencionales, los costos y barreras tecnológicas actuales limitan la consideración de una participación significativa de estas opciones en el presente plan.

10.6.2 Tecnologías que consumen derivados de petróleo

Como alternativas térmicas usando derivados del petróleo se consideraron motores de combustión interna con búnker y turbinas de gas (también llamadas turbinas de combustión), en ciclo simple o combinado, alimentadas con diésel.

10.6.3 Otros combustibles fósiles

Con relación a la disponibilidad de nuevos combustibles fósiles, existen algunos que pueden representar opciones importantes en el desarrollo de proyectos de generación en Costa Rica: el gas natural y el carbón.

Estos combustibles requieren volúmenes importantes de consumo para obtener economías de escala significativas. El gas requiere gasoductos que conecten la producción con el consumo o plantas regasificadoras con tanques criogénicos para importar gas licuado vía marítima. El carbón se beneficia si tiene infraestructura de puertos, patios y ferrocarriles para la importación, manejo y transporte.

El gas natural se perfila como una opción interesante a mediano plazo y está siendo objeto de estudio. Nuevos esquemas de suministro a pequeña escala se están desarrollando a


nivel mundial y podrían abrir nuevas posibilidades para el país a partir de la terminal de GNL que inauguró Panamá en el 2018.

10.6.4 Nuevas fuentes no convencionales fuera del PEG

En el Plan de Expansión se valoraron cuatro fuentes renovables con costos y características bien conocidas: hidroelectricidad, geotermia, solar y viento.

Esta consideración no implica que en el Plan de Expansión se esté renunciando a otras fuentes durante todo el horizonte del Plan. Es muy probable que en el mediano plazo aparezcan nuevos proyectos candidatos basados en fuentes renovables no convencionales o en tecnologías térmicas más limpias como el gas, dado que el gran interés mundial en estas fuentes está impulsando rápidamente su desarrollo tecnológico. Estas nuevas opciones serán integradas conforme aparezcan en las sucesivas revisiones del Plan de Expansión.

10.7 CARACTERÍSTICAS DE LOS PROYECTOS CONSIDERADOS

Los proyectos candidatos que se consideraron para definir el PEG2020-2035 se presentan en la Tabla 10.6, en donde se incluyen sus principales características.

Esta lista de proyectos candidatos incluye además desarrollos que aún no han completado sus estudios de factibilidad o que en revisiones anteriores del Plan de Expansión tuvieron evaluaciones negativas. También incluye tecnologías que no son enteramente compatibles con la política energética y ambiental del país. El propósito de incluirlos en la lista de candidatos es para garantizar que la evaluación de opciones que realiza el Plan es exhaustiva y, en caso de desechar una opción económica por razones de política ambiental y energética, valorar su impacto. La inclusión de un proyecto en la lista de candidatos no indica una preferencia o intención de desarrollo.

Proyectos eólicos y solares de la cartera de proyectos del ICE y de las empresas distribuidoras son representados por los proyectos genéricos de 20MW y 50MW. Entre los proyectos del ICE se encuentran los eólicos Quebrada Grande 1, 2, 3 y 4 con potencias entre los 27 MW y 45 MW, ubicados en el cantón de Liberia. Entre los proyectos solares se ubican Garabito de 25 MW, Cañas y Liberia, con potencia de 6 MW cada uno. Lo mismo aplica para los proyectos de las empresas distribuidoras mostrados en la Tabla 10.9 y para los bloques de energía que podrían licitarse.

Para los proyectos fijos, la fecha de disponibilidad corresponde a la programación de entrada en funcionamiento. Para los proyectos candidatos se supone que esta fecha es la más temprana en la que podrían estar disponibles.

El térmico se evalúa usando proyectos genéricos con turbinas de combustión35 y de vapor, motores de media velocidad y ciclos combinados, alimentados con los combustibles diésel, búnker o carbón.

35 Las turbinas de combustión también se conocen como turbinas de gas, por ser el gas de la combustión el que las impulsa.


Tabla 10.6 Características de proyectos candidatos

Costos de inversión

La Tabla 10.7 muestra los costos de inversión de los proyectos fijos y candidatos. Estos costos no son directamente comparables entre proyectos de tecnologías distintas, porque las características de la generación que aporta cada proyecto son muy diferentes.

Los costos de inversión se toman de los estudios publicados de cada proyecto. Cuando no se tiene disponible, como es el caso de los proyectos genéricos y la mayoría de los proyectos de generadores independientes o de empresas distribuidoras, se les asigna un costo unitario representativo de cada tecnología. Los costos fijos unitarios de operación son valores promedio para cada tecnología. Los costos se expresan en dólares norteamericanos constantes a diciembre 2019.

Potencia Gen Prom

Anual (b)

Volumen

Útil

Producción

Específica

(MW) (GWh) (Hm3) (kWh/L)

PROYECTOS HIDROELECTRICOS

Hidro 1 sin regulación ene-27 Candidato 64 260 0.6 10%

Hidro 2 con regulación(c)

ene-30 Candidato 623 3 050 1 646 10%

Hidro 3 con regulación ene-27 Candidato 61 291 120 10%

Hidro 4 sin regulación ene-27 Candidato 57 224 0.6 10%

Turbo Bombeo (Generador/Bomba) ene-28 Candidato 100/100 248/355 4 10%

Hidro Genérico 20 MW (Varios) ene-24 Candidato 20 80 10%

Hidro Genérico 50 MW (Varios) ene-24 Candidato 50 200 10%

Hidro Genérico Desc. (d)

20 MW (Varios) Variable Candidato 20 80 10%

PROYECTOS TERMOELECTRICOS

Turbina (e)

20 MW (Varios) ene-24 Candidato 20 Variable 3 Diésel 10%

Turbina (e)

80 MW (Varios) ene-24 Candidato 80 Variable 3 Diésel 10%

MMV (f)

20 MW (Varios) ene-24 Candidato 20 Variable 4.5 Búnker 10%

MMV (f)

50 MW (Varios) ene-24 Candidato 50 Variable 4.5 Búnker 10%

Ciclo Combinado Diésel ene-25 Candidato 300 Variable 4.6 Diésel 15%

PROYECTOS GEOTERMICOS

Borinquen 1 ene-27 Fijo 55 386 10%

Borinquen 2 ene-30 Candidato 55 408 10%

Geotérmico Genérico 55 MW (Varios) ene-31 Candidato 55 410 10%

Geotérmico Genérico 12 MW (Varios) ene-27 Candidato 12 89 10%

PROYECTOS EOLICOS

Eólico Genérico 20 MW (Varios) ene-24 Candidato 20 82

Eólico Genérico 50 MW (Varios) ene-24 Candidato 50 206

Eólico Genérico Desc. (d)

20 MW (Varios) Variable Candidato 20 82

PROYECTOS SOLARES

Valle Escondido ene-20 Fijo 5 8

Huacas ago-21 Fijo 5 8

Solar Genérico 20 MW (Varios) ene-24 Candidato 20 32

Solar Genérico 50 MW (Varios) ene-24 Candidato 50 80

PROYECTOS DE BIOMASA

Biomasa Genérico Desc. (d)

Variable Candidato 20 58

OBSERVACIONES

c. Proyecto suspendido indefinidamente.

d. Proyectos genéricos con costo reducido.

e. Turbinas de gas, también llamadas turbinas de combustión.

f. Motores de Media Velocidad.

a. Tipo: se refiere a si el proyecto es fijo o candidato. El proyecto fijo se incluye en forma obligatoria en una fecha predeterminada, mientras que la

inclusión de un candidato depende de la optimización del plan.

b. Para proyectos que forman parte del Plan Recomendado se muestra la generacion promedio anual del periodo 2020-2035. Para el resto de proyectos se

incluye la generación estimada de los estudios de preinversión.

CARACTERISTICAS DE LOS PROYECTOS CANDIDATOS

Disponible a

partir de Tipo

(a) Combustible Indispon.

(%)Nombre


Tabla 10.7 Costos de los proyectos

Costo unitario y monómico de los proyectos candidatos

El costo unitario de instalación y el costo monómico se muestra en la Tabla 10.8. Todos los costos están expresados en dólares estadounidenses constantes a diciembre 2019 para su adecuada comparación.

Los costos unitarios son el resultado de los supuestos utilizados en el análisis. No todos los proyectos tienen un presupuesto detallado y otros utilizan una estimación genérica de costo.

Modulo Vida

Potencia Económica Unitaria Total Anual Unitario Total Unitario TotalMW años $/kW mill $ mill$/año $/kW/año mill $/año $/año-kW mill$/año


Hidro 1 sin regulación 64 40 4 079 261 31.7 52 3.3 547 35.0

Hidro 2 con regulación (a)

623 40 6 538 4 072 493.9 16 10.0 809 504.0

Hidro 3 con regulación 61 40 4 940 299 36.3 48 2.9 647 39.2

Hidro 4 sin regulación 57 40 3 718 212 25.7 52 3.0 503 28.7

Turbo Bombeo (Generador/Bomba) 100 40 2 805 280 34.0 39 3.9 379 37.9

Hidro Genérico 20 MW 20 40 4 759 95 11.5 48 1.0 625 12.5

Hidro Genérico 50 MW 50 40 4 759 238 28.9 48 2.4 625 31.3

Hidro Genérico Desc. (b)

20 MW 20 40 2 502 50 6.1 48 1.0 352 7.0


Turbina (c)

20 MW 20 20 1 170 23 3.1 18 0.4 175 3.5

Turbina (c)

80 MW 80 20 1 170 94 12.5 18 1.4 175 14.0

MMV (d)

20 MW 20 20 1 409 28 3.8 21 0.4 210 4.2

MMV (d)

50 MW 50 20 1 409 70 9.4 21 1.1 210 10.5

Ciclo Combinado Diésel 300 20 1 216 365 48.8 45 13.6 208 62.4


Borinquen 1 55 30 8 171 449 55.8 146 8.0 1 160 63.8

Borinquen 2 55 30 7 062 388 48.2 161 8.9 1 038 57.1

Geotérmico Genérico 55 MW 55 30 8 322 458 56.8 161 8.9 1 194 65.7

Geotérmico Genérico 12 MW 12 30 6 096 73 9.1 161 1.9 918 11.0

PROYECTOS EOLICOS

Eólico Genérico 20 MW 20 25 1 824 36 4.7 58 1.2 291 5.8

Eólico Genérico 50 MW 50 25 1 824 91 11.6 58 2.9 291 14.5

Eólico Genérico Desc. (b)

20 MW 20 25 1 459 29 3.7 58 1.2 244 4.9

PROYECTOS SOLARES

Valle Escondido 5 20 1 590 8 1.1 19 0.1 232 1.2

Huacas 5 20 1 489 7 1.0 17 0.1 216 1.1

Solar Genérico 20 MW 20 20 1 282 26 3.4 17 0.3 189 3.8

Solar Genérico 50 MW 50 20 1 282 64 8.6 17 0.8 189 9.4


Biomasa Genérico Desc. (b)

20 20 1 821 36 4.9 37 0.7 281 5.6

OBSERVACIONES

a. Proyecto suspendido indefinidamente.

b. Proyectos genéricos con costo reducido.

c. Turbinas de gas, también llamadas turbinas de combustión.

d. Motores de Media Velocidad.

COSTO ANUAL FIJO DE INVERSION Y OPERACIONCostos a Diciembre 2019

Inversión Costo Fijo O&M Costo Anual


Tabla 10.8 Costos unitarios de instalación y producción

Conviene aclarar que los costos monómicos de los proyectos de la tabla anterior son indicativos y no son usados por los modelos de expansión para la optimización del plan de obras de mínimo costo. Por lo tanto no deben ser utilizados para la toma de decisiones.

O&M (b)

Total

Overnight Costo Cap.(a)

Anual

MW GWh años mill$ mill$ mill$ mill$ mill$ fp(c)

$/kW $/kWh


Hidro 1 sin regulación 64 260 40 220 1.19 261 32 3.3 35.0 46% 3440 0.13

Hidro 2 con regulación (d)

623 3050 40 2828 1.44 4 072 494 10.0 504.0 56% 4541 0.17

Hidro 3 con regulación 61 291 40 241 1.24 299 36 2.9 39.2 55% 3975 0.13

Hidro 4 sin regulación 57 224 40 179 1.19 212 26 3.0 28.7 45% 3135 0.13

PTB Venado 100 248 40 237 1.19 280 34 3.9 37.9 28% 2365 0.15

Hidro Genérico 20 MW 20 80 40 80 1.19 95 12 1.0 12.5 46% 4013 0.16

Hidro Genérico 50 MW 50 200 40 201 1.19 238 29 2.4 31.3 46% 4013 0.16

Hidro Genérico Desc.(e)

20MW 20 80 40 42 1.19 50 6 1.0 7.0 46% 2110 0.09


Turbina (f)

20 MW 20 Var.i

20 22 1.08 23 3 0.4 3.5 Var. 1080 Var.

Turbina (f)

80 MW 80 Var. 20 86 1.08 94 13 1.4 14.0 Var. 1080 Var.

MMV (g)

20 MW 20 Var. 20 26 1.08 28 4 0.4 4.2 Var. 1300 Var.

MMV (g)

50 MW 50 Var. 20 65 1.08 70 9 1.1 10.5 Var. 1300 Var.

Ciclo Combinado Diésel 300 Var. 20 325 1.12 365 49 13.6 62.4 Var. 1084 Var.


Borinquen 1 55 386 30 353 1.27 449 56 8.0 63.8 80% 6410 0.17

Borinquen 2 55 408 30 302 1.28 388 48 8.9 57.1 85% 5496 0.14

Geotérmico Genérico 55 MW 55 410 30 356 1.28 458 57 8.9 65.7 85% 6477 0.16

Geotérmico Genérico 12 MW 12 89 30 66 1.11 73 9 1.9 11.0 85% 5496 0.12

PROYECTOS EOLICOS

Eólico Genérico 20 MW 20 82 25 32 1.13 36 5 1.2 5.8 47% 1608 0.07

Eólico Genérico 50 MW 50 206 25 80 1.13 91 12 2.9 14.5 47% 1608 0.07

Eólico Genérico Desc. (e)

20 MW 20 82 25 26 1.13 29 4 1.2 4.9 47% 1286 0.06

PROYECTOS SOLARES

Valle Escondido 5 8 20 8 1.06 8 1 0.1 1.2 18% 1503 0.15

Huacas 5 8 20 7 1.06 7 1 0.1 1.1 18% 1407 0.14

Solar Genérico 20 MW 20 32 20 22 1.16 26 3 0.3 3.8 18% 1105 0.12

Solar Genérico 50 MW 50 80 20 55 1.16 64 9 0.8 9.4 18% 1105 0.12


Biomasa Genérico Desc. (e)

20 58 20 34 1.08 36 5 0.7 5.6 33% 1680 0.10

OBSERVACIONES

a. Costo capitalizado.

b. Costo fijo de operación y mantenimiento.

c. Factor de planta anual.

d. Proyecto suspendido indefinidamente.

e. Proyectos genéricos con costo reducido.

f. Turbinas de gas, también llamadas turbinas de combustión.

g. Motores de Media Velocidad.

ProyectoIndices

Costos a Diciembre 2019

Costo de InversiónProducción

Vida

económ

Factor

Capitalización


10.8 OTROS PROYECTOS DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y PRIVADOS

La lista de candidatos discutida en las secciones precedentes no contiene todos los proyectos que están considerando el sector privado y las empresas distribuidoras. Algunas de estas opciones de generación podrían formar parte del sistema de generación en el futuro.

Además de los nuevos esquemas que eventualmente puedan aparecer, proyectos adicionales están bajo estudio por desarrolladores del sector privado y de las empresas distribuidoras. Las plantas genéricas que aparecen en el plan de expansión permiten tomar en cuenta la posibilidad de estos desarrollos.

La lista de proyectos de terceros en el presente documento del PEG no es exhaustiva y la mención de cualquiera de ellos es meramente informativa para los propósitos arriba indicados y no implica ningún juicio o valoración de parte del ICE, ni otorga ningún tipo de derecho o prioridad.

10.8.1 Proyectos de empresas distribuidoras

Las empresas distribuidoras desarrollan estudios de proyectos de generación. La producción de sus plantas se usará para atender parcialmente la demanda de sus áreas de concesión. En sus planes de obras futuras figuran plantas hidroeléctricas, eólicas, solares y de generación con desechos sólidos municipales. Entre los proyectos conocidos de las distribuidoras se encuentran los indicados en la Tabla 10.9.

Tabla 10.9 Lista parcial de proyectos de generación de empresas distribuidoras

El marco regulatorio del sector eléctrico del país permite a las distribuidoras construir plantas para generar la electricidad que sus clientes demandan, en forma independiente de las evaluaciones del presente Plan de Expansión.

EMPRESA PROYECTO FUENTECAPACIDAD

(MW)

INVERSION

(Millones$)

COOPEGUANACASTE Huacas Solar 5 7

Gasificación Residuos sólidos Municipales Biomasa 9 36

Eólico Coopeguanacaste Viento 20 45

COOPELESCA P.H. La Unión Hidro 9.5 31.5

P.H Toro Amarillo Mercedes Etapa l Hidro 7.5 29.2

P.Eólico Cooperativo Viento 20 46

PH Toro Amarillo Elia Etapa ll Hidro 11 42

ESPH El Quijote eólico 33 56.2

JASEC Torito 2 hidro 60 219

COOPESANTOS Solar 1.7 1.8

hidro 1.3 3

COOPEALFARORUIZ Parque Solar Coopealfaroruiz solar 2 2.9

Proyecto Híbrido Casa de Piedra

PROYECTOS DE GENERACION DE DISTRIBUIDORAS


Estos proyectos se incluyen en el PEG una vez que existe certeza sobre la intención y la capacidad del desarrollador para llevarlo a cabo y también cuando se conoce, aunque en forma aproximada, la fecha de entrada en operación. La inclusión de estos proyectos en el PEG no conlleva ninguna evaluación porque se introducen como decisiones ya tomadas por sus propietarios. En el pasado este enfoque no presentaba inconvenientes porque en general se trataba de pocas y pequeñas plantas, que eran absorbidas rápidamente por el crecimiento del sistema. Con las condiciones actuales de lento crecimiento de la demanda nacional y el auge en el desarrollo de plantas solares y eólicas que pueden ponerse muy rápidamente en operación, este enfoque no permite ajustar oportunamente los planes de expansión del país, provocando problemas en el planeamiento general de largo plazo.

10.8.2 Proyectos de generadores independientes

Los generadores independientes de energía pueden desarrollar nuevos proyectos renovables para vender su energía al ICE a través de los mecanismos de la ley de generación paralela36. La participación total de generadores independientes está limitada por la legislación a un 30% de la capacidad instalada del sistema, 15% dentro del marco de la Ley 7200- Capítulo I y otro 15% dentro del Capítulo II.

La optimización del Plan de Expansión considera la capacidad disponible en proyectos genéricos, y optimiza la instalación, independientemente del régimen de propiedad y de las condiciones contractuales de las plantas y proyectos. Una vez determinada la necesidad, y en un proceso posterior a la realización del Plan, se debe realizar una selección de las mejores ofertas, incluyendo las opciones que puedan aportar los generadores independientes

36 Ley N° 7200 que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela.


11 METODOLOGÍA PARA ESTABLECER EL PLAN DE EXPANSIÓN

El propósito del Plan de Expansión es plantear una estrategia de desarrollo del sistema de generación del país en el largo plazo que sirva de referencia para la toma de decisiones de los diferentes actores que participan en el desarrollo eléctrico del país.

La metodología empleada permite establecer un plan de largo plazo, focalizado en las decisiones críticas y estratégicas de la expansión de la generación, propias de cada ciclo de planificación.

La formulación de cada plan de expansión de la generación responde a un proceso de análisis que se va desarrollando por etapas. Este análisis contempla, además de criterios de optimización económica, la consideración de políticas nacionales para el desarrollo eléctrico y toda la normativa ambiental que ha desarrollado el país.

La recomendación de un plan de expansión es el producto de la conformación y análisis de una gran cantidad de casos de estudio, agrupados en series de análisis. Estas series se definen en función de diferentes escenarios de demanda y de las principales preocupaciones visualizadas en cada ciclo de planificación.

En Costa Rica el proceso de planificación de largo plazo debe afrontar condiciones de gran incertidumbre tanto en la demanda como en la disponibilidad de sus recursos energéticos (por ser un sistema basado en fuentes renovables) y el PEG debe dar respuestas satisfactorias y robustas a esas condiciones.

11.1 PERIODOS DE PLANEAMIENTO

Conceptualmente el Plan de Expansión se visualiza en tres períodos, de acuerdo con las decisiones involucradas en cada uno. En la formulación del PEG2020-2035 se identificaron los siguientes períodos de planeamiento:

Período Fijo o de obras en ejecución: 2020-2025

Todas las obras están totalmente definidas y se encuentran en ejecución. El análisis se concentra en validar la robustez del Plan para atender la demanda, o bien señalar la necesidad de incorporar generación adicional.

Período Intermedio: 2026-2030

Es la ventana de tiempo sobre la que se concentran las decisiones del presente plan de expansión porque los requerimientos de proyectos que entraría en operación en este período se definen en este ciclo de planificación. En el PEG2020 se están definiendo los proyectos del período 2026-2030.

De la optimización de proyectos del período se deriva el programa de actividades y las acciones de implementación que deben llevarse a cabo en los años inmediatos. Podría


requerirse que la ejecución de algunos de estos proyectos deba iniciarse en el corto plazo para poder disponer de ellos en las fechas programadas en el PEG.

El proyecto Geotérmico Borinquen 1 previsto en el presente Plan para entrar en operación del año 2027 continuará su ejecución.

Período de Referencia: 2031-2035

Corresponde al horizonte de más largo plazo y se prepara como referencia. Está compuesto por los proyectos cuya decisión de ejecución no es crítica y puede ser pospuesta para futuras revisiones. La programación de estos proyectos es flexible y permite ajustar el PEG sin cambiar sus decisiones críticas, según vayan evolucionando los escenarios de demanda y de disponibilidad de recursos energéticos.

Los periodos indicados son únicamente para propósitos indicativos. Por su definición, pueden presentar traslapes cronológicos. En la Figura 11.1 se observa una representación de estos períodos.

Figura 11.1 Períodos de Planeamiento

10 000

11 000

12 000

13 000

14 000

15 000

16 000

17 000

20

16

20

18

20

20

20

22

20

24

20

26

20

28

20

30

20

32

20

34

20

36

GW

h

Fuente: ICE

Histórico AltoMedio BajoBajo COVID

Periodo deObras en Ejecución Periodo de Decisiones

de Expansión

Periodo de Referencia

PROYECCION DE DEMANDA DE GENERACION Y PERIODOS DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIONDEL PEG2020-2035


11.2 HERRAMIENTAS DE ANÁLISIS

Los planes de expansión se generan utilizando los modelos computacionales OPTGEN versión 7.4.29 y el SDDP versión 16.0.3. Estos modelos son elaborados y mantenidos por Power Systems Research37.

El OPTGEN es un modelo integrado, formulado como un problema de gran escala de optimización mixta entera-lineal. Se utiliza para generar planes de expansión de mínimo costo. Las inversiones se optimizan en conjunto con los costos operativos, para lo cual la operación se simula con detalle utilizando el modelo SDDP. Ambos modelos están integrados y comparten la misma base de datos.

El SDDP utiliza la denominada programación dinámica dual estocástica para simular el comportamiento de un sistema interconectado, incluyendo líneas de transmisión (opción que no se utiliza en el presente caso). La herramienta es muy valiosa para la simulación de los planes de expansión nacionales porque está especialmente formulado para resolver las complejidades de sistemas hidrotérmicos con múltiples embalses de regulación.

El SDDP se compone de dos módulos principales:

Módulo Hidrológico: Determina los parámetros de un modelo estocástico de caudales, que genera series sintéticas que se utilizan para generar políticas óptimas de uso de embalses. Optativamente, también puede generar series sintéticas para la fase de simulación.

Módulo de Planificación Operativa: Determina la política operativa más económica para los embalses, teniendo en cuenta las incertidumbres en las afluencias hidrológicas futuras y las restricciones en la red de transmisión. Simula la operación del sistema a lo largo del período de planificación para distintos escenarios de secuencias hidrológicas, para lo cual calcula un despacho óptimo mensual. Como resultado se obtienen índices de desempeño tales como el promedio de los costos operativos, los costos marginales por barra y por bloque de carga y la operación óptima. Calcula, además los costos marginales de capacidad de cada proyecto, información que utiliza el OPTGEN para decidir el orden de instalación de los proyectos candidatos.

11.3 PROCESO DE FORMULACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN

La metodología desarrollada se orienta a establecer un plan de largo plazo, focalizado en las decisiones críticas y estratégicas de la expansión de la generación y en la búsqueda de soluciones óptimas por etapas. Seguidamente se explican los elementos de esa metodología.

37 Detalles sobre estos programas se pueden consultar en www.psr-inc.com

http://www.psr-inc.com/


Revisión del corto plazo

Se realiza una revisión de las decisiones de expansión ya tomadas en planes anteriores para verificar que los efectos combinados de cambios de programación de proyectos y de variaciones en las estimaciones de demanda quedan satisfactoriamente cubiertos por el plan de obras bajo ejecución. Para este efecto se consideran además los planes de retiros, modernizaciones y mantenimientos mayores de las plantas en operación en el país.

Proceso progresivo por etapas

El proceso de toma de decisiones se realiza por etapas progresivas. En una primera parte se determina cuál es la siguiente inversión en nueva capacidad y cuál es la holgura de tiempo para tomar la decisión y posteriormente se optimizan los proyectos de la segunda etapa.

Definición de los elementos de atención del PEG2020-2035

Cada ciclo de planificación de la expansión de la generación eléctrica enfrenta diferentes preocupaciones y decisiones. Tradicionalmente, el foco de atención de los planes de expansión de Costa Rica se ha centrado en el mediano y largo plazo, partiendo de que en el corto plazo se tenía la capacidad necesaria para atender la demanda y que el sistema estaba balanceado.

Las preocupaciones del presente plan de expansión son un poco diferentes. La reducción y variabilidad de la demanda en el período 2010 al 2020, conlleva a que las preocupaciones más relevantes del presente Plan de Expansión se refieran a decisiones de corto y mediano plazo.

Revisión de la confiabiIidad de los planes propuestos

Todas las opciones de desarrollo propuestas deben cumplir con criterios de confiabilidad que aseguren que no se presentarán déficits de energía. Con esta revisión se analiza que variaciones hidrológicas importantes no comprometan la confiabilidad del Sistema Eléctrico.

Planes de mínimo costo

La obtención de los planes de mínimo costo se realiza de una forma iterativa de la siguiente manera:

1. Se completa la base de datos de los modelos y se incluyen las restricciones de cada caso de estudio.

2. Con el OPTGEN se generan varios juegos de planes para conocer posibles alternativas de secuencia de proyectos.

3. Se escoge uno de estos planes como plan base inicial.

4. Se simula con mayor detalle el sistema utilizando el modelo SDDP, verificando que cumpla con los criterios de confiabilidad, lo cual puede requerir ajustes a las fechas de entrada de los proyectos.


5. Se calcula, fuera del modelo, el costo total del plan de obras, incluyendo los costos de inversión y los costos operativos y de falla obtenidos en la simulación del SDDP.

6. Se prueba un nuevo plan y se vuelve al punto 4.

7. Se continúa iterando hasta lograr un plan de mínimo costo.


12 ASPECTOS ANALIZADOS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN 2020-2035

En cada ciclo de planificación se valoran elementos nuevos asociados a la política energética nacional, la evolución de las diferentes tecnologías de generación y costos asociados, costos de combustible, disponibilidad de nuevos estudios de proyectos en el país, evolución del Mercado Eléctrico Regional, entre otros. El objetivo de cada ciclo de planificación es confirmar la estrategia de desarrollo planteada en procesos anteriores o proponer una nueva línea de desarrollo de la generación en el país.

Las preocupaciones del presente plan de expansión se centran principalmente en el corto y mediano plazo. La reducción y variabilidad de la demanda en el período 2010 al 2020, afectada principalmente por la crisis económica mundial, se afianza con la pandemia del COVID-19 que desplomó las economías del mundo entero. Recuperarse de esta condición tomará varios años y disminuirá las necesidades de generación de los años inmediatos.

En los ejercicios de planificación de los años 2014, 2016 y 2018 se han venido realizando fuertes ajustes en la programación de nuevas adiciones de proyectos, con el objeto de llevar a un mejor balance la oferta y demanda de generación del país. Como parte de las decisiones tomadas se eliminaron o pospusieron varios proyectos cuya entrada estaba prevista entre los años 2015 y 2025.

En la presente revisión del Plan de Expansión, se constata que los efectos de la pandemia del COVID-19 crearon una brecha aún más grande entre la oferta y la demanda de generación en el corto plazo. Aun cuando no se programaron nuevos proyectos desde el año 2016, en el período 2015-2020 se adicionaron al sistema cerca de 800 MW de nueva capacidad, producto de decisiones de construcción o de contratación que se tomaron en el período 2008-2015 y de las adiciones de capacidad definidas fuera de los balances del Plan de Expansión por las empresas distribuidoras.

Las empresas distribuidoras han continuado haciendo inversiones en generación para evitar la compra de energía al sistema de generación del ICE, aumentando la cantidad de excedentes. Bajo la regulación tarifaria actual, esta práctica es económicamente interesante para las distribuidoras porque con ella evitan pagar la parte que les corresponde por el respaldo y estabilidad del sistema, a costa de encarecer el servicio para los demás clientes del sistema. Entre el 2016 y el 2019, las empresas distribuidoras han incrementado la capacidad disponible en cerca de 90 MW.

En la Tabla 12.1 se observan los proyectos del sistema de generación que entraron en operación entre el año 2015 y 2020. Los proyectos del ICE y los procesos de contratación de los generadores privados fueron definidos en el período 2008-2014, con base en la información disponible de las proyecciones de demanda.

Sin embargo, de mantenerse un escenario de demanda baja como el valorado en el presente ciclo de planificación, los niveles originalmente previstos de consumo eléctrico para el período 2020-2030 no se alcanzarán hasta una década después.


Para ilustrar lo anterior, en la Figura 12.1 se grafica el crecimiento histórico de demanda, la proyección 2020 usada en el Plan de Expansión y las proyecciones de demanda realizadas en los años 2011 y 2016.

Tabla 12.1 Plantas puestas en operación en el período 2015-2019

Figura 12.1 Demanda valorada en los Planes de Expansión del 2011, 2016 y 2020

PLANTAS ICE Y EMPRESAS FUENTE PROPIETARIO POTENCIA INICIO DE INICIO DE

DISTRIBUIDORAS MW EJECUCION OPERACION

Cachí Ampliación (ampliación) Hidro ICE 53 2009 2015

Reventazón Hidro ICE 306 2012 2016

Bijagua Hidro CoopeGuanacaste 18 nd 2016

Juanilama Solar CoopeGuanacaste 4.4 nd 2017

Negros 2 Hidro ESPH 28 nd 2018

Río Naranjo Eólico CoopeGuanacaste 9 nd 2018

El Cacao Eólico CoopeGuanacaste 21 nd 2018

Solar Pocosol Solar Coneléctricas 6 nd 2019

Pailas 2 Geotérmico ICE 55 2012 2019

Adiciones Período 2015-2021 500

PLANTAS DE GENERACION FUENTE ESQUEMA POTENCIA INICIO PROCESO INICIO DE

PRIVADAS CONTRATACION MW CONTRATACION OPERACION

Torito Hidro Ley7200, cap 2 50 2008 2015

Orosí Eólico Ley7200, cap 2 50 2012 2015

Tilawind Eólico Ley7200, cap 1 20 2012 2015

Vientos del este Eólico Ley7200, cap 1 9 2012 2015

Chucás Hidro Ley7200, cap 2 50 2008 2016

Campos Azules Eólico Ley7200, cap 1 20 2012 2016

El Angel Ampliación Hidro Ley7200, cap 1 5 2012 2016

Mogote Eólico Ley7200, cap 1 20 2014 2016

Vientos de Miramar Eólico Ley7200, cap 1 20 2012 2017

Vientos de la Perla Eólico Ley7200, cap 1 20 2012 2017

Altamira Eólico Ley7200, cap 1 20 2014 2017

Adiciones Período 2015-2021 284

9,000

10,000

11,000

12,000

13,000

14,000

15,000

16,000

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

GW

h

Proyecciones y crecimiento histórico de la demanda

Proy2011 Proy2016

Proy2020-escenario bajo Histórico


Por el lado de la demanda, se estima que la generación distribuida alcanzó a inicios del 2020 una potencia acumulada de 50 MW, contribuyendo a la caída de la demanda percibida por el sistema eléctrico.

La combinación de todos los factores antes mencionados ha provocado un excedente de capacidad, entendido como aquel que no es indispensable para garantizar la continuidad del suministro. Esta holgura ha permitido alcanzar un porcentaje de generación renovable cercano al 100%, pero ha incrementado los costos fijos del sistema.

Dada esta condición de la demanda nacional, los aspectos más relevantes del presente Plan de Expansión se refieren a decisiones de corto y mediano plazo. En los estudios se abordaron en particular los siguientes objetivos:

Valorar el impacto en el sistema de generación nacional si se retiran las plantas de generación privada conforme los contratos vigentes llegan a su fecha de vencimiento.

Establecer la fecha de puesta en operación del Proyecto Geotérmico Borinquen 1, de 55 MW.


12.1 IMPACTO DEL VENCIMIENTO DE CONTRATOS DE GENERACIÓN PRIVADA

En la presente revisión del Plan de Expansión se introdujo por primera vez un análisis del vencimiento de los contratos de compra de energía con generadores privados de la Ley 7200, Capítulo I. En el pasado no fue necesario considerar la vida de los contratos en los planes de expansión porque la presión del crecimiento continuo de la demanda permitía suponer la recontratación de cada una de las plantas existentes. Sin embargo, por el lento crecimiento previsto en la demanda para el corto plazo y la holgura de capacidad existente, en esta ocasión se simularon planes de expansión con y sin el retiro de plantas privadas a partir del vencimiento de los contratos. En los Capítulos 13 y 14 se explican los detalles del análisis.

Los planes simulados con el retiro de las plantas al vencimiento de contratos permitieron valorar si estas plantas son necesarias para atender la demanda del país y estimar las variaciones en costos operativos que su retiro provocaría en el Sistema de Generación.

Para las simulaciones se supone que estas plantas se retiran conforme vencen los contratos, respetando así los compromisos contractuales del ICE con cada una de ellas. Las fechas de vencimiento de los contratos de generadores independientes contratados bajo la figura de la ley 7200, Capítulo I, se enlistan en la Tabla 12.2.

Esta mejora en la modelación brinda señales económicas sobre las cantidades y el momento en que se requiere nuevamente capacidad adicional, que podrá suplirse mediante la contratación de plantas existentes o el desarrollo de nuevas obras.


Tabla 12.2 Fechas de vencimiento de contratos

12.2 VALORACIÓN DE LA ENTRADA EN OPERACIÓN DEL PG BORINQUEN 1

La geotermia es un recurso energético muy valioso en un sistema de generación renovable. La producción de las plantas geotérmicas es independiente de las condiciones climáticas y no sufre las variaciones aleatorias ni los ciclos estacionales de las demás fuentes. Aunque normalmente tiene poca flexibilidad para regular por sí mismo, es un recurso estable y predecible que, al no requerir complementos, libera recursos de regulación del sistema que pueden ser utilizados para compensar una mayor penetración de las fuentes variables.

PLANTA FUENTE

POTENCIA

CONTRATADA

INICIO DE

OPERACIÓN

VENCIMIENTO

CONTRATO

MW ACTUAL

Don Pedro Hidroeléctrica 14 1996 2020

Volcán Hidroeléctrica 17 1997 2020

Poas I y II Hidroeléctrica 1.9 1997 2020

Plantas Eólicas Eólica 20 1996 2020

Río Segundo II Hidroeléctrica 1.0 1998 2021

El Angel Hidroeléctrica 3.9 2012 2021

Santa Rufina Hidroeléctrica 0.3 1991 2022

El Embalse Hidroeléctrica 1.5 1997 2022

Tapezco Hidroeléctrica 0.2 1990 2022

Matamoros Hidroeléctrica 4.8 1997 2023

Doña Julia Hidroeléctrica 17.4 1998 2023

Río Lajas Hidroeléctrica 10 1997 2024

Tierras Morenas Eólica 20 1999 2025

Caño Grande III Hidroeléctrica 3.3 1999 2025

El Viejo Biomasa 18 1991 2026

Aeroenergía Eólica 6.4 1998 2026

Taboga Biomasa 20 2003 2026

La Rebeca Hidroeléctrica 0.1 1995 2026

Caño Grande Hidroeléctrica 2.6 1993 2026

Tila Wind I Eólica 20 2015 2028

Suerkata Hidroeléctrica 2.7 1995 2031

Vientos del Este Eólica 9 2015 2031

Mogote Eólica 20 2016 2032

Vara Blanca Hidroeléctrica 2.5 2012 2032

Campos Azules Eólica 20 2016 2034

Vientos de Miramar Eólica 20 2017 2034

Vientos de la Perla Eólica 20 2017 2034

Altamira Eólica 20 2017 2034

El Angel Ampliación Hidroeléctrica 5 2016 2035

Notas:

Potencia aproximada (MW)

Se ha supuesto que la Planta Platanar continuará operando como activo de una empresa distribuidora


El proyecto geotérmico Borinquen 1, por estar en construcción, se considera por definición como un proyecto fijo en el presente Plan de Expansión; esto implica que no está sujeto a la optimización en el modelamiento de la expansión por ser una decisión ya tomada. Sin embargo, dada la contracción de la demanda producto de la pandemia del COVID-19, se hicieron sensibilidades para evaluar escenarios con diferentes fechas de entrada de Borinquen 1, así como un plan sin el proyecto. Estas sensibilidades permiten evaluar si se deben revisar las decisiones de ejecución del proyecto.

12.3 RETIRO DE UNIDADES DE LA PLANTA TÉRMICA MOÍN

El componente térmico instalado en el país es producto de los procesos de planificación basados en fuentes renovables. No es posible desarrollar una matriz eléctrica renovable sin los respaldos adecuados que aseguren la seguridad y confiabilidad del sistema. Esta capacidad tiene un costo y es parte fundamental de las optimizaciones económicas de los planes de expansión.

Costa Rica basa su matriz renovable actual y futura en fuentes geotérmicas, hidroeléctricas, eólicas y solares. De todas ellas, sólo la geotermia es un recurso firme, cuya generación no se ve afectada por las variaciones del clima, pero sólo el 7% de la capacidad instalada del país es geotérmica.

La mayor variabilidad de las fuentes disponibles en el país se manifiesta en el componente hidroeléctrico. Durante los veranos, la generación de estas plantas puede llegar a ser menos de un 40% de la capacidad disponible durante los meses húmedos. Esta condición crítica requiere la necesidad de planificar adecuadamente los respaldos necesarios para el sistema. Los dos recursos disponibles para realizar esa tarea son los embalses de regulación y las plantas térmicas. Ambos recursos han sido parte de las optimizaciones económicas de los planes de expansión y han demostrado la posibilidad de tener una generación renovable de casi un 100% sin poner en riesgo la seguridad y confiabilidad de la atención de la demanda.

Otras tecnologías de respaldo como las baterías no son técnicamente viables para soportar esta variabilidad estacional de la generación hidráulica de manera económica. Las baterías aportan valor para compensar la variabilidad e intermitencia del eólico y solar pero no para compensar la ausencia de estos recursos por períodos prolongados. Por esta razón, el uso de baterías empieza a ser común en sistemas que conservan una predominancia térmica y desarrollaron programas muy fuertes para sustituir una parte importante de esa generación con fuentes eólicas y solares.

El respaldo que proveen el parque térmico y los embalses de regulación es indispensable para continuar de manera segura con una matriz renovable con niveles cercanos al 100%. Conforme aumente la demanda y la incorporación de mayor cantidad de fuentes variables, está capacidad se irá agotando y cada vez será más difícil recuperar este aporte tanto con respaldo térmico como con embalses de regulación.

Las plantas térmicas Moín y Garabito, con capacidad aproximada de 200 MW cada una, constituyen el principal respaldo térmico disponible en el país. Ya en el 2019 se retiraron definitivamente dos plantas que por su edad, estaban técnica y económicamente obsoletas.


En los últimos años el uso de las unidades de Moín ha sido muy reducido debido a la holgura del sistema antes mencionada, la presentación de condiciones hidrológicas bastante favorables y la existencia de oportunidades de importación del MER a precios menores que los de Moín. En los años inmediatos, las condiciones de holgura pueden mantenerse, pero poco a poco el país y la Región irán reduciendo esa holgura conforme crece la demanda.

Por lo tanto, se consideró de valor analizar una posible reducción de la capacidad de la Planta Térmica Moín a la luz del interés de reducir los costos del sistema en el corto plazo, sin socavar la seguridad del sistema en el mediano plazo.


13 REVISIÓN DEL CORTO PLAZO

Para el corto plazo se realizan varios tipos de análisis. El primero es una revisión de las decisiones de expansión tomadas en planes anteriores para verificar que los efectos combinados de cambios en la programación de los proyectos en ejecución y de las variaciones en las estimaciones de demanda, quedan satisfactoriamente cubiertos por el plan de obras bajo ejecución.

Dada la contracción de la demanda indicada en capítulos anteriores, en el análisis de corto plazo se evalúa también el vencimiento de varios contratos de generación privada. Este análisis se realiza con dos objetivos: verificar si las plantas son necesarias para atender la demanda de los siguientes años y, de ser viable el retiro, estimar variaciones en los costos operativos del sistema producto de prescindir de las mismas. Estos ahorros se contrastaron con los pagos estimados que tendría que cubrir el sistema, en caso de proceder a recontratar las plantas.

La estimación del valor de los contratos se realizó con base en los pagos anuales realizados a los generadores en los últimos años, considerando que se mantienen los niveles y estructura de precios aprobados por el ente regulador.

13.1 REVISIÓN DEL PLAN DE OBRAS EN EJECUCIÓN

El propósito de la revisión de corto plazo es verificar la robustez del plan ante atrasos y escenarios de demanda críticos. El período revisado cubre del 2020 al 2027, en que la mayor parte de las obras fueron decididas en planes de expansión anteriores y se encuentran en etapas de ejecución. Se muestran también los proyectos que de manera independiente están siendo ejecutados por las empresas distribuidoras.

La revisión consiste en simular la operación del corto plazo con la proyección de demanda baja y verificar el cumplimiento de los criterios de confiabilidad.

Esta revisión se hace modelando la indisponibilidad asociada a los programas mayores de mantenimiento y modernización de centrales.

La revisión del corto plazo es la primera de las etapas progresivas en el proceso de definición de un nuevo plan de expansión.

13.2 MODERNIZACIONES, MANTENIMIENTOS Y RETIRO DE CAPACIDAD DE GENERACIÓN

Las simulaciones del plan se realizan tomando en cuenta los modernizaciones y retiros descritos en el capítulo 10. Para valorar el impacto del vencimiento de contratos de generadores privados, se optimizan planes de expansión con y sin el aporte de estas plantas.


13.2.1 Modernizaciones y mantenimientos

Ampliaciones y modernizaciones:

En el corto plazo se modeló la modernización de la Planta Hidroeléctrica Ventanas Garita de 100 MW en el año 2025. La planta estará fuera de operación durante un año.

Otras modernizaciones contempladas en el PEG2020 están programadas más allá del período de corto plazo

Mantenimientos mayores:

No se tienen programados en el corto plazo mantenimientos mayores que afecten por períodos considerables la disponibilidad de plantas en operación.

13.2.2 Retiro de la Planta Eólica Tejona

Conforme a la información reportada sobre el parque de generación nacional que se explica en el capítulo 10, el único retiro de capacidad programado por problemas técnicos es la planta eólica Tejona, por lo que en el presente Plan de Expansión se modela el retiro por obsolescencia de esta planta.

La PE Tejona entró en operación en el año 2002 y ha requerido inversiones importantes para mantenerla operando. En el 2018 se retiró una capacidad de 3 MW. Debido a las condiciones de crecimiento de la demanda, la operación de la planta no es necesaria en el corto plazo.

En el presente Plan se simula el retiro de la planta como sigue: 3 MW en 2018, 7 MW en 2020 y 10 MW en 2024.

13.2.3 Retiro de plantas de generación privada al vencimiento de contratos

Para el análisis del plan de expansión de corto plazo, el sistema se simula con y sin el aporte de las plantas de generación privada cuyos contratos vencen en período 2020-2025.

La modelación del vencimiento de los contratos de compra de energía con generadores privados mostró que estas plantas no son necesarias para atender la demanda nacional en el corto plazo.

Los ahorros operativos por mantener las plantas operando se contrastaron con los pagos estimados que tendría que cubrir el sistema en caso de proceder a recontratarlas con las condiciones contractuales vigentes. La estimación del valor de los contratos se realizó con base en los pagos anuales realizados a los generadores en los últimos años, considerando que se mantienen los niveles y estructura de precios aprobados por el ente regulador.

Los resultados mostraron que hasta el año 2025, la capacidad actual del sistema es suficiente para atender la demanda nacional sin el aporte de las plantas de generación


privada cuyos contratos vencen en este período. Asimismo, se concluye que para el período 2021-2025, el costo anual estimado de los contratos convencionales actuales es muy superior al ahorro anual que aportan las plantas al sistema, en varios órdenes de valor.

Mantener las plantas operando después del vencimiento de los contratos generan en el corto plazo un ahorro operativo del orden de 12 millones de USD para todo el período 2020-2025. El pago asociado a los contratos de los generadores privados se estima en 15 millones de USD por año, esto con base en los pagos realizados en el período 2016-2019 para las plantas cuyos contratos vencen en el período indicado.

Con base en lo anterior, la valoración del corto plazo del Plan de Expansión se simula considerando que al vencimiento de los contratos no se dispondrá más de esta potencia y energía. Este enfoque en la modelación permitió balancear mejor el Plan al identificar claramente cuándo se requiere nuevamente capacidad adicional en el sistema y en qué cantidad.

Conviene aclarar que las simulaciones se realizan considerando las condiciones de contratación que tradicionalmente han prevalecido entre el ICE y los generadores de plantas en operación:

Contratos de varios años.

Obligación del ICE de adquirir toda la energía anual producida durante ese período.

Precios regulados por ARESEP para el verano y el invierno, y los períodos horarios.

Sin embargo, estas plantas pueden generar ahorros importantes de costos variables al sistema en ciertos períodos del año. En la medida en que sea posible obtener precios acordes con los beneficios que aportan, la posibilidad de contratos de corto plazo es un elemento que debe ser desarrollado con prontitud. Este tipo de evaluación queda fuera del alcance del presente plan de expansión, por requerir de la gestión propia del ente regulador.

13.3 PROYECTOS DEL PERIODO 2020-2027

Período 2020-2025

Los siguientes proyectos están en ejecución y según el programa de obras entrarían en operación en el período 2020-2025:

o Planta solar Huacas: proyecto eólico de 5 MW propiedad de CoopeGuanacaste. Se simula su entrada en operación en el año 2021.

o Planta solar Valle Escondido: proyecto de 5 MW contratado bajo la Ley 7200 Capítulo I. Su entrada en operación se simula en enero 2020, sin embargo, su ejecución sufrió un atraso de al menos un año.


Período 2026-2027

Como resultado de la optimización de corto plazo, se traslada al 2027 la fecha de entrada del proyecto geotérmico Borinquen 1, de 55 MW. En el Plan de Expansión del 2018 el proyecto estaba previsto para el año 2026.

En el año 2026 se identifica la necesidad de 85 MW de capacidad adicional para atender la demanda proyectada. La optimización de corto plazo muestra que resulta más económico y conveniente para el sistema de generación, suplir esa necesidad con pequeños proyectos eólicos, solares y biomásicos. La pandemia de la COVID-19 introduce una gran incertidumbre sobre el crecimiento de la demanda de los próximos años, por lo que estos proyectos resultan muy competitivos para satisfacer los requerimientos de generación, permitiendo una instalación modular conforme evolucione la demanda.

Es de suponer que al menos una buena parte de las plantas que quedan sin contrato volverán a ser contratadas para suplir esa capacidad, por la ventaja que tienen sobre la construcción de activos nuevos.

Sin embargo, la distribución por tipo de tecnología no debe considerase como una decisión firme, la cantidad final de cada tipo dependerá de los recursos que tenga el país disponible y su costo, este último elemento particularmente importante tomando en cuenta la capacidad de las plantas de generación privada que estarán fuera de contrato.

13.4 REVISIÓN DE LA CONFIABILIDAD EN EL CORTO PLAZO

El Plan de Corto Plazo se simula con el escenario de demanda baja. Las simulaciones realizadas muestran que se satisfacen los criterios de confiabilidad para este período.

La desaceleración de la demanda y la entrada en operación de una cantidad importante de capacidad en los últimos años, hacen prever que hasta el año 2027 las variaciones hidrológicas no comprometerán la confiabilidad del Sistema Eléctrico.

La revisión del corto plazo mostró que las obras actualmente en ejecución, aunadas a las adiciones renovables previstas para el 2026 y la entrada del proyecto Borinquen 1, serán suficientes para atender la demanda en los próximos años.

13.5 PLAN DE EXPANSIÓN DE CORTO PLAZO

En la Tabla 13.1 se muestran los proyectos de generación del Plan de Corto Plazo y las fechas de entrada respectivas.


Tabla 13.1 Plan de Expansión de Corto Plazo- Demanda baja

Energía

GWh% crec

Potencia


Potencia

MW

Capacidad

Instalada (MW)





2021 11,249 3.0% 1,686 2.8% Huacas Solar 5 3,523


2022 11,578 2.9% 1,727 2.4% Tejona Eólico -7 3,512



2024 12,051 1.2% 1,775 0.5% Tejona Eólico -10 3,478





2026 12,337 1.1% 1,807 0.8% Solar Solar 25 3,369








Notas:

Los signos negativos en la potencia representan retiros

La salida de la planta Ventanas Garita está referida al periodo de indisponibilidad durante los trabajos de modernización

PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION DE CORTO PLAZO

Año

DEMANDA OFERTA


14 FORMULACIÓN DEL PEG 2020-2035

En las últimas dos décadas, la mayor parte de los planificadores eléctricos del mundo han estado concentrados en reducir las emisiones de carbono de su matriz de generación eléctrica. En este marco, los entes responsables de la planificación eléctrica han desarrollado políticas y acciones concretas para migrar hacia una matriz más renovable y con menos emisiones.

En Costa Rica, la consolidación de una matriz eléctrica baja en emisiones es una etapa superada hace cuatro décadas, pero medidas fuertes de control de emisiones son urgentes en el sector de transporte.

Como se mostró en el capítulo 4, la generación eléctrica renovable del país ha sido del orden del 90% desde 1980 y en particular en los últimos seis años este porcentaje fue superior al 98%. Este alto nivel de ejecución se ha logrado, además, con una matriz muy diversa compuesta de energía hidroeléctrica, geotérmica, eólica, biomásica y solar, con una alta confiabilidad en el suministro.

Mantener la matriz renovable del país es un esfuerzo permanente del sector eléctrico, pero no se requiere de grandes ajustes en su estrategia para continuar en esta línea. Los grandes retos del sector eléctrico del país se centran en cómo adecuar la capacidad instalada actual a un deprimido crecimiento de demanda, acrecentado con la pandemia del COVID-19 y cómo gestionar de manera eficiente y segura para el país, los costos fijos asociados a una matriz casi 100% renovable.

Las políticas energéticas del país demandan una generación renovable con un respaldo térmico limitado. Técnicamente esto solo es posible con una cuota importante de energía firme como la geotermia (que no compita por la capacidad de respaldo) y con embalses hidroeléctricos con suficiente capacidad de regulación para compensar las variaciones del agua, del viento y de radiación solar. No existe una matriz renovable confiable, sin una planificación adecuada de los respaldos.

Los proyectos renovables tienen costos operativos muy bajos pero las tecnologías que aportan energía firme como los geotérmicos o los que brindan capacidad de regulación como los hidroeléctricos con embalse, tienen costos fijos altos asociados a las inversiones requeridas.

Dentro de este contexto, la formulación del presente Plan de Expansión se centra en la valoración de largo plazo de los elementos descritos en el capítulo 12 de este informe:

Analizar el impacto en el sistema si se retiran las plantas de generación privada conforme los contratos vigentes llegan a su fecha de vencimiento.


Establecer la fecha de puesta en operación del Proyecto Geotérmico Borinquen 1, de 55 MW. Este elemento ya decidido en el análisis de corto plazo.


En la Figura 14.1 se muestra el esquema de análisis planteado para la definición de los diferentes escenarios de estudio del Plan de Expansión 2020.

La primera parte de la evaluación, identificada como estudios preliminares en el esquema de análisis, consiste en resolver la definición de la fecha de entrada en operación del PG Borinquen 1 y en definir la conveniencia de mantener las plantas de generación privada después del vencimiento de contratos. De este proceso se obtiene el Plan de Corto Plazo presentado en el Capítulo 13.

El Plan de Expansión se optimiza para el escenario de demanda baja, dadas las condiciones de crecimiento de la demanda del país. Los resultados se sensibilizan posteriormente con el escenario de demanda media.

Cada componente de la llave presentada en la figura siguiente generó un caso de estudio, que a su vez definió la optimización de varios planes de expansión.


Figura 14.1 Esquema de análisis del PEG 2020-2035

14.1 ESTUDIOS PRELIMINARES

Este análisis se concentra en definir la conveniencia de mantener las plantas de generación privada operando después del vencimiento de contratos y en resolver la fijación de la fecha de entrada en operación del PG Borinquen 1.

ESTUDIOS

PRELIMINARES

VALORACION DEL EFECTO DE NO

RENOVAR CONTRATOS DE

GENERACION PRIVADA

Plan de expansión con el retiro de plantas de

generación privada al vencimiento de los contratos

Plan de expansión manteniendo en operación las

plantas de generación privada

VALORACION DE LA FECHA DE

ENTRADA EN OPERACION

Plan de expansión con PH Borinquen 1 en el año

2026

DEL PH BORINQUEN 1Plan de expansión con PH Borinquen 1 en el año

2027

CASOS ANALISIS

DEMANDA BAJA

PLAN BASE PG Borinquen1 entra en operación en el año 2027

SENSIBILIDAD EN PLAN LIBRE Optimización libre: PG Borinquen1 es un candidato

del plan

RETIRO DE 2 UNIDADES DE LA

PLANTA TERMICA MOIN

PG Borinquen1 entra en operación en el año 2027

Optimización libre: PG Borinquen1 es un candidato

del plan

CASOS ANALISIS

DEMANDA MEDIA

PLAN BASE PG Borinquen1 entra en operación en el año 2027

SENSIBILIDAD EN PLAN LIBRE Optimización libre: PG Borinquen1 es un candidato

del plan

RETIRO DE 2 UNIDADES DE LA

PLANTA TERMICA MOIN

PG Borinquen1 entra en operación en el año 2027

Optimización libre: PG Borinquen1 es un candidato

del plan

ESQUEMA DE ANALISIS PEG 2020-2035


14.1.1 Resultados de la evaluación de los contratos privados

Los resultados mostraron que estas plantas no son necesarias en el corto plazo para asegurar la confiabilidad del suministro. Hasta el año 2025 no se requieren y, bajo las condiciones contractuales vigentes para recontratación de plantas existentes, no se justifica económicamente mantenerlas operando hasta el 2026, en que se visualiza la necesidad de agregar capacidad al sistema.

Las simulaciones realizadas confirman que los ahorros operativos que aportan las plantas después del vencimiento de sus contratos, no compensan los costos de los contratos. El parque de generación renovable y en menor medida el complemento térmico existente, permiten prescindir de las plantas sin comprometer la continuidad del suministro eléctrico y con aumentos marginales en los costos del sistema. Estos resultados se confirmaron con las simulaciones realizadas en el escenario de demanda media.

La estimación de los ahorros operativos por mantener las plantas operando es de 12 millones de USD en el período 2020-2025. Los registros históricos muestran que el pago asociado a los contratos de los generadores privados supera ese valor en tan sólo un año del período. Esta estimación se realiza con base en los pagos realizados en el período 2016-2019 para las plantas cuyos contratos vencen en el período indicado. El valor promedio anual calculado para los contratos que vencen en este período es una cifra cercana a los 15 millones de USD por año.

En la simulación de todo el horizonte de planeamiento, el costo del Plan manteniendo las plantas privadas en operación es muy superior al costo del plan en que se retiran al vencimiento del contrato. Se estima que ese sobrecosto es cerca de 60 millones de USD.

La sensibilización con el escenario de demanda media tampoco muestra un beneficio para el sistema una vez aplicado el costo de los contratos. El ahorro operativo que proporciona mantener las plantas en operación se calculó en menos de 10 millones de USD para el período 2020-2024, período en que bajo las condiciones de demanda media, el sistema de generación no requiere de adiciones de capacidad.

En los próximos años deberán programarse nuevos desarrollos y/o concursos a través de la Ley 7200, para completar los requerimientos de generación indicados en el Plan de Expansión del 2026 en adelante. Una buena parte de estos requerimientos será cubierta por las plantas privadas con contratos vencidos.

Con base en estos resultados, el Plan de Expansión de la generación se simula con la salida de las plantas privadas al vencimiento de los contratos.

14.1.2 Definición de la fecha de entrada del PG Borinquen 1

El proyecto geotérmico Borinquen 1 está actualmente en construcción y su inserción no es objeto de decisión en el presente Plan de Expansión. No obstante, dadas las condiciones de la demanda actual, se optimizó el año de entrada en operación.

Las simulaciones realizadas mostraron que es conveniente trasladar la fecha de operación del proyecto para el año 2027. Mantener el proyecto en el 2026 genera un sobrecosto cercano a 11 millones de USD en el plan de expansión.


Con base en estos resultados, el Plan de Expansión se simula con la entrada en operación de Borinquen 1 en el año 2027.

14.2 PLANES SIMULADOS EN ESCENARIO DE DEMANDA BAJA

La formulación de los planes contempló los resultados obtenidos en la etapa de estudios preliminares y un conjunto de sensibilidades. Los casos evaluados se describen seguidamente:

Plan Base: corresponde a la simulación del Plan de Expansión, con el proyecto Borinquen 1 fijo en el año 2027.

Sensibilidad en plan libre: el plan se simula dejando libre la selección del proyecto Borinquen 1. El proyecto es un candidato y puede ser parte o no de la optimización del plan.

Sensibilidades con retiro de capacidad térmica: dado el poco uso que ha tenido la planta térmica Moín 1 en los últimos años, se modela la salida de dos unidades de las seis que la conforman, correspondiendo a un retiro de 62 MW. Esta condición se simula con dos sensibilidades:

o Con el PG Borinquen 1 en el año 2027. o Con un plan libre, con Borinquen 1 como candidato.

Todos los casos fueron modelados para el horizonte del 2020 al 2035 y cada uno de ellos optimizado, generando un plan de mínimo costo a partir de las condiciones de simulación. Todos los planes pasan los criterios de confiabilidad.

Seguidamente se muestran los resultados obtenidos.

14.2.1 Requerimientos de capacidad para los casos analizados

En la Tabla 14.1 y la Figura 14.2 se muestran los requerimientos de capacidad acumulada para el Plan Base y las sensibilidades antes indicadas para el horizonte de planeamiento.

Cabe aclarar que en la tabla y figura siguiente, únicamente se muestran las inversiones en plantas nuevas o contratadas. Los retiros y modernizaciones no están visualizados.


Tabla 14.1 Instalación por MW – casos demanda baja

Figura 14.2 Instalación acumulada de los planes de demanda baja

Requerimientos de capacidad en planes de simulación libre

En los planes simulados en que no se fija la entrada en operación del PG Borinquen 1, el proyecto no es parte de la solución óptima. Esa condición se presenta en los dos planes de simulación libre, con y sin el retiro parcial de PT Moín.

A pesar de esa condición la instalación final de todos los casos sin Borinquen1 es mayor que en los casos en que el proyecto se fija en el 2027.

Requerimientos de capacidad en Plan Base

El Plan Base muestra que el país tiene garantizada la atención de la demanda eléctrica hasta el año 2025 de mantenerse condiciones de demanda deprimidas similares al escenario de demanda baja. En el año 2026 se identifica la necesidad de incorporar 85 MW

AñoPLAN BASE

Sensibilidad

plan libre

Borinquen1 fijo Borinquen1 libre Borinquen1 fijo Borinquen1 libre

2024 0 0 45 45

2025 0 0 45 45

2026 85 85 215 245

2027 140 125 270 245

2028 180 185 270 265

2029 230 285 340 385

2030 300 375 450 505

2031 300 375 450 505

2032 370 495 470 505

2033 370 495 580 665

2034 430 515 580 665

2035 450 515 620 735

Sensibilidad con retiro de 2

unidades de Moín

INSTALACION ACUMULADA POR AÑO (MW)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

INSTALACION DEMANDA BAJA (MW)CASO BASE Y SENSIBILIDADES

PLAN BASE Retiro 2 uds Moín. Borinquen1 fijo

Sensibilidad plan libre Retiro 2 uds Moín. Borinquen1 libre


de capacidad renovable. En total al año 2035 se prevé la incorporación de 450 MW de generación renovable (eólico, solar, geotérmico y biomasa).

El retiro de dos de las seis unidades de la PT Moín requiere adelantar inversiones para el año 2024 y 2025 (45 MW cada año). En el 2026 la capacidad acumulada es entre 215 MW y 245 MW. La adición acumulada al final del período de planeamiento es de 620 MW en el plan con Borinquen 1 y de 735 MW en el plan libre.

14.2.2 Costos de los planes de expansión

El valor presente del Plan de Expansión Base es de 432 millones de USD. Este valor es la suma de tres componentes: costo de inversión, costo de operación y costo de déficit. Este último constituye el costo de la energía no servida.

Con el escenario bajo de demanda, el costo de los planes sin incluir Borinquen 1 se reduce cerca de 40 millones de USD.

En la Tabla 14.2 se muestran los costos anuales para los planes de demanda baja y en la Figura 14.3 el incremento en costo anual y los costos totales de cada plan, incluido el Plan Base.

Tabla 14.2- Costo planes de expansión

AñoPLAN BASE

Sensibilidad plan

libre


2020 5 5 2 2

2021 5 5 2 3

2022 9 9 7 6

2023 14 16 11 11

2024 23 23 23 24

2025 28 28 27 27

2026 64 64 75 82

2027 105 82 118 86

2028 116 94 120 93

2029 135 118 143 121

2030 150 132 158 138

2031 155 138 165 147

2032 167 156 172 150

2033 174 162 190 174

2034 186 170 195 178

2035 207 190 215 201

432.4 390.4 450.7 400.1

Sensibilidad con retiro de 2 unidades

de Moín

COSTOS TOTALES (millones USD)


Figura 14.3 Costos de los planes de expansión- demanda baja

14.3 SENSIBILIDAD DE LOS PLANES DE EXPANSIÓN CON DEMANDA MEDIA

El escenario base del PEG2020-2035 es el escenario bajo de demanda de la Proyección de Demanda 2020-2040 por las condiciones de crecimiento explicadas en el capítulo 5.

No obstante, la incertidumbre asociada a la demanda eléctrica, cuyo crecimiento depende de la recuperación de la economía nacional y ésta a su vez de la evolución de las economías externas, obliga a valorar un escenario menos pesimista de crecimiento para la segunda mitad de la presente década. El análisis de planes con el escenario de demanda media, se orienta en particular a revisar las decisiones del periodo 2026-2030.

0

50

100

150

200

250

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

COSTO ANUAL DE LOS PLANES DE EXPANSION DEMANDA BAJA

(millones USD2019)

PLAN BASE Borinquen1 fijo

Sensibilidad plan libre Borinquen1 libre

Sensibilidad con retiro de 2 unidades de Moín Borinquen1 fijo

Sensibilidad con retiro de 2 unidades de Moín Borinquen1 libre

432.4

390.4

450.7

400.1

0

100

200

300

400

500

COSTO TOTAL PLANES DE EXPANSION DEMANDA BAJA (millones USD2019)

PLAN BASE Borinquen1 fijo

Sensibilidad plan libre Borinquen1 libre

Sensibilidad con retiro de 2 unidades de Moín Borinquen1 fijo

Sensibilidad con retiro de 2 unidades de Moín Borinquen1 libre


Para el análisis se optimizan los mismos casos definidos para el escenario de demanda baja, conformado por el siguiente pliego de casos:

Plan Base: Plan con Borinquen 1 fijo en el año 2027.

Plan libre: el plan se simula dejando libre la selección del proyecto Borinquen 1.

Planes con retiro de capacidad térmica: simulan la salida de dos unidades (62MW) de la planta térmica Moín. Se plantean dos análisis:

o Con el PG Borinquen 1 en el año 2027. o Con un plan libre, con Borinquen 1 como candidato.

Todos los casos fueron modelados para el horizonte del 2020 al 2035 y cada uno de ellos optimizado generando un plan de mínimo costo a partir de las condiciones de simulación. Todos los planes pasan los criterios de confiabilidad.

Seguidamente se muestran los resultados obtenidos.

14.3.1 Requerimientos de capacidad en sensibilidades con demanda media

Los requerimientos de capacidad acumulada para la sensibilidad de demanda media se presentan en la Tabla 14.3 y Figura 14.4 para todo el horizonte de planeamiento.

Tabla 14.3 Instalación en MW- casos demanda media

PLAN BASE Plan libre


2024 0 0 105 105

2025 45 45 105 105

2026 205 255 365 375

2027 260 305 420 485

2028 370 445 420 545

2029 510 595 560 745

2030 590 685 730 895

2031 660 755 870 965

2032 800 865 940 1035

2033 920 1025 1020 1165

2034 920 1075 1070 1165

2035 1120 1145 1110 1255

AñoRetiro de 2 unidades de Moín

INSTALACION ACUMULADA POR AÑO (MW)

SENSIBILIDAD DEMANDA MEDIA


Figura 14.4 Instalación acumulada para las sensibilidades de demanda media

Requerimientos de capacidad en planes de simulación libre

En los planes simulados en que no se fija la entrada en operación del PG Borinquen1, el proyecto no es parte de la solución óptima. Esa condición se presenta en los dos planes de simulación libre, con y sin el retiro parcial de PT Moín.

A pesar de esa condición la instalación final de todos los casos sin Borinquen1 es mayor que en los casos en que el proyecto se fija en el 2027.

Requerimientos de capacidad

Los análisis muestran que el país tiene garantizada la atención de la demanda eléctrica hasta el año 2024 de observarse un crecimiento de demanda similar al del escenario medio. En este escenario las primeras adiciones se adelantan un año para los casos en que no se retira capacidad térmica, y dos años si se retiran las dos unidades de PT Moín.

Para el año 2026, los requerimientos de capacidad varían de 205 MW a 375 MW, dependiendo del escenario. Obsérvese que para los casos en que no se retira térmico, la capacidad instalada necesaria en el escenario medio es más del doble de la requerida en el escenario bajo.

En este escenario, el retiro de las dos unidades de la PT Moín adelanta un año las inversiones de expansión, requiriéndose más de 100 MW en el año 2024.

Esta amplia variabilidad de las necesidades de expansión entre los dos escenarios de demanda, obliga a llevar un cuidadoso seguimiento del crecimiento de la misma en los años 2021 y 2022.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

INSTALACION POR CASO - MWSENSIBILIDADES DE DEMANDA MEDIA

Borinquen1 fijo

Borinquen1 libre

Retiro de 2 unidades de Moín Borinquen1 fijo

Retiro de 2 unidades de Moín Borinquen1 libre


14.3.2 Costos de los planes de expansión en sensibilidades con demanda media

Los costos en valor presente de las cuatro sensibilidades de demanda media se muestran en la Tabla 14.4. Los costos presentan aumentos importantes cada año debido a la intensidad de las adiciones que se irán realizando. En la Figura 14.5 se muestra el incremento en costo anual y los costos totales de cada plan.

En términos generales, los costos de los escenarios de demanda media son del orden de 50% y 65% más altos con respecto a los de demanda baja.

En las sensibilidades de demanda media, el PG Borinquen1 tampoco es parte de la solución óptima al realizar una simulación libre, sin embargo, bajo las condiciones de simulación con el retiro de capacidad térmica, el costo de los planes con y sin Borinquen1 es similar. La diferencia de costos no es relevante considerando la incertidumbre de todas las variables usadas en las simulaciones.

Tabla 14.4 Costo de Planes - sensibilidades demanda media

PLAN BASE Plan libre


2020 12 12 9 9

2021 10 11 7 7

2022 14 14 10 11

2023 18 18 14 15

2024 32 31 40 42

2025 44 45 47 47

2026 93 97 108 113

2027 138 113 154 142

2028 159 139 161 157

2029 194 175 197 199

2030 213 196 222 221

2031 231 214 254 242

2032 255 233 267 263

2033 279 266 289 299

2034 290 283 305 304

2035 343 318 336 335

642.8 599.7 668.8 665.0

Retiro de 2 unidades de Moín

SENSIBILIDADES DEMANDA MEDIA

Año

COSTOS TOTALES (millones USD)


Figura 14.5 Costo de Planes - sensibilidades demanda media

14.4 RECAPITULACIÓN DE RESULTADOS

Para el presente Plan de Expansión, se tomó como base el escenario de demanda baja, dado que la mayor parte de las grandes decisiones que aborda el Plan corresponden al período de corto plazo. En particular, interesa la valoración del retiro de las plantas de generación privada cuyos contratos vencen y el posible retiro de una fracción de la planta térmica Moín. El escenario de demanda baja representa mejor las condiciones del país durante el período post-pandemia, en que se están valorando los dos elementos antes mencionados.

Seguidamente se resumen los puntos más relevantes de los resultados de la optimización de los casos de expansión simulados:

0

50

100

150

200

250

300

350

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

COSTO ANUAL DE LOS PLANES DE EXPANSION SENSIBILIDADES DE DEMANDA MEDIA

(millones USD2019)

PLAN BASE Borinquen1 fijo Borinquen1 libre

Retiro de 2 unidades de Moín Borinquen1 fijo Retiro de 2 unidades de Moín Borinquen1 libre

643600

669 665

0

100

200

300

400

500

600

700

COSTO TOTAL DE LOS PLANES SENSIBILIDADES DE DEMANDA MEDIA

(millones USD2019)

Borinquen1 fijo

Borinquen1 libre

Retiro de 2 unidades de Moín Borinquen1 fijo

Retiro de 2 unidades de Moín Borinquen1 libre


Capacidad requerida en el corto plazo

Bajo el escenario de demanda baja, se identifican las primeras adiciones de capacidad de generación hasta el año 2026. En los casos en que se retiran las dos unidades de la planta Moín, estas inversiones se adelantan al año 2024.

En el escenario de demanda media, las adiciones se adelantan al año 2025, siendo, además considerablemente mayores, sobre todo en los casos en que se considera el retiro de las dos unidades de la PT Moín.

Las adiciones de capacidad en todas las sensibilidades están dominadas por el solar. En ninguno de los planes generados se seleccionaron tecnologías de generación alimentadas con combustibles fósiles.

Retiro de las dos unidades de la PT Moín

El retiro de 62 MW de la planta Moín no pone en riesgo la seguridad del sistema en ninguno de los escenarios analizados. Los costos de los planes con el retiro de dos unidades de Moín aumentan entre 10 y 20 millones de USD en los escenarios de demanda baja y entre 25 y 65 millones de USD en los escenarios de demanda media.

Es importante mencionar que aparte del incremento en costos, debe valorarse con especial cuidado la viabilidad técnica de incorporar entre 45 MW y 105 MW (según sea el escenario de demanda) de capacidad en el año 2024. Esto constituye un esfuerzo muy importante de desarrollo y/o recontratación de plantas. Dadas las regulaciones del país en materia financiera, regulatoria y ambiental, este tiempo podría ser muy corto para poner en marcha nuevos proyectos o nuevos contratos bajo esquemas más eficientes de contratación.

Otro elemento a considerar es la incertidumbre que introduce la pandemia en la actividad económica del país, cuyos efectos aún no es posible estimar, ni en magnitud ni en el tiempo en que se mantendrán. En esta circunstancia, otras variables no contempladas en los estudios del Plan de Expansión, merecen ser consideradas en las decisiones relativas a la reducción de la capacidad del parque térmico de respaldo del país.

Proyecto geotérmico Borinquen 1

El PG Borinquen 1 no aparece en la solución óptima en ninguna de las simulaciones en que la entrada del mismo no se haya fijado. En el escenario de demanda baja, las opciones de planes de expansión sin Borinquen 1 tienen costos menores, entre 40 y 50 millones de USD.

En las simulaciones realizadas para el escenario de demanda media que conserva las dos unidades de la PT Moín, el Plan con Borinquen 1 genera un costo de 43 millones de USD mayor al plan alternativo sin proyecto. En el escenario en que se retiran las dos unidades de Moín, los costos de los planes son muy similares, con una diferencia menor a 4 millones de USD, diferencia poco relevante considerando la incertidumbre propia de todas las variables usadas en las simulaciones.

Debe considerarse que es prudente que las decisiones asociadas al PG Borinquen 1 sean analizadas considerando también los requerimientos de demanda media, dado que


superado el período post-pandemia, este escenario representa mejor las necesidades del país al final de la década del 2020 y de la década siguiente.

Con escenarios de demanda menos pesimistas, como los que deben prevalecer en el período intermedio y final del horizonte de planificación, el desempeño de Borinquen 1 mejora.

Este umbral de indiferencia con algunas sensibilidades del escenario medio de demanda, hace difícil valorar las opciones de atrasar o posponer la ejecución del proyecto usando como criterio únicamente el costo total del plan de expansión. Se debe hacer notar que las herramientas utilizadas por el ICE para los estudios de planeamiento de largo plazo, a pesar de reflejar muy bien la complejidad de los sistemas de generación basados en fuentes renovables, no tienen la capacidad o granularidad temporal para evaluar otros beneficios de este bloque de generación firme que no compite por la escasa capacidad de regulación del sistema.

Adicionalmente, en el análisis del PG Borinquen 1 deben tomarse en cuenta otras variables que no se pueden modelar en las simulaciones del plan de expansión y son parte fundamental de las decisiones asociadas al proyecto. Se debe considerar, entre otras variables:

El valor de los recursos de bajo costo del crédito concesional que otorgó el gobierno de Japón por su programa de lucha contra el cambio climático, al desarrollo de la geotermia en Costa Rica.

Los impactos en el desarrollo del plan constructivo por retrasar la puesta en marcha de la planta.

Modernizaciones de PH Ventanas Garita, PG Miravalles 1 y 2

Las modernizaciones de las plantas Ventanas Garita y Miravalles 1 y 2 introducen una presión muy fuerte en el sistema porque las plantas deben retirarse durante un año completo. Esto implica que el Sistema de Generación debe dotarse de una gran cantidad de recursos de generación para pasar esos años. Conviene optimizar la programación de estas modernizaciones a efecto de impactar lo menos posible los costos del sistema.

Limitaciones de los modelos de simulación

El adecuado diseño del sistema de generación eléctrica debe garantizar que en todo momento la generación y la demanda estén balanceadas. Esto significa que en cada instante la potencia de las fuentes debe estar garantizada para dicha demanda. Adicionalmente, esta condición se debe de mantener a lo largo del tiempo para que no se produzca un desabastecimiento. Las decisiones de inversión del sistema deben asegurar atender estas condiciones a mínimo costo y cumpliendo todas las directrices país.

Cuando las fuentes incorporadas al sistema son intermitentes con gran variabilidad, la optimización de un sistema que garantice, tanto el balance instantáneo como el suministro a muchos años en el futuro, se vuelve un problema extremadamente complejo.


Los modelos de optimización y simulación que utiliza el ICE son de última generación y permiten modelar y resolver un sistema muy complejo de variabilidad hidrológica, pero no están bien adaptados para modelar adecuadamente una cantidad tan importante de fuentes intermitentes como la que se está considerando en los planes de expansión. La simulación con períodos semanales ha permitido importantes mejoras en las simulaciones de todas las fuentes, pero aún no se logra valorar adecuadamente la intermitencia del eólico y solar y las necesidades de flexibilidad del parque de generación.

Esta consideración impone prudencia al evaluar fuentes renovables con alta variabilidad.

Holgura del Sistema de Generación

Es importante reiterar que, bajo las condiciones actuales de demanda, cualquier proyecto nuevo de generación que entre en operación antes del 2026, provocará un costo adicional al Sistema Eléctrico Nacional que no se compensa con la disminución correspondiente del costo operativo, provocando un aumento de las tarifas eléctricas. La contratación de plantas existentes durante ciertos períodos del año, que no impliquen nuevas inversiones, pueden ser interesantes para reducir el costo de la energía, siempre que las condiciones de contratación sean flexibles y los precios reflejen el período de holgura que está atravesando el sistema eléctrico.

14.5 Oportunidades del Mercado Eléctrico Regional

Las oportunidades que ofrece el Mercado Eléctrico Regional deben ser explotadas para beneficio de la sociedad costarricense.

El país debe optimizar al máximo las posibilidades de importación y de exportación con el parque de generación disponible. Las compras de energía permiten reducir costos operativos locales, y las exportaciones aumentan los ingresos al valorizar excedentes de capacidad. Si bien es cierto que el MER todavía está en una etapa inicial, estas operaciones se pueden realizar plenamente con los mecanismos de mercado existentes. Las transacciones se deciden y ejecutan en períodos relativamente cortos y son responsabilidad de los encargados de la comercialización de energía de la empresa eléctrica.

Las decisiones de inversión que dependen de su participación en el MER, por otra parte, plantean una problemática distinta y hoy en día tienen limitaciones importantes. La instalación de centrales, cuya recuperación de capital dependa mayoritariamente de ingresos por exportaciones, conlleva riesgos mucho mayores que cuando se construye una planta para atender consumo local. En el sentido contrario, posponer inversiones que son indispensables para garantizar el suministro y depender en su lugar de importaciones, podría poner en riesgo la seguridad energética nacional, con graves consecuencias para la sociedad.

La optimización de las inversiones considerando un mercado mayor, como lo sería el regional, produciría grandes beneficios. Esto es particularmente importante en sistemas cuya matriz tiene un fuerte componente de fuentes renovables variables como el nuestro. Un mercado más amplio tiene mejores factores de diversidad y las partes pueden compartir los costos de los recursos de respaldo. Sin embargo, para llegar a estas etapas, es necesario alcanzar grados de madurez que todavía no se tienen:


Los sistemas locales de generación deben mantener una relación oferta/demanda adecuada a lo largo de todo el horizonte de planeamiento.

El mercado y los países debe ser capaces de crear y mantener una adecuada capacidad de transmisión, que evite congestionamientos crónicos.

El mercado debe crear los mecanismos e instrumentos de contratación de largo plazo que mitiguen la volatilidad y la incertidumbre de los precios futuros, tanto de generación como de transmisión.

El planificador de las inversiones debe tener acceso a información fiable y de buena calidad de toda la región.

Se debe disponer de un marco regulatorio adecuado.

Los mecanismos e instrumentos de contratación de largo plazo son necesarios para disminuir la incertidumbre y volatilidad en los precios, pero no aseguran el cumplimiento del suministro, aunque en sus cláusulas se especifique que son del tipo firme o físico. Estos contratos solo son funcionales cuando hay suficiente capacidad para atender toda la demanda. Cuando hay faltantes, los gobiernos nacionales emiten disposiciones extraordinarias justificadas por la emergencia del racionamiento y podría haber una gran presión sobre los contratos internacionales.

Por lo tanto, para poder depender de los mercados, estos deben garantizar que siempre habrá capacidad de generación y de transmisión suficiente. Si esta condición se cumple, se puede depender de la capacidad en cualquier parte del mercado regional para atender una necesidad local, y el principal aporte de los contratos será únicamente reducir la exposición a la volatilidad de los precios, produciendo los efectos que dan los contratos de tipo financiero.

Por las condiciones inmaduras del MER, la planificación de largo plazo del plan de expansión se realiza suponiendo que el sistema costarricense está aislado, de tal manera que las inversiones se justifican únicamente para satisfacer la demanda local y se instala la capacidad indispensable para asegurar la confiabilidad del suministro.

No obstante, las dificultades arriba señaladas, la estrategia energética nacional debe contemplar una participación fuerte del país en el MER.

En el corto plazo, se mantendrá una situación superavitaria de capacidad de generación en toda la región con limitaciones de transmisión. La holgura de capacidad del resto de países de la Región se origina en una condición temporal, causada por el crecimiento deprimido de la demanda. Al igual que sucederá con el sistema costarricense, esta holgura irá desapareciendo conforme se recupera la demanda.

En esta coyuntura de corto plazo, el país tiene posibilidades interesantes de exportación. Aunque la holgura de capacidad en la región hará que persistan precios bajos, la capacidad ociosa de plantas renovables que están quedando sin contrato podría ser aprovechada para que el ICE, como único agente del MER en Costa Rica, maximice las exportaciones. Para que esto se traduzca en un beneficio para todas las partes, en necesario flexibilizar los términos tradicionales de contratación de la generación independiente.

También es necesario estudiar con detenimiento la posibilidad de depender de importaciones para posponer inversiones. Una pequeña parte de las necesidades de capacidad adicional, identificadas en el PEG2020 para el año 2026, podría ser suplida con


importaciones si el MER se mantiene con capacidad holgada, sin comprometer significativamente la seguridad energética nacional.

El país debe aprovechar las posibilidades de exportación que ofrece el Mercado Eléctrico Regional. Aunque los precios actualmente están deprimidos, se deben buscar las oportunidades para valorizar los excedentes disponibles. El presente PEG se limita a señalar estos potenciales beneficios; su factibilidad y valoración dependen de estudios ulteriores y de la evolución del MER.


15 CARACTERÍSTICAS DEL PLAN RECOMENDADO

15.1 PLAN RECOMENDADO 2020-2035

El Plan de Expansión Recomendado se presenta en la Tabla 15.1.

Tabla 15.1 Plan de Expansión Recomendado

Energía

GWh% crec

Potencia


Potencia

MW

Capacidad

Instalada (MW)





2021 11,249 3.0% 1,686 2.8% Huacas Solar 5 3,523


2022 11,578 2.9% 1,727 2.4% Tejona Eólico -7 3,512



2024 12,051 1.2% 1,775 0.5% Tejona Eólico -10 3,478





2026 12,337 1.1% 1,807 0.8% Solar Solar 25 3,369








2028 12,601 1.0% 1,830 0.4% Eólico Eólico 40 3,577






2030 12,859 1.0% 1,861 0.7% Miravalles2 Geotérmico -42 3,552

Eólico Eólico 20 3572





2032 13,126 1.0% 1,887 0.5% Solar Solar 70 3,715



2033 13,258 1.0% 1,906 1.0% 0 3,692

2034 13,395 1.0% 1,923 0.9% Eólico Eólico 40 3,732



2035 13,513 0.9% 1,936 0.7% Solar Solar 20 3,692


PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION 2020-2035

Año

DEMANDA OFERTA


Este Plan corresponde al programa de obras para atender el escenario bajo de demanda con ajustes por la pandemia del COVID-19. El valor presente del Plan para el periodo 2020-2035, es de 432.4 millones de USD, de los cuales 287.34 millones de USD corresponden al costo de inversión, 142.16 millones de USD al costo operativo y 2.9 millones de USD al costo de energía no suministrada. Todos los costos expresados en dólares del 2019.

El proyecto geotérmico Borinquen 1 está en construcción y es una decisión tomada en ciclos de planificación anteriores. En el presente Plan de Expansión se ha optimizado la fecha de entrada en operación, definida para el año 2027.

Si las condiciones de crecimiento de la demanda varían en el futuro y se identifican requerimientos adicionales de generación en el corto plazo, estos pueden ser cubiertos por tecnologías de rápida instalación (eólica y solar) o con la contratación de plantas de generación privada cuyos contratos vencieron. Esta condición de crecimiento de la demanda, que podría requerir nueva capacidad de respaldo para el final de la década siguiente, será valorada en el siguiente ciclo de planificación.

15.2 CAPACIDAD INSTALADA Y GENERACIÓN

En la Figura 15.1 se puede observar la instalación anual por tipo de fuente del Plan Recomendado. En esta figura se incluyen únicamente los proyectos nuevos, no se muestran los retiros de plantas ni la modernización de las unidades de PH Ventanas Garita y PG Miravalles 1 y 2.

La gráfica muestra la reducida exigencia de recursos de inversión en generación que se visualiza durante el período.

Figura 15.1 Adiciones de capacidad por fuente del PEG 2020-2035

Los bloques de energía indicados para cada tipo de tecnología muestran cantidades generales de adiciones requeridas y su demanda a lo largo del tiempo.

450

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Insta

lació

n A

cu

mu

lad

a (

MW

)

Insta

lació

n a

nu

al p

or

fue

nte

(M

W)

PLAN EXPANSION 2020-2035INSTALACION POR FUENTE (MW)

eólico solar biomasa geotérmico Inst Acum


Sin embargo, el tipo de tecnología seleccionado para los bloques genéricos del Plan Base es una referencia, y la participación de cada fuente debe optimizarse de acuerdo a la disponibilidad y los costos de las diferentes opciones, particularmente considerando que habrá capacidad ociosa con el vencimiento de los contratos de generación privada.

El Plan de Expansión Recomendado satisface plenamente los objetivos ambientales del país y asegura la senda de la generación renovable del país, con una matriz confiable y diversa.

El crecimiento esperado de la capacidad instalada de todo el parque de generación nacional se muestra en la Figura 15.2. La capacidad instalada alcanza 3 687 MW para el 2035, con un crecimiento menor al 5% para todo el período 2020-2035.

La capacidad instalada entre los años 2020 y 2025 es decreciente debido al vencimiento de los contratos de generación privada y al retiro de la PE Tejona. A partir de 2026 hay un crecimiento en la capacidad instalada debido a la adición de los proyectos solares, geotérmicos y eólicos. En el año 2030 disminuye nuevamente la capacidad eólica por el vencimiento de un segundo grupo de contratos de generación privada.

Figura 15.2 Capacidad instalada por fuente (período 2020-2035)

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

MW

Capacidad Instalada por fuente (SEN)2020-2035

Hidro

Térmic

Eólic

Geot

Solar

Biom

-

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

MW

Capacidad Instalada de Eólico - Solar - Bagazo (SEN)2020 - 2035

Eólic

Solar

Biom


En la Tabla 15.2 y en la Figura 15.3 se muestra el porcentaje de capacidad instalada total de las diferentes fuentes en el período 2020-2035.

Tabla 15.2 Composición por fuente de la nueva capacidad

Figura 15.3 Capacidad instalada por fuente al inicio y final del período

La generación promedio esperada del período 2020-2035 es de 69% hidroeléctrica, 14% geotérmica, 14% eólica, 1.2% solar y 0.6% biomásica. El térmico, usado sólo como complemento de las renovables, cubrirá el 1.3% de la generación promedio. En la Tabla 15.3 y la Figura 15.4. se presenta la generación esperada anual por tipo de fuente.

Hidro Eólico Biomasa Solar Térmico Geoter Total Hidro Eólico Biomasa Solar Térmico Geoter Total

2019 2,343 411 71 5 474 262 3,566 66 12 2 0 13 7 100

2020 2,310 391 71 10 474 262 3,518 66 11 2 0 13 7 100

2021 2,305 391 71 15 474 262 3,519 66 11 2 0 13 7 100

2022 2,303 385 71 15 474 262 3,510 66 11 2 0 14 7 100

2023 2,281 385 71 15 474 262 3,488 65 11 2 0 14 8 100

2024 2,271 375 71 15 474 262 3,468 65 11 2 0 14 8 100

2025 2,168 355 71 15 474 262 3,344 65 11 2 0 14 8 100

2026 2,265 388 53 40 474 262 3,483 65 11 2 1 14 8 100

2027 2,265 388 53 40 474 317 3,538 64 11 1 1 13 9 100

2028 2,265 408 53 40 474 268 3,509 65 12 2 1 14 8 100

2029 2,265 408 53 90 474 303 3,594 63 11 1 3 13 8 100

2030 2,265 428 53 140 474 261 3,622 63 12 1 4 13 7 100

2031 2,262 419 53 140 474 296 3,645 62 12 1 4 13 8 100

2032 2,260 399 53 210 474 296 3,693 61 11 1 6 13 8 100

2033 2,260 399 53 210 474 296 3,693 61 11 1 6 13 8 100

2034 2,260 359 53 230 474 296 3,673 62 10 1 6 13 8 100

2035 2,255 359 53 250 474 296 3,687 61 10 1 7 13 8 100

Fuente: Planificación y Desarrollo Eléctrico, ICE

(POTENCIA EFECTIVA)

MW Porcentaje

CAPACIDAD INSTALADA 2020-2035

Hidro65.7%

Eólico11.1%

Bagazo2.0%

Solar0.3% Térmica

13.5%

Geo7.4%

Capacidad Instalada al 2020

Hidro61.1%Eólico

9.7%

Bagazo1.4%

Solar6.8%

Térmica12.9%

Geo8.0%

Capacidad Instalada al 2035


Tabla 15.3 Generación esperada por fuente

Figura 15.4 Porcentaje de generación por fuente 2020-2035

Es importante señalar que la generación hidroeléctrica, así como la térmica por su carácter de respaldo, dependen de las condiciones climáticas que se presenten, razón por la cual los valores dados en la Tabla 15.3 son promedios esperados.

Los datos corresponden a la generación promedio de los resultados obtenidos con 55 escenarios hidrológicos (1965-2019), analizados mediante el modelo de simulación SDDP.

Hidro Eólico Biomasa Solar Térmico Geoter Total Hidro Eólico Biomasa Solar Térmico Geoter Total

2020 7,555 1,747 87 26 20 1,485 10,920 69 16 1 0.2 0 14 100

2021 7,965 1,699 88 34 17 1,446 11,249 71 15 1 0.3 0.2 13 100

2022 8,196 1,670 87 34 61 1,530 11,578 71 14 1 0.3 1 13 100

2023 8,420 1,674 87 34 73 1,618 11,907 71 14 1 0.3 1 14 100

2024 8,528 1,630 87 34 128 1,643 12,050 71 14 1 0.3 1 14 100

2025 8,621 1,588 87 34 210 1,657 12,197 71 13 1 0.3 2 14 100

2026 8,669 1,705 94 74 173 1,619 12,335 70 14 1 0.6 1 13 100

2027 8,468 1,690 58 75 150 2,030 12,471 68 14 0 0.6 1 16 100

2028 8,811 1,821 57 74 195 1,641 12,600 70 14 0 0.6 2 13 100

2029 8,651 1,751 59 153 176 1,938 12,729 68 14 0 1 1 15 100

2030 8,844 1,854 59 233 225 1,641 12,857 69 14 0 2 2 13 100

2031 8,795 1,846 58 234 188 1,874 12,993 68 14 0 2 1 14 100

2032 8,857 1,751 58 347 206 1,906 13,125 67 13 0 3 2 15 100

2033 8,976 1,759 57 344 232 1,887 13,256 68 13 0 3 2 14 100

2034 9,019 1,776 58 375 228 1,936 13,392 67 13 0 3 2 14 100

2035 9,241 1,506 59 408 357 1,938 13,508 68 11 0 3 3 14 100

Promedio 69.2 13.8 0.6 1.2 1.3 13.9 100


GENERACION ANUAL ESTIMADA DEL PEG 2020-2035

GWh Porcentaje

Hidro69.2%

Eólico13.8%Biomasa

0.6%

Solar1.2%

Térmico1.3% Geoter

13.9%

Generación anual estimada2020 - 2035

Fuente: Planificación y Desarrollo Eéctrico, ICE


En el Anexo A6 se muestra la generación estimada para cada una de las plantas del sistema interconectado. El Anexo A7 muestra el consumo de combustibles estimado de las plantas térmicas y en el Anexo A8 se presenta el cálculo del costo operativo unitario de las plantas térmicas.

Estas proyecciones son estimaciones para el planeamiento de largo plazo. Pronósticos detallados del corto plazo son elaborados por el Centro Nacional de Control de Energía (CENCE) para el planeamiento operativo.

15.3 DÉFICIT DE ENERGÍA

El déficit o energía no servida (como porcentaje de la demanda semanal) para las 55 series hidrológicas, se muestra en la Figura 15.5. Se observa que durante todo el período se presentan déficits de energía. No obstante, se satisfacen los criterios de confiabilidad explicados en la Sección 9.5.

Figura 15.5 Déficit de energía semanal por serie hidrológica

15.4 EMISIONES

Las emisiones del sistema dependen de la composición y utilización del parque generador.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

01

/20

20

17

/20

20

33

/20

20

49

/20

20

13

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21

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35

37

/20

35

%

Porcentaje de energía no servida por serieResultados por semana: 01/2020 - 52/2035


Para calcular las emisiones de CO2equivalente se recurre a coeficientes medios por tecnología38. Para las tecnologías presentes en el Plan de Expansión, las emisiones se calculan usando los índices de la Tabla 7.4 (Capítulo 7). Con estos coeficientes y la generación por tipo de tecnología se calcula el índice de emisiones para el sistema de generación. Los datos y los resultados se muestran en la Tabla 15.4. El comportamiento anual de las emisiones se ilustra en la Figura 15.6. Los bajos niveles de los primeros años son efecto del PH Reventazón que resulta muy eficaz para reducir el nivel de emisiones del sistema de generación.

Tabla 15.4 Cálculo de emisiones de CO2 equivalente

38 Inventario de emisiones de gases de efecto invernadero del Sistema Eléctrico Nacional 2019. Planificación y Desarrollo Eléctrico, ICE. Abril 2020.

Emisiones

Unitarias

Hidro Eólico Geoter Biomasa Solar Bunker Diesel Total Hidro Eólico Geoter Biomasa Solar Bunker Diesel Total ton CO2/GWh

2020 7,555 1,747 1,485 87 26 19 1 10,920 227 0.0 96 1.6 0.0 13 1 339 31

2021 7,965 1,699 1,446 88 34 17 1 11,249 239 0.0 94 1.6 0.0 12 0 346 31

2022 8,196 1,670 1,530 87 34 55 5 11,578 246 0.0 99 1.6 0.0 39 3 389 34

2023 8,420 1,674 1,618 87 34 66 7 11,907 253 0.0 105 1.6 0.0 46 4 410 34

2024 8,528 1,630 1,643 87 34 111 17 12,050 256 0.0 107 1.6 0.0 78 10 452 38

2025 8,621 1,588 1,657 87 34 188 22 12,197 259 0.0 108 1.6 0.0 131 13 513 42

2026 8,669 1,705 1,619 94 74 142 31 12,335 260 0.0 105 1.7 0.0 100 19 485 39

2027 8,468 1,690 2,030 58 75 127 23 12,471 254 0.0 132 1.0 0.0 89 14 490 39

2028 8,811 1,821 1,641 57 74 170 25 12,600 264 0.0 107 1.0 0.0 119 15 506 40

2029 8,651 1,751 1,938 59 153 147 29 12,729 260 0.0 126 1.1 0.0 103 17 507 40

2030 8,844 1,854 1,641 59 233 191 34 12,857 265 0.0 107 1.1 0.0 133 21 527 41

2031 8,795 1,846 1,874 58 234 160 28 12,993 264 0.0 122 1.0 0.0 112 17 515 40

2032 8,857 1,751 1,906 58 347 177 29 13,125 266 0.0 124 1.0 0.0 124 18 532 41

2033 8,976 1,759 1,887 57 344 198 35 13,256 269 0.0 123 1.0 0.0 138 21 552 42

2034 9,019 1,776 1,936 58 375 191 37 13,392 271 0.0 126 1.0 0.0 134 22 553 41

2035 9,241 1,506 1,938 59 408 296 61 13,508 277 0.0 126 1.1 0.0 207 37 648 48


CALCULO DE EMISIONES CO2equivalente

EmisionesAño Miles de ton CO2equiv

GeneraciónGWh


Figura 15.6 Emisiones unitarias del SEN (CO2-equivalente/GWh)

15.5 COSTOS MARGINALES

15.5.1 Costo Marginal de Corto Plazo

El costo marginal de corto plazo (CMCP) representa el comportamiento del costo operativo del sistema nacional durante todo el horizonte de planificación. La Figura 15.7 muestra los costos marginales promedio semanal para el Plan Recomendado, obtenidos por el SDDP.

El valor promedio semanal para el horizonte 2020-2035 es de 27.5 USD/MWh mostrado en color rojo en esta figura.

El CMCP exhibe valores muy bajos en el periodo 2020-2022. Se observa también en todo el periodo estudiado, el claro patrón estacional provocado por el alto componente hidroeléctrico y por la holgura y capacidad de respaldo en embalses que tiene el sistema en los primeros años. La tendencia de crecimiento del CMCP durante el horizonte de proyección, se debe a una disminución proporcional del respaldo que aportan los embalses, que debe ser cubierto con mayor generación térmica.

También se observa la reducción en los CMCP en el 2027 producto de la entrada en operación del PG Borinquen 1, así como el aumento en los años 2028 y 2030 debido a las modernizaciones de las plantas geotérmicas Miravalles 1 y 2 que indisponen las plantas un año completo.

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ton C

O2/G

Wh

Emisiones Unitarias del SEN Estimadas para el PEG2020-2035



Figura 15.7 Costo Marginal de Corto Plazo

Reagrupando los CMCP por períodos semanales, se obtienen los valores medios para cada semana que se muestran en la Figura 15.8. Obsérvese el comportamiento del CMCP en época seca contrastado con la época húmeda, donde se visualiza el mayor costo del componente térmico necesario para respaldar las bajas hidrologías durante el verano. Esta gran volatilidad es propia de los sistemas que apuestan a la generación renovable.

Figura 15.8 Costo Marginal de Corto Plazo. Promedio semanal

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$ / M

Wh

Costo Marginal de Corto Plazo2020-2035


15.5.2 Costo Marginal de Largo Plazo de Generación

La estimación del Costo Marginal Promedio de Largo Plazo de Generación se calcula de forma práctica con el concepto del Costo Incremental Promedio de Largo Plazo de Generación (CILP). Este valor indica el costo medio que representa atender un incremento unitario de demanda en el sistema de generación en el largo plazo.

El cálculo del CILP se realiza bajo el siguiente procedimiento:

Se proyecta la demanda a abastecer en el período de expansión considerado.

Se determina el Plan de Expansión, como el programa de costo mínimo de proyectos de generación necesarios para cubrir el crecimiento de la demanda de electricidad proyectada y que cumple con los criterios de política energética y de confiabilidad.

Utilizando un modelo de despacho hidrotérmico, en este caso el SDDP, se calcula un despacho optimizado de donde se obtienen los costos de combustible, los costos variables de operación y mantenimiento, y los costos de falla del sistema para cada uno de los años analizados.

Se calcula el costo total anual como la suma del costo de inversión anualizado de las obras contempladas en el Plan de Expansión, incluyendo los costos fijos de operación y mantenimiento, los costos variables de operación y mantenimiento, los costos de combustibles y el costo de falla.

El costo incremental de largo plazo se calcula mediante la siguiente fórmula:

n

1tt

t

n

1tt

t

i)(1

DΔ

i)(1

CΔ

CILP

donde Ct representa la variación del costo total del año t respecto al año t-1, y Dt representa la variación de la energía demandada, del año t respecto al año t-1.

Este es el costo de producción del kWh marginal para el sistema eléctrico en su conjunto. Para el cálculo anterior es importante realizar un análisis de largo plazo, para que los costos de inversión queden correctamente reflejados.

La Tabla 15.5 muestra el cálculo del CILP, considerando precios constantes de diciembre del 2019. El CILP estimado es de 61.1 USD/MWh para el horizonte de tiempo 2020-2035.


Tabla 15.5 Costo Incremental de Largo Plazo

Es importante recalcar que el supuesto básico para la aplicación de los principios marginalistas es que exista un balance óptimo de oferta-demanda, condición que normalmente no se presenta.

El CILP representa un promedio del costo de generación a largo plazo, incluyendo los diferentes tipos de proyectos del Plan de Expansión: proyectos hidroeléctricos de embalse, proyectos hidroeléctricos de filo de agua, proyectos térmicos, proyectos geotérmicos, proyectos eólicos, proyectos solares, etc. El costo o beneficio de un proyecto particular no puede obtenerse directamente del CILP, pues dependerá de la contribución que ese proyecto haga al Sistema de acuerdo a su patrón de generación.

La utilización del CILP como parámetro tarifario presenta problemas de definición. La imposibilidad de cumplir todos los supuestos de la teoría marginalista hace que el cálculo de este parámetro produzca resultados inestables. En la Figura 15.9 se muestra la fluctuación el CILP según sea el período de años que se tome en consideración y si se usan los datos crudos de costo o una curva suavizada de mejor ajuste.

Aunque no se recomienda su utilización para estudios de detalle, el CILP puede usarse con cautela en estudios muy preliminares.

Nivel de Precios Año: Dic 2019

Costos

Fijos

Total Increm Oper. e Inver. Comb+O&M Falla Total Anual Increm Total Increm

GWh GWh mill.$ mill.$ mill.$ mill.$ mill.$ mill.$ mill.$ mill.$

2020 10,920 1 3.6 0.2 3.8 5 8

2021 11,249 329 2 3.2 0.0 3.2 5 1 16 8

2022 11,578 329 1 7.5 0.0 7.5 9 3 25 9

2023 11,907 329 1 13.0 0.1 13.1 14 6 35 10

2024 12,051 144 -1 23.7 0.5 24.2 23 9 46 11

2025 12,197 146 -7 35.4 0.3 35.7 28 5 58 12

2026 12,337 140 34 29.4 1.0 30.4 64 36 70 12

2027 12,472 135 81 23.9 0.3 24.2 105 41 83 13

2028 12,601 129 83 32.0 1.0 33.0 116 11 97 14

2029 12,730 129 105 29.4 0.5 29.9 135 19 112 15

2030 12,859 129 111 37.8 1.0 38.7 150 15 128 16

2031 12,994 135 124 30.3 0.6 30.9 155 5 145 17

2032 13,126 132 137 29.1 0.4 29.5 167 12 162 17

2033 13,258 132 137 36.2 1.0 37.2 174 8 181 18

2034 13,395 137 151 34.6 0.9 35.5 186 12 200 19

2035 13,513 118 154 51.4 1.5 52.9 207 21 220 20

Valor Presente: 1,389 287 142 3 145 432 81 472 85

Tasa de actualización : 12%

Año inicial: 2020

Año final: 2035

Costo Incremental de Largo Plazo con curva de costos ajustada

CILP = 0.06112 $/kWh

CALCULO DEL COSTO INCREMENTAL DE LARGO PLAZO

Demanda Costos Variables Costo TotalCurva de Costo

Total AjustadaAño


Figura 15.9 Variación del CILP según el período considerado

15.5.3 Estructura estacional

Para estimar la variación estacional y horaria de los costos de la energía, se utilizan los costos marginales de corto plazo. Para ese efecto se ha considerado la estructura horaria-estacional mostrada en la Tabla 15.6.

Tabla 15.6 Definición de los períodos horario-estacionales

0.00

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2031

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2033

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2034

20

20 -

2035

$ /

kW

hVariación del CILP según período de años valorado

Real

Ajustado

Nota : Los valores ajustados se obtienen a partir de una curva de ajuste polinómica de los costos totales del Plan,

mientras que los valores reales se refieren a los valores de inversión tal y como se presentan en el Plan.

Temporada Alta : Enero-Mayo

Temporada Baja : Junio-Diciembre

Punta Media Punta Fuera Punta

Día Hábil 10:00-12:30 06:00-10:00 20:00-06:00

17:30-20:00 12:30-17:30

Fin de Semana 0 06:00-20:00 20:00-06:00

Horas x Día

Día Hábil 5 9 10

Fin de Semana 0 14 10

Horas x Semana 25 73 70

ESTRUCTURA ESTACIONAL SEMANAL

ESTRUCTURA HORARIA


Los costos marginales de corto plazo del Plan de Expansión Recomendado se han promediado para cada una de las bandas horario-estacionales del período 2020-2035 y se muestran en la Tabla 15.7. Según la teoría económica, la remuneración por energía que deberían recibir las plantas que son despachadas en un hipotético mercado perfecto, resulta de la multiplicación de su generación por el costo marginal de corto plazo.

Tabla 15.7 Costos marginales de demanda

Cuando la instalación de un sistema requiere reservas de capacidad para cumplir con criterios de confiabilidad, se debe agregar un reconocimiento de la potencia disponible. Para evaluaciones muy preliminares de los proyectos de generación se puede utilizar el costo marginal de potencia estimado en la Tabla 15.8, de 160.37 USD/kW-año.

Para estimar el costo marginal de potencia se utilizó el costo de inversión en la tecnología al margen para cubrir necesidades de potencia (normalmente turbinas de gas) menos los ingresos que obtendría esta tecnología a través de la tarifa de energía, por la aplicación de los CMCP.

En la Tabla 15.8, se presenta la estimación de este cargo, y los supuestos utilizados para el cálculo. Nótese que al costo de la turbina de gas se le restó 30.5 USD/kW-año, que corresponde al ingreso por generación que la turbina ganaría siempre que los precios de la energía fuesen mayores que su costo variable (al ser ésta la tecnología al margen, sería la energía no suministrada). En caso contrario se podría producir una sobreinversión en este tipo de tecnología.

Punta Media Punta Fuera Punta

Esc 1 y 2 Esc 3 Esc 4 y 5

Estación Alta: Semana 21-22 66 65 58 62.3

(enero- mayo)

Estación Baja: Semana 23-52 2 2 2 2.0

(junio-diciembre)

Promedio Anual Ponderado 29.0 28.9 25.8 27.6

COSTO MARGINAL DE DEMANDA2019$ / MWh

PeriodoPromedio

Ponderado


Tabla 15.8 Cálculo del costo marginal de potencia

15.6 VULNERABILIDAD HIDROLÓGICA DEL PLAN RECOMENDADO

La variabilidad climática afecta la disponibilidad de la mayor parte de las fuentes energéticas renovables, con excepción de la geotermia. Como estas afectaciones pueden reducir el recurso disponible y la matriz de generación nacional es casi totalmente renovable, es muy importante valorar la vulnerabilidad del Sistema ante esas variaciones.

Dado que la hidroelectricidad constituye la mayor participación de la generación del SEN, interesa en mayor grado analizar los efectos derivados de la variabilidad hidrológica.

La variabilidad hidrológica es considerada en la formulación del PEG 2020-2035. La operación de mínimo costo considera el comportamiento hidroeléctrico a partir de la

DATOS DESCRIPTIVOS

Máquina marginal Unidad Turbina Gas Industrial

Pot. Efectiva / unidad MW 50.4

Factor de Planta Típico % 0.2

Combustible Diesel

Densidad (kg/lt) 0.832

Eficiencia Térmica % 0.295

Poder calórico kJ/litro 36,462

Plant Heat Reat kJ/kWh 12,195

Consumo Específico kWh/litro 2.99

Costo OyM variable $/MWh 3

DATOS DE CALCULO

Costos Fijos de O&M

Costo Fijo O&M $/kW-año 23.20

Costos Fijos de Capital

Costo Construcción (sin IDC) $/kW 1024

Vida Util años 20

Período de Construcción meses 17

Tasa de descuento % 12%

Factor Recuperación Capital 0.1339

Factor Capitalización-IDC 1.0837

Costo Fijo Anual $/kW-año 148.6

Costo Fijo Total $/kW-año 171.8

Disponibilidad 90%

Costo Fijo Total con disponibilidad $/kW-año 190.9

Ingreso por generación $/kW-año 30.5

COSTO MARGINAL DE POTENCIA $/kW-año 160.37

COSTO MARGINAL DE POTENCIA


modelación operativa para 55 series hidrológicas históricas, como ya se mencionó, utilizando el registro histórico 1965-2019. Se determina la operación del sistema con cada una de las series hidrológicas, y se obtiene un caso base, denominado de hidrología media, a partir del promedio de los resultados de cada hidrología analizada.

La operación del Sistema Eléctrico Nacional se modela realizando una optimización estocástica de un despacho hidrotérmico con el programa Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP) de la empresa Power Research Systems (PSR).

La modelación del comportamiento hidroeléctrico a partir de series hidrológicas, también permite valorar la vulnerabilidad hidrológica del sistema. Para ello se realiza un análisis de un subconjunto de series seleccionadas39, porque representan las situaciones más críticas de variabilidad hidrológica que debe atender el Plan Recomendado. Los resultados promediados del subconjunto de series seleccionadas conforman el caso de hidrología baja.

Para el Plan Recomendado, el análisis de vulnerabilidad hidrológica muestra que el subconjunto de series hidrológicas representativas del escenario de hidrología baja, está comprendido en el periodo de 1972 a 1996.

Las Figura 15.10 y la Figura 15.11 muestran la generación hidroeléctrica y térmica respectivamente, para las 55 series hidrológicas históricas, el caso de hidrología media y el caso de hidrología baja.

Figura 15.10 Generación hidroeléctrica anual en el horizonte de estudio de 55 series hidrológicas históricas. Promedio Caso de hidrología baja, Promedio caso de hidrología media.

39 Los criterios de selección de las series que representan las afectaciones negativas de la variabilidad hidrológica se realizó siguiendo la metodología del estudio Low Hydrology Scenario for the Brazilian Power Sector 2016-2030 Impact of Climate on Greenhouse Gas Emissions


Figura 15.11 Generación térmica anual en el horizonte de estudio de 55 series hidrológicas históricas. Promedio Caso de hidrología baja y Promedio caso de hidrología media

Al comparar los resultados del caso de hidrología baja, con el de hidrología media se observa que las series del caso de hidrología baja poseen los mayores costos operativos por uso de combustible. Esto es consecuencia de la mayor generación térmica por reducción de la generación hidroeléctrica, limitada por las aportaciones hidrológicas, particularmente a partir de 2023, cuando el sistema se encuentra más exigido. Bajo un escenario de hidrología baja, se estima un aumento del costo operativo del Plan Recomendado de 55 millones de USD.

Con relación a la confiabilidad del suministro ante variaciones hidrológicas, el Plan Recomendado satisface los criterios de confiabilidad descritos en el Capítulo 9, para las 55 series hidrológicas históricas evaluadas. El escenario con el mayor déficit alcanza los 50 GWh anuales, concentrados en las semanas más críticas de abril. Este escenario se da con la hidrología del periodo 2013-2014. En el año 2014 se presentan las semanas más críticas del mes de abril de todo el registro histórico del país, antecedidas por un invierno del 2013 con aportaciones hidrológicas inferiores al promedio.


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13. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. División Finanzas Corporativas. Informes mensuales de Ventas de Energía Eléctrica por Empresa Distribuidora y Sector de Consumo. 2020.

14. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Inventario de Emisiones de gases de efecto invernadero del Sistema Eléctrico Nacional. 2019. Gerencia de Electricidad. Planificación y Desarrollo Eléctrico. Proceso de Planificación Ambiental. Abril 2020.

15. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Plan Estratégico para la Promoción y Desarrollo de Fuentes Renovables No convencionales 2016-2035, PDE, 2015.

16. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica, período 2018-2034. Gerencia de Electricidad. Planificación y Desarrollo Eléctrico. Proceso Expansión del Sistema. Mayo 2019.

17. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Indice de Cobertura Eléctrica. 2019. Gerencia de Electricidad. Planificación y Desarrollo Eléctrico. Proceso de Expansión del Sistema. Setiembre 2019.

18. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Proyecciones de la demanda eléctrica de Costa Rica 2020-2040. Gerencia de Electricidad. Planificación y Desarrollo Eléctrico. Proceso de Expansión del Sistema. Diciembre 2020.

19. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Revisión del Potencial de Recursos Energéticos de Costa Rica. Informe Preliminar. Planificación y Desarrollo Eléctrico, marzo 2017.

20. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Premisas Económicas 2019 - 2028 del ICE. Gerencia Corporativa de Administración y Finanzas. Nota N.° 0150-0184-2019 del 15 de marzo 2019.

21. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Datos mensuales de ventas de energía por empresa distribuidora y sector de consumo 2020 ICE.

22. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Costos de O&M basados en "Informe de Costos y Gastos de Operación y Mantenimiento 2013-2017". Negocio de Generación.

23. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD. Premisas Económicas 2019 - 2028 del ICE. Gerencia Corporativa de Administración y Finanzas. Nota N.° 0150-0184-2019 del 15 de marzo 2019.

24. MINISTERIO DE AMBIENTE y ENERGÍA (MINAE). Resumen “Acciones de Mitigación Nacionalmente Apropiadas Energía Biomasa Dirección Cambio Climático (DCC), MAG, ICE, MIDEPLAN. 2016.

25. MINISTERIO DE AMBIENTE y ENERGIA (MINAE. Balances Energéticos Nacionales de Costa Rica 2005-2019. Dirección Sectorial de Energía. Secretaría Ejecutiva de Planificación del Subsector Energía. (DES/SEPSE).


26. MINISTERIO DE AMBIENTE Y ENERGÍA. VII Plan Nacional de Energía 2015-2030. Dirección Sectorial de Energía (DSE). Secretaria de Planificación del Subsector Energía (SEPSE).

27. MINISTERIO DE AMBIENTE Y ENERGÍA. VII Plan Nacional de Energía 2015-2030. Actualización del Plan período 2019-2030 (Matriz de acciones y metas). Secretaría de Planificación del Subsector Energía (SEPSE). Dirección Sectorial de Energía (DSE). Secretaria de Planificación del Subsector Energía (SEPSE).

28. MINISTERIO DE PLANIFICACIÓN NACIONAL Y POLÍTICA ECONÓMICA (MIDEPLAN). Plan Nacional de Desarrollo 2015-2018 “Alberto Cañas Escalante”. 2014.

29. MINISTERIO DE PLANIFICACIÓN NACIONAL Y POLÍTICA ECONÓMICA (MIDEPLAN). Plan Nacional de Desarrollo y de Inversiones Públicas del Bicentenario. 2019-2022. Diciembre 2018.

30. REFINADORA COSTARRICENSE DE PETRÓLEO (RECOPE). Precios históricos. Precios de venta en planteles. 2019.

31. REFINADORA COSTARRICENSE DE PETRÓLEO (RECOPE). Cuadros de precios de venta de combustible asfalto y emulsiones de enero a diciembre 2019.

32. https://www.eia.gov/energyexplained/index.php?page=about_energy_conversion_calculator

https://www.eia.gov/energyexplained/index.php?page=about_energy_conversion_calculator

https://www.eia.gov/energyexplained/index.php?page=about_energy_conversion_calculator


17 ANEXOS


ANEXO A1

AGRUPAMIENTO DE PLANTAS HIDROELÉCTRICAS MENORES

Grupo Planta Fuente Propiedad Gener Prom(1) Pot Efectiva

GWh MW

CNFL Virilla Belén hidro cnfl 39 9

Brasil hidro cnfl 105 24

Electriona hidro cnfl 14 3

Río Segundo hidro cnfl 5 1

Ventanas hidro cnfl 46 11

SubTotal 206 48

Hidro GP1 El Embalse hidro priv 7 2

Estación Hidrológica Matamoros hidro priv 23 5

PLATANAR Platanar hidro priv 79 15

Rebeca hidro priv 1 0.1

Tapezco hidro priv 1 0.2

SubTotal 111 22

Hidro GP2 Caño Grande hidro priv 17 3

Caño Grande III hidro priv 15 3

Estación Hidrológica Don Pedro hidro priv 61 14

VOLCÁN Poás I&II hidro priv 9 2

Río Segundo II hidro priv 4 1

Suerkata hidro priv 15 3

Volcán hidro priv 63 17

El Ángel+El Ángel Amplicación hidro priv 33 9

Santa Rufina hidro priv 2 0

Vara Blanca hidro priv 12 3

SubTotal 231 54

Hidro GP3 Río Lajas hidro priv 45 10

SubTotal 45 10

Hidro GP5 (D.Julia) Doña Julia hidro priv 96 17

SubTotal 96 17

ICE Menores Echandi hidro ice 25 5

SubTotal 25 5

JASEC Menores Birrís 1 hidro jasec 70 17

Birrís 3 hidro jasec 28 4

Barro Morado 1 hidro jasec 7 1

Tuis hidro jasec 10 2

SubTotal 115 24

(1) Generación histórica promedio de 5 años

AGRUPAMIENTO DE PLANTAS HIDROELECTRICAS MENORES,

INGENIOS, EOLICOS-ICE Y GEOTERMICOS-ICE


ANEXO A2 – PLANTAS Y PROYECTOS DE GENERACIÓN

Anexo A2 – Figura 1 Plantas existentes


Anexo A2 - Figura 2 Proyectos candidatos


ANEXO A3

CORRESPONDENCIA ENTRE PLANTAS HIDROELÉCTRICAS E INFORMACIÓN HIDROLÓGICA

Nombre Estación Hidrológica Nombre Estación Hidrológica

Arenal Arenal Hidro 2 con regulación (a)

Hidro 2 con regulación

Corobicí CM-Arenal Hidro Proy D1 General

Sandillal - Hidro Proy D2 General

Cachí Cachí Hidro Proy D3 General

La Joya - Hidro Proy D4 Los Negros

Angostura Angostura Hidro Proy D5 Los Negros

Torito - Hidro Proy D6 Los Negros

Reventazón Reventazon Hidro Proy G1 D.Gutierrez

Reventazón Minicentral Mini Reventazon Hidro Proy G2 D.Gutierrez

Garita Garita Hidro Proy G3 D.Gutierrez

Ventanas-Garita Ventanas G. Hidro Proy G5 Pocosol

ICE Menores Ventanas G. Hidro Proy G6 Pocosol

Toro 1 Toro 1 Hidro Proy G7 Pocosol

Toro 2 Toro 2 Hidro 3 con regulación -

Toro 3 Toro 3 Venado-Turbina -

Pirrís Pirrís Venado-Bomba -

Peñas Blancas P. Blancas Hidro 1 sin regulación Hidro 1 sin regulación

Cariblanco Cariblanco CR_HidProyR1 Volcan

CNFL Virilla Ventanas G. CR_HidProyR2 Platanar

Daniel Gutiérrez D.Gutierrez CR_HidProyR3 D. Julia

Hidro GP1 Existente Platanar CR_HidProyR4 Volcan

Hidro GP2 Existente Volcan CR_HidProyR6 Volcan

Hidro GP3 Existente Lajas Hidro 4 sin regulación Hidro 4 sin regulación

Doña Julia D. Julia

General General

Chocosuela Chocosuela

JASEC Menores Cachí

Carrillos Ventanas G.

Los Negros Los Negros

Canalete Canalete

Cote Cote

El Encanto El Encanto

Pocosol Pocosol

Chucás Chucas

Cubujuquí General

Balsa Inferior -

Tacares Ventanas G.

Rio Macho R.Macho

San Lorenzo Pocosol

Bijagua (CoopG) Canalete

Los Negros II (ESPH) Los Negros

Aguas Zarcas-Cpls HidroZarcas

Esperanza-Cpls Pocosol

OBSERVACIONES

a. Proyecto suspendido indefinidamente.

Plantas o Grupos en Operación Proyectos o Grupos Futuros

INFORMACION HIDROLOGICA DE LAS PLANTAS Y PROYECTOS

Algunas plantas no tienen asociada una estación hidrológica porque el agua que reciben proviene

directamente del turbinamiento o vertimiento de la planta aguas arriba.


ANEXO A4

CORRESPONDENCIA ENTRE PLANTAS EÓLICAS E INFORMACIÓN DE VIENTO

Nombre Estación Renovable Nombre Estación Renovable

Eólico GP Arenal-PESA CR_E_PESA Eólico Proy D1 CR_E_Guanaca

Eólico GP Arenal-Aeroenergía CR_E_AEROENE Eólico Proy D2 CR_E_Guanaca

Tejona CR_E_Tejona EProyR10 CR_E_Guanaca

Tierras Morenas CR_E_MOVASA Eólico Proy G1 CR_E_Guanaca

Guanacaste CR_E_Guanaca EProyR1 CR_E_AEROENE

Los Santos CR_E_LSantos EProyR2 CR_E_AEROENE

Valle Central CR_E_VCentra Eólico Proy G4 CR_E_AEROENE

TilaWind CR_E_Tilawin Eólico Proy G5 CR_E_AEROENE

Orosí CR_E_Orosi EProyR8 CR_E_Guanaca

Vientos del Este CR_E_V.Este EProyR4 CR_E_Guanaca

Mogote CR_E_Mogote Eólico Proy 3 CR_E_Guanaca

Altamira CR_E_Altamir Eólico Proy 4 CR_E_Guanaca

Campos Azules CR_E_CAzules Eólico Proy 5 CR_E_AEROENE

Vientos de Miramar CR_E_VMirama Eólico Proy 6 CR_E_AEROENE

Vientos de la Perla CR_E_VPerla Eólico Proy 7 CR_E_AEROENE

Chiripa CR_E_Chiripa Eólico Proy 8 CR_E_AEROENE

El Cacao-CoopeG El Cacao EProyR5 CR_E_Guanaca

Río Naranjo-CoopeG Eol_R.Naranj EProyR9 CR_E_Guanaca

EProyR6 CR_E_Orosi

EPRoyR7 CR_E_Chiripa

EProyR3 CR_E_Tejona

Eólico Proy 1 CR_E_Guanaca

Eólico Proy 2 CR_E_AEROENE

Eólico Proy 9 CR_E_Orosi

Eólico Proy D3 CR_E_Guanaca

Eólico Proy G2 CR_E_Guanaca

Eólico Proy G3 CR_E_Guanaca

Eólico Proy 10 CR_E_Chiripa

Eólico Proy D4 CR_E_Chiripa

INFORMACION DE VIENTO DE LAS PLANTAS Y PROYECTOS



ANEXO A5

CORRESPONDENCIA ENTRE PLANTAS FOTOVOLTAICAS E INFORMACIÓN SOLAR


Nombre Estación Renovable Nombre Estación Renovable

Solar Miravalles CR_S_Miraval CR_Solar1_20 SolarGeneric

Juanilama SolarGeneric CR_Solar2_20 SolarGeneric

PS Cooperativo-Cplca SolarGeneric CR_Solar1_50 SolarGeneric

CR_Solar2_50 SolarGeneric









CR_S_VEscond SolarGeneric






CR_Sola10_50 SolarGeneric

CR_S_Huacas CR_S_Huacas

INFORMACION SOLAR DE LAS PLANTAS Y PROYECTOS



ANEXO A6

GENERACIÓN DE PLANTAS EN OPERACIÓN Y PROYECTOS SEGÚN PLAN RECOMENDADO

PERIODO 2020-2035


Anexo A6- Tabla 1

Nombre Mínimo Promedio Máximo 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Angostura 601 720 794 629 601 678 686 707 770 743 700 739 733 730 737 757 755 760 794

Arenal 375 641 701 375 690 536 630 656 678 661 648 667 660 680 652 667 687 668 701

Cachí 351 491 644 644 429 577 351 368 544 495 374 585 436 412 574 477 588 480 527

Pirrís 293 403 456 342 293 360 390 419 447 389 415 394 401 456 409 412 413 456 455

Reventazón 829 1,001 1,120 829 856 904 966 998 1,056 1,018 994 1,003 1,031 1,063 1,008 1,058 1,017 1,094 1,120

Totales 2,449 3,256 3,715 2,820 2,869 3,055 3,024 3,148 3,494 3,306 3,131 3,388 3,261 3,340 3,380 3,371 3,460 3,457 3,598

Aguas Zarcas 42 46 49 42 42 44 45 46 47 46 46 46 46 47 47 47 47 48 49

Balsa Inferior 74 103 120 74 79 85 92 106 110 106 103 107 107 109 109 113 112 115 120

Bijagua 67 74 77 67 71 73 73 74 76 75 74 75 75 75 75 76 76 76 77

BOT Chucás 215 252 267 215 233 243 247 253 261 258 251 258 255 257 258 261 261 262 267

BOT Torito 162 195 216 162 162 186 184 189 211 204 188 203 199 196 202 206 207 206 216

BOT General 180 183 184 180 182 182 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183 183 184 184

BOT La Joya 153 210 252 240 178 241 153 163 234 210 166 249 191 184 245 208 252 213 233

Canalete 71 76 78 71 74 75 74 76 77 76 74 76 76 76 76 76 76 77 78

Cariblanco 235 272 293 240 235 250 264 269 281 270 276 276 278 283 280 285 284 293 293

Chocosuelas 75 80 84 75 75 77 79 79 82 81 81 81 82 81 82 83 82 84 83

CNFL-Virilla 185 217 240 186 185 195 194 204 232 223 212 228 222 225 228 232 232 233 240

Corobicí 436 721 787 436 780 609 708 737 759 743 729 749 741 763 732 748 771 749 787

Cote 10 11 12 10 11 11 11 12 11 11 11 11 11 11 11 12 12 12 12

Cubujuquí 88 97 99 88 95 96 96 96 99 97 96 98 97 97 98 98 98 98 99

Daniel Gutiérrez 75 92 99 75 81 86 88 91 96 94 93 93 94 96 94 96 96 97 99

Dengo-ESPH 7 9 11 7 7 8 9 9 10 9 9 9 9 10 9 10 10 10 11

Echandi 28 33 33 28 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33

El Encanto 30 32 32 30 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32

Esperanza-Cplca 25 31 33 25 28 29 30 32 31 32 31 32 32 32 32 32 32 33 33

GEP Grupo 1 83 88 106 103 105 106 87 83 83 83 83 83 83 83 83 84 83 84 84

GEP Grupo 2 4 55 191 191 85 68 68 69 69 53 41 42 42 42 36 24 20 20 4

GEP Grupo 3 12 40 50 43 45 48 50 12

GEP5- D.Julia 101 104 107 101 104 107 103

JASEC 89 104 105 89 104 105 105 105 105 105 105 105 105 105 105 105 105 105 105

La garita 161 218 248 169 161 184 205 218 240 223 220 226 226 233 226 235 233 241 248

Los Negros - ESPH 79 82 84 79 81 83 83 81 82 82 81 82 81 82 82 83 83 84 84

Los Negro II 103 114 119 103 108 112 111 111 119 116 113 117 114 115 117 117 117 118 119

Mini Reventazón 58 67 74 59 58 63 64 66 69 68 66 69 68 68 69 71 70 72 74

Peñas Blancas 145 159 162 145 157 158 158 159 161 160 159 160 160 160 160 161 161 161 162

Pocosol 121 132 133 121 132 132 132 133 133 133 133 133 133 133 133 133 133 133 133

Río Macho 368 440 488 368 369 394 488 467 442 417 467 423 449 481 427 458 441 478 471

San Lorenzo 65 77 81 65 75 76 77 77 80 78 77 79 78 78 79 79 79 80 81

Sandillal 76 127 139 76 138 107 125 130 135 132 129 132 131 135 129 132 136 132 139

Tacares 28 35 37 28 32 33 34 35 36 35 35 35 36 36 36 36 36 37 37

Toro 1 81 97 105 81 84 87 99 103 97 95 103 95 99 105 96 100 98 103 102

Toro 2 178 228 253 178 184 195 236 248 230 223 249 223 236 253 226 240 232 248 245

Toro 3 142 177 194 142 145 154 180 189 180 173 191 175 183 194 177 187 181 193 190

Ventanas Garita 341 397 421 341 346 375 397 408 406 398 403 404 410 405 411 410 416 421

Totales 4,395 5,475 6,061 4,735 5,096 5,141 5,396 5,381 5,127 5,363 5,338 5,423 5,391 5,504 5,414 5,486 5,515 5,561 5,643

Existentes

Filo Agua

GENERACION ANUAL DE PLANTAS Y PROYECTOS HIDRELECTRICOS (GWh) - Periodo 2020-2035

Existentes

con

Embalse

PLAN DE EXPANSION RECOMENDADO


Anexo A6- Tabla 2

Planta o proyecto EstadoPotencia

(MW)

Factor

Planta (%)Mínimo Promedio Máximo 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

CR_E_AEROENE Planta 6 41% 5 23 26 26 26 26 26 26 26 5

CR_E_Altamir Planta 20 58% 81 101 104 101 102 102 103 102 102 103 102 103 101 102 102 102 104 81

CR_E_CAzules Planta 20 55% 46 97 103 100 101 101 101 101 101 101 101 101 99 101 100 100 103 46

CR_E_Chiripa Planta 50 62% 269 273 278 270 274 274 274 273 274 275 273 275 269 273 272 272 278 271 272

CR_E_ElCacao Planta 21 30% 54 56 58 55 56 57 57 56 56 57 56 57 54 56 56 55 58 55 55

CR_E_Guanaca Planta 50 48% 207 209 211 207 209 209 209 209 209 209 209 209 207 208 208 208 211 208 208

CR_E_LSantos Planta 13 34% 37 38 38 37 38 38 38 38 38 38 37 38 37 37 38 37 38 37 37

CR_E_Mogote Planta 20 41% 27 72 76 75 76 76 76 75 76 76 76 76 74 75 75 27

CR_E_MOVASA Planta 20 39% 29 68 77 75 76 76 77 76 29

CR_E_Orosi Planta 50 61% 264 269 274 266 269 270 270 268 270 270 269 270 264 269 267 268 274 266 268

CR_E_PESA Planta 20 39% 68 68 68 68

CR_E_RioNara Planta 9 47% 36 37 38 36 37 37 37 37 37 37 37 37 36 37 37 37 38 37 37

CR_E_Tejona Planta 20 28% 32 49 64 64 64 32 34

CR_E_Tilawin Planta 20 43% 37 75 80 78 80 80 80 79 80 80 79 37

CR_E_V. Este Planta 9 64% 46 51 52 51 51 51 51 51 51 52 51 51 51 51 46

CR_E_VCentra Planta 15 24% 31 32 32 31 31 32 32 32 32 32 32 32 31 31 31 31 32 31 31

CR_E_VMirama Planta 20 58% 72 101 105 102 104 104 104 103 104 104 103 104 102 103 103 103 105 72

CR_E_VPerla Planta 20 59% 76 103 107 104 105 105 105 105 105 105 105 105 103 105 104 104 107 76

CR_E_Proy 1 Proyecto 20 48% 83 83 84 84 83 83 83 83 84 83 83

CR_E_Proy 2 Proyecto 20 47% 81 82 83 82 81 82 82 82 83 82 82

CR_EProyR1 Proyecto 20 47% 81 82 83 82 82 82 81 82 82 82 83 82 82

CR_EProyR2 Proyecto 20 47% 82 82 83 82 82 82 83 82 82

CR_EProyR3 Proyecto 20 44% 77 78 80 79 78 78 77 78 78 78 80 77 78

CR_EProyR4 Proyecto 20 47% 83 83 83 83 83

CR_EProyR7 Proyecto 20 62% 108 109 109 108 109

Totales 1,747 1,699 1,670 1,674 1,630 1,588 1,705 1,690 1,821 1,751 1,854 1,846 1,751 1,759 1,776 1,506

GENERACION ANUAL DE PLANTAS Y PROYECTOS EOLICOS (GWh) - Periodo 2020-2035



Anexo A6- Tabla 3

Anexo A6- Tabla 4


(MW)

Factor


Boca de Pozo Planta 5 85% 32 37 39 33 32 35 37 37 38 37 38 37 38 38 38 39 38 39 39

Miravalles 1 Planta 42 84% 280 311 329 290 280 298 317 328 329 322 329

Miravalles 2 Planta 42 84% 280 313 326 288 280 300 319 326 326 318 322 325 325

Miravalles 3 Planta 27 88% 192 209 218 195 192 199 209 210 213 209 211 209 212 216 211 215 212 218 218

Miravalles 5 Planta 6 81% 38 43 45 39 38 41 44 45 44 43 45

Pailas Planta 35 88% 244 271 282 250 244 256 269 273 275 270 275 272 277 280 274 279 276 282 282

Pailas 2 Planta 55 88% 380 423 441 390 380 400 422 424 432 421 429 424 430 437 429 435 431 441 441

Borinquen 1 Proyecto 55 80% 375 386 396 381 375 382 391 380 388 384 395 396

Miravalles 1-New Proyecto 35 90% 272 277 282 275 279 272 277 275 282 282

Miravalles 2-New Proyecto 35 90% 269 275 280 269 273 271 279 280

Totales 1,485 1,446 1,530 1,618 1,643 1,657 1,619 2,030 1,641 1,938 1,641 1,874 1,906 1,887 1,936 1,938

Nota: Para las plantas en operación se muestra la Potencia Efectiva y para los proyectos la Potencia de Diseño

Miravalles- NEW muestra el proyecto después de la modernización. La planta disminuye su potencia

GENERACION ANUAL DE PLANTAS Y PROYECTOS GEOTERMICOS (GWh) - Periodo 2020-2035



(MW)

Factor


CR_B_ElViejo Planta 18 29% 5 46 53 53 53 53 53 52 52 5

CR_B_Taboga Planta 20 19% 31 34 35 34 35 35 34 35 35 31

CR_BProyR2 Proyecto 20 33% 57 58 59 58 58 57 59 59 58 58 57 58 59

Totales 87 88 87 87 87 87 94 58 57 59 59 58 58 57 58 59

GENERACION ANUAL DE BIOMASICAS (GWh) - Periodo 2020-2035



Anexo A6- Tabla 5

Anexo A6- Tabla 6


(MW)

Factor


CR_S_Juanilama Planta 4 18% 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7

CR_S_Miravalles Planta 1 16% 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

CR_S_Huacas Proyecto 5 18% 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

CR_S_Sol_25 Proyecto 25 4% 8 8 8 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

CR_S_VEscond Proyecto 5 181% 79 79 80 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

CR_Sola10_50 Proyecto 50 7% 32 32 32 79 79 80 80 79 79 79

CR_Solar1_20 Proyecto 20 18% 32 32 32 32

CR_Solar2_20 Proyecto 20 45% 79 79 80 32 32

CR_Solar2_50 Proyecto 50 18% 79 80 80 79 80 80 79 79 79

CR_Solar4_50 Proyecto 50 7% 32 32 32 80 79 79 79

CR_Solar7_20 Proyecto 20 84% 16 147 398 32 32 32 32

Totales 16 24 24 24 24 24 64 65 65 143 223 224 337 335 366 398

GENERACION ANUAL DE PLANTAS Y PROYECTOS SOLARES (GWh) - Período 2020-2035


Nombre Mínimo Promedio Máximo 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

BUNKER

Garabito 195 15% 16 131 272 18 16 52 62 104 175 132 119 159 137 178 149 165 184 177 272

Guápiles 14 10% 0 6 14 1 0 2 2 4 7 6 5 7 6 7 6 7 8 8 14

Orotina 9 11% 0 4 10 1 0 1 2 3 6 4 4 5 4 6 5 5 6 6 10

Totales 17 141 296 19 17 55 66 111 188 142 127 170 147 191 160 177 198 191 296

DIESEL

Moín2a 65 4% 0 6 17 0 0 1 2 4 6 8 6 6 7 9 7 8 9 10 17

Moín 2b 65 4% 0 6 17 0 0 1 1 4 5 8 6 7 7 10 7 8 9 10 17

Moín 3 70 5% 0 11 27 1 0 3 4 9 11 14 11 12 14 16 13 14 17 17 27

Totales 1 24 61 1 1 5 7 17 22 31 23 25 29 34 28 29 35 37 61

Nota : para las plantas se muestra la Potencia Efectiva

GENERACION ANUAL DE PLANTAS TERMOELECTRICAS (GWh) - Período 2020-2035

Potencia

Efectiva (MW)

Factor

Planta (%)



ANEXO A7

CONSUMO ESPERADO DE COMBUSTIBLES

Potencia

MW kWh/lt lt/MWh 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Garabito Bunker 194.7 4.4803 223.2 4.00 3.53 11.65 13.90 23.20 39.01 29.57 26.47 35.41 30.59 39.67 33.15 36.85 40.97 39.47 60.70

Guápiles Bunker 13.6 4.0650 246.0 0.15 0.10 0.43 0.54 0.98 1.76 1.36 1.16 1.62 1.44 1.78 1.56 1.64 1.93 1.93 3.35

Orotina Bunker 9.5 4.1841 239.0 0.12 0.08 0.34 0.40 0.76 1.36 1.03 0.90 1.25 1.07 1.36 1.18 1.24 1.49 1.44 2.46

Moín2a Diesel 65.3 2.8818 347.0 0.12 0.04 0.30 0.60 1.30 1.98 2.86 2.08 2.13 2.48 3.16 2.60 2.69 3.10 3.44 5.99

Moín 2b Diesel 65.3 2.8818 347.0 0.13 0.05 0.31 0.49 1.52 1.88 2.92 2.05 2.34 2.52 3.31 2.54 2.65 3.01 3.49 5.97

Moín 3 Diesel 70.0 2.9499 339.0 0.17 0.11 1.15 1.29 2.97 3.75 4.85 3.76 4.07 4.91 5.37 4.52 4.78 5.74 5.76 9.06

Totales :

Búnker 4.28 3.70 12.42 14.84 24.95 42.12 31.97 28.53 38.28 33.11 42.81 35.89 39.73 44.39 42.84 66.51

Diesel 0.42 0.19 1.76 2.38 5.79 7.61 10.63 7.89 8.53 9.91 11.83 9.66 10.11 11.85 12.69 21.02


Rendimiento Millones de litros

CONSUMO ESPERADO DE COMBUSTIBLES

Planta Combustible


ANEXO A8

COSTO VARIABLE DE OPERACIÓN TÉRMICO

Potencia Rendimiento

MW kWh/lt

$/MWh 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Garabito Bunker 194.7 4.4803 13.9 116 132 132 131 132 134 135 138 138 141 143 145 147 149 150 152

Guápiles Bunker 13.6 4.0650 15.5 128 145 146 145 146 148 149 152 152 156 158 160 162 164 166 168

Orotina Bunker 9.5 4.1841 16.5 126 143 143 142 143 145 146 149 149 153 155 157 159 161 163 165

Moín2a Diesel 65.3 2.8818 38.6 307 298 291 282 277 269 271 271 275 277 278 280 282 287 290 293

Moín 2b Diesel 65.3 2.8818 38.6 307 298 291 282 277 269 271 271 275 277 278 280 282 287 290 293

Moín 3 Diesel 70.0 2.9499 39.6 302 293 286 277 272 264 267 266 270 272 274 276 278 282 285 288

Nota: Generación corresponde al valor esperado de la simulación de las 55 series hidrológicas

Combustible Unidad 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Bunker $/litro 0.457 0.528 0.529 0.527 0.531 0.538 0.543 0.554 0.554 0.570 0.578 0.589 0.594 0.605 0.611 0.620

Diesel $/litro 0.774 0.747 0.726 0.702 0.687 0.663 0.671 0.669 0.680 0.687 0.691 0.697 0.702 0.716 0.725 0.734


Proyección del Precio del Combustible

Escenario Medio de Precios, sin Impuestos - Mayo 2019

COSTO VARIABLE DE OPERACION

($/MWh)Planta FuenteVariable sin

combustible

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