Tendencias Sobre Formas de Generacion Electrica-Gravin Mayorga

II Congreso Nacional de Energía

Tendencias sobre formas de generación eléctrica

Ing. Gravin Mayorga JiménezSubgerente Sector Electricidad

ESCENARIOS DE DEMANDAEl PEG está diseñado con suficiente robustez para que pueda atender la

MAXIMA DEMANDA PREVISIBLE en el corto plazo

9,000

9,500

10,000

10,500

11,000

11,500

12,000

12,500

13,000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

GW

h

Proyecciones de demanda mediano plazo

Medio

Bajo

Alto

Medio Bajo Alto

2007

2008 2.13% 2.13% 2.13%

2009 -1.18% -2.83% 0.14%

2010 0.48% -1.15% 3.30%

2011 4.50% 2.52% 8.44%

2012 4.73% 2.66% 7.24%

2013 4.79% 2.68% 6.99%

2014 4.99% 2.78% 7.12%

2015 5.14% 2.87% 7.17%

2016 5.14% 2.87% 7.13%

Tasa de crecimiento

El escenario de rápida recuperación (ALTO) se asemeja a las proyecciones previas a la crisis

-0.04

-0.02

0

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

19

82

19

85

19

88

19

91

19

94

19

97

20

00

20

03

20

06

20

09

20

12

20

15

20

18

%C

reci

m A

nu

al

GW

h

Demanda Histórica y Proyectada

%Crecimiento Demanda

ProyectadaHistórica

COMPORTAMIENTO DEMANDA 2009

-1,5

-4,2

-3,5-3,6

-3,1

-2,6-2,2

-1,9-1,7

-1,6

-7,0

-6,0

-5,0

-4,0

-3,0

-2,0

-1,0

0,0

PO

RC

EN

TA

JE

DISTRIBUCIÓN PORCENTUAL ENERGÍACONSUMIDA POR FUENTE

PETRÓLEO66%

ELECTRICIDAD22%

RESIDUOS VEGETALES

7%

NO ENERGÉTICOS3%

LEÑA2%

CARBÓN VEGETAL0% CARBÓN MINERAL

0%

PETRÓLEO ELECTRICIDAD RESIDUOS VEGETALES NO ENERGÉTICOS

LEÑA CARBÓN VEGETAL CARBÓN MINERAL

RESIDENCIAL41

GENERAL / COMERCIO

33

INDUSTRIAL23

ALUMBRADO PÚBLICO

2

RESIDENCIAL GENERAL / COMERCIO INDUSTRIAL ALUMBRADO PÚBLICO

CONSUMO DE ELECTRICIDADPOR SECTOR

Derivados del petróleo

64,3%

Biomasa11,1%

Electricidad22,0%

Otros2,6%

Consumo final de energía comercial por fuente

Hidro61,2%

Térmico26,6%

Geotérmico6,7%

Eólico3,8%

Biomasa1,8%

Capacidad eléctrica instalada por fuente

ICE73,5%

Otros26,5%

Capacidad hidroeléctrica instalada ICE vrs. Otras Empresas

INDICADORES

Producción de energía ICE pasó de

de 6 631 GWh en 2006 a 6 857 GWh

en 2009. Durante el 2010, el ICE ha

producido 1 971 GWh.

En promedio, durante el período 2006

– 2010, el 93% de la generación

provino de fuentes limpias.

48,22

0,52%

326,18

3,53%

1185,84

12,84%

451,21

4,89%

7224,46

78,22%

HIDRO TÉRMICA GEOTÉRMICA EÓLICA BIOMASA

Generación

2006 2007 2008 2009 2010

DEMANDA MÁXIMA 1418,8 1500,4 1525,8 1497,4 1538,6

1400

1450

1500

1550

1600

DE

MA

ND

A (

MW

)

AÑO

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

COSTA RICA EL SALVADOR

PANAMA GUATEMALA HONDURAS NICARAGUA

92,8%

64,8% 62,3% 59,9%

37,4% 36,4%

ESTADISTICAS DEL SUBSECTOR ELÉCTRICODATOS AL 2008 CEPAL

ENERGÍA PRODUCIDA CON F.E.R.

ENERGÍA ELÉCTRICA

100%

BALANCE ENERGÍA ELÉCTRICA

COSTA RICA - 2008

AP

2,0%SERVICIOS

11,6%COMERCIAL

14,3%

RESIDENCIAL

40.1%INDUSTRIAL

26.0%

ILUMINACIÓNFUERZA

MOTRIZREFRIGERACIÓN

AIRE

ACONDICIONADO

AGUA

CALIENTEOTROS

HOTELERO

6.0%

COCCION

19,0% 9,7% 27,0% 12,9% 17,9% 7,3% 6,2%

4,4% 3,0% 5,4% 3,1% 0,7% 2,4%

13,8%

5,6%

9,7%

3,8% 23,2%

4,3% 5,3%

3,6%

2,3%

6,2% 1,1%

0,5%

0,6%

1,0%

BALANCE ENERGÍA ELÉCTRICA

PROCESO DE NORMALIZACIÓN ENEFICIENCIA ENERGÉTICA

1. Proceso de normalización voluntaria

2. A través del Instituto Normas Técnicas de Costra Rica

(INTECO)

3. Mediante el Comité Eficiencia Energética

4. Participación del sector gobierno y privado

5. Homologación de normas internacionales (ISO, NEMA,

NOM, IESNA, COPAN)

6. Mediante consenso y consulta pública

7. Estimación de tiempo 1 año hasta aprobar la norma.

8. Insumo para convertirse en reglamente técnico

obligatorio

Servicio de medición de eficiencia energético a

equipos y sistemas eléctricos

Acreditación norma INTE-ISO-IEC 17025

TOTAL DE SERVICIOS

(2001- 2009)

243

LABORATORIO EFICIENCIAENERGÉTICA

Sello certificador de conformidad de producto Etiqueta energética

(Ley No 7447)

Etiqueta distintiva

2009, Campañas nacionales de ahorro de electricidad

INICIATIVAS

2009, Etiquetas Energéticas

INICIATIVAS

2009, Materiales Informativos

INICIATIVAS

RESULTADOS OBTENIDOS

Lfc´S vendidas 1,955,608 Unidades

Energía Ahorrada 22,888.5 MWh

Demanda Reducida 101 MW

Generación evitada 4,371,705 $

Combustilble evitado 7,838,531 litros

CO2 evitado 2,976 Toneladas

FEBRERO 2008 - FEBRERO 2010

HACIA DONDE VAMOS?

Mantener la sostenibilidad de los logros

66.3

85.9

80.7

80 76.398.5

6986.5

93.7

81.9

0

20

40

60

80

100

120

dic

-06

feb

-07

abr-

07

jun

-07

ago

-07

oct

-07

dic

-07

feb

-08

abr-

08

jun

-08

ago

-08

oct

-08

dic

-08

feb

-09

abr-

09

jun

-09

ago

-09

oct

-09

Po

ren

taje

, %

Porcentaje de hogares que aplican medidas de ahorro(DIC. 2006 - OCT. 2009)

Según pregunta filtro en distintos estudios de mercado

Fuente: USC_ACEN - DMCI

Mantener la sostenibilidad de los logros

200.0

210.0

220.0

230.0

240.0

250.0

260.0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

kW

h/c

lien

te

Mes

SEN - SECTOR RESIDENCIAL - CONSUMO PROMEDIO DE ENERGÍA ELECTRICA POR CLIENTE

2008 - 2010

2008

2009

2010

2007

Fuente:CENPE

HACIA DONDE VAMOS?

PLAN DE EXPANSIÓN

GARANTIZAR SATISFACCIÓN DE DEMANDA

Se proyecta un crecimiento en la demanda del 5.1% por año en promedio.

Para atender las necesidades proyectadas de demanda se requiere incrementar la capacidad instalada en un 80% para el 2021.

2021: Lograr una COBERTURA del

100% con fuentes renovables

PLAN DE EXPANSIÓN

PROYECTOS

Crecer con fuentes renovables

• Sustituir generación de mayor costo

Manejo del medio ambiente

INVERSIONES ESTIMADAS

.USD 9,000 millones de dólares en

infraestructura

3,338 MW

4,517 MW

2010-2015

P. T. Garabito 200 MW

P.H. Pirrís 128 MW

P.H. Toro 3 50 MW

P.G. Las Pailas 35 MW

Ampliación P. H. Cachí 60 MW

P.H. Reventazón 300 MW

P.H. BOT 100 MW

2016-2021

P. H. El Diquís 631 MW

P.H. Savegre 200 MW

Eólicos 200 MW

P.G. Varios 70 MW

3. DESARROLLO SOSTENIBLESistema Inteligente que ayude:1- Consumidores a ahorrar energía.2-Producir electricidad de una variedad defuentes renovables.3-Anticipar sus propias fallas técnicas yocuparse de sus propias reparaciones.4-Almacenar energía en la misma red5-Demanda eléctrica para sustitución decombustible en una nueva era delTransportes Eléctricos.

2. ANTECEDENTESDinamarca: no dependenciade fuentes de hidrocarburosy compras acomercializadores, así comoeficiencia en la distribución.USA: necesidad de eficienciay ahorro energético,actualmente impulsado por

NIST con apoyo de EPRI.

1. CONCEPTO:Conjunto de actores deun Sistema Eléctricocompleto que hacen usode las comunicaciones y latecnología computacionalpara generar, transmitir ydistribuir energía enforma más eficiente.

Fuente: NIST.

4. VISION Incorporación de

infocomunicaciones Seguridad, calidad y

eficiencia en los elementos de red eléctrica.

Más participación del consumidor como poyo a la generación distribuida

Soporte a las nuevas alternativas de transporte eléctrico (TREM)

RED ELECTRICA INTELIGENTE(SMART GRID)

Red eléctrica inteligenteSMART GRID

SMART GRID

GRANDES EJES DE NEGOCIOS

PlanificaciónServicio al

Cliente

Grandes Ejes de Negocio

Usuarios EléctricosIndustriales & Residenciales

Generación DistribuidaMedición Inteligente y BidireccionalMarco Regulatorio

Marco Legal

Regulatorio

GeneraciónDistribuidaAlternativa

MediciónInteligente

Segura

ServiciosRemoto

Trasporte Eléctrico

Necesidades Legales- Necesidades de Ley Regulatorias

(Estandarización)- Legislación en materia de Generación

Distribuida.- Normativa técnica del negocio

Eléctrico (Calidad de Energía enLínea).

- Proyección de la demanda de energía

Areas de aplicaciónSmart Grid

- Reducción de Costos- Intercambio bilateral con grandes

Clientes.- Oferta de energía (Compra de excedente

de energía).

- Estado dinámico de Facturas (TarifasFlexibles)

Servicios en Línea (Conexión y desconexión)

Beneficios de las Soluciones

SMART GRID

PROCESO DISTRIBUCIÓN & CONSUMIDORES

Ahorro / OptimizaciónEn el Uso de la Energía

Programa de AhorroEléctrico

Proyecto SMART GRID

DISTRIBUCION

OS / OM

SERVICIO ALCLIENTE

HOGAR

INDUSTRIA

SECTORCOMERCIAL

SMART GRID

Consumidores

GeneraciónDistribuida Alternativa

• Autoconsumo

• Cogeneración Distribuida Alternativa

Medición Inteligente (Medidores)

• Lectura Inteligente

• Servicios remotos (Conexión y Desconexión)

• Bidireccional (Inyección de Electricidad al Sistema Eléctrico)

Red de Distribución Eléctrica

• Alimentación a la Red

• Soporte Generación

SMART GRID

Soluciones de Negocio Implementadas

Nivel mundial su uso ha sido impulsada por factores como:

dependencia energética de otros países

aspectos ambientales

aspectos económicos.

Relación Generación Distribuida (renovables)/potencia totalinstalada en:

Holanda y Dinamarca: 40%

Alemania: 15%

USA: 5%.

GENERACIÓN DISTRIBUIDA

Antecedentes

Oferta

RECURSOS ENERGETICOS RENOVABLESLa fuente energética másimportante es la hidráulicamediante su aprovechamientohidroeléctrico. Otras fuentes sonimportantes por su posible aportea la generación: geotérmica,eólica, solar y la biomasa.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

29,13%

19,35%

42,11%

9,41%

Reserva Forestal

Reserva indígena

Parque Nacional

Sin restricciones

AÑO MES PROYECTO FUENTE POTENCIA MWCAPACIDAD INSTALADA

2010 112

PocosolCATSA

HidroBiomasa

26.08.0

2 4342 442

2011 11144

1011111212

Alquiler BarrancaAlquiler San AntonioGarabitoIngenios fuera Zafra 1Ingenios fuera Zafra 2PirrísValle CentralPailasCutresEl Plamar

TérmicoTérmicoTérmicoTérmicoTérmicoHidroEólicoGeotérmicoBiomasaBiomasa

-90.0-110.0200.024.024.0

128.015.035.03.05.0

2 3522 2422 4422 4662 4902 6182 6332 6682 6712 676

2012 115

Tejona 2ColimaToro 3

EólicoTérmicoHidro

20.0-14.049.7

2 6962 6822 732

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓNPlan de Corto Plazo 2010 – 2012

AÑO MES PROYECTO FUENTEPOTENCIA

MWCAPACIDAD INSTALADA

2013 11114

Eólico Proyecto 1CapulínChucásToritoAmpliación Cachí 2

EólicoHidroHidroHidroHidro

50.048.750.050.055.0

2 7872 8362 8862 9362 991

2014 116

Amplliación EchandiModernización Colima y MoínReventazón

HidroTérmicoHidro

11.0110.0303.0

3 0023 1123 415

2015 111

Eólico Proyecto 2Geotérmico Proyecto 1San Antonio

EólicoGeotérmicoTérmico

50.035.0-34.0

3 4653 5003 466

2016 111

10

BarrancaModernización Barranca y San AntonioHidro Proyecto 1Diquís

TérmicoTérmicoHidroHidro

-36.092.050.0

631.0

3 4303 5223 5724 203

2017 4 203

2018 11

Eólico Proyecto 3Geotérmico Proyecto 2

EólicoGeotérmico

50.035.0

4 2534 288

2019 11

Eólico Proyecto 4Geotérmico Proyecto 3

EólicoGeotérmico

50.035.0

4 3384 373

2020 11

Hidro Proyecto 2Brujo 1

HidroHidro

50.070.0

4 4234 493

2021 111

Geotérmico Proyecto 4 y 5Hidro Proyecto 3Savegre

GeotérmicoHidroHidro

70.050.0

160.0

4 5634 6134 773

PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓNPlan de Largo Plazo 2013 – 2021

El mínimo costo de generación se logra con la integración de las

diferentes fuentes.

La vulnerabilidad del sistema se reduce con la diversidad.

La mezcla de las fuentes y tecnologías, le permite al sistema

adaptarse de la mejor manera a las características del servicio

eléctrico.

El balance deseable entre las fuentes resulta de la disponibilidad

de recursos energéticos y de consideraciones económicas y

ambientales.

INTEGRACION DEL PLAN DE EXPANSION

MAPA POTENCIAL HIDROELÉCTRICO

Operación Histórica del Embalse Arenal

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

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

Ca

ud

al tu

rbin

ad

o, m

3/s

Intensivo en capital, con costos de operación mínimos.

Ambientalmente amigable, aunque tiene impactos locales

importantes.

Sufre variaciones estacionales según la temporada de lluvias.

Las plantas con embalses (Arenal, Pacuare, Diquís) pueden revertir el

patrón estacional. Los embalses son de gran valor para el sistema.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

GW

h

Hidraulicidad 1965-2006(todas las plantas simuladas como filo de agua, instalación dic 2008)

Promedio

Probabilidad de excedencia 95%

INTEGRACION DEL PLAN DE EXPANSIONCaracterísticas del hidroeléctrico

MAPA POTENCIAL GEOTÉRMICO

El país tiene un buen potencial geotérmico en los volcanes, sin

embargo, gran parte del recurso se haya dentro de parques

nacionales y no puede explotarse.

Intensiva en capital, con costos de operación bajos.

Fase de investigación muy costosa y requiere mucho tiempo.

Ambientalmente amigable, con leves impactos locales.

Pueden funcionar a plena carga en forma continua.

Requiere condiciones estables de operación. No pueden cambiar

rápidamente su producción.

Vida útil del campo limitada a varias decenas de años.

INTEGRACION DEL PLAN DE EXPANSIONCaracterísticas de la geotermia

MAPA POTENCIAL EÓLICO

Intensivo en capital, con costos de operación bajos.

Ambientalmente amigable, con pocos impactos negativos.

Sufre variaciones estacionales según la temporada de viento yfluctuaciones impredecibles de corta duración. No puede garantizarpotencia firme.

Provoca degradación de la seguridad y calidad del servicio eléctricocuando su participación es elevada.

POTENCIA TOTAL DEL 10 AL 22 DE MARZO 2003

0%

20%

40%

60%

80%

100%

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Día del mes de marzo

% p

ot

inst

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Fact

or

de

Pla

nta

Modelo Producción Eólica(usando registro Tilarán 1997-2008)

Promedio

INTEGRACION DEL PLAN DE EXPANSIONCaracterísticas del eólico

BIOMASA

Proyectos aprovechan como fuente

energética el bagazo de caña y han sido

desarrollados por empresa privada.

Algunas empresas privadas agroindustriales

utilizan otras fuentes energéticas como la

cascarilla de arroz, pero solo producen

energía para consumo propio.

Mapa de radiación anual

media solar que fue

publicado en el año

2001 por el Instituto

Meteorológico Nacional

(MINAET).

La llanura del río

Tempisque es la mejor

zona para instalar

proyectos solares en

Costa Rica.

SOLAR

Los biocombustibles pueden

llegar a desplazar una fracción

importante de los combustibles

fósiles en la generación térmica.

BIOCOMBUSTIBLES

Proyectos Convencionales en Ejecución

Sector Electricidad

APROVECHAMIENTO DE FUENTES ENERGÉTICAS CONVENCIONALES

Vista Sitio Presa P.H. Pirrís

Tanques Almacenamiento Combustible P.T. Garabito

PozoP.G. Las Pailas

InfraestructuraP.T. Garabito

1. Avance programado: 73%

2. Avance real: 70%

Estructura de Casa de Máquinas Tanques de Almacenamiento de Combustible

Subestación

FUENTES CONVENCIONALESPROYECTOS SECTOR ELECTRICIDAD


InfraestructuraP.H. Pirrís


2. Avance real: 87%

Vista sitio de presa

Casa de Máquinas

Revestimiento y Blindaje de Túnel

InfraestructuraP.H. Toro 3


2. Avance real: 59%

Tanque de Oscilación Revestimiento de Túnel


Hidroeléctrico Chucás

Ubicación: entre Atenas, Alajuela

y Mora, San José

Potencia: 50 MW

Entrada en operación: Año 2012

Situación actual: presentó EsIA y

está a la espera de que SETENA le

otorgue Viabilidad Ambiental.

Hidroeléctrico Torito

Ubicación: Turrialba, Cartago

Potencia: 50 MW


Situación actual: presentó EsIA y

está a la espera de que SETENA le

otorgue Viabilidad Ambiental.

Eólico Guanacaste

Ubicación: Guayabo, Bagaces,

Guanacaste

Potencia: 49.5 MW


Situación actual: primera fase del

proyecto (25 MW) inició operación en

octubre 2009; segunda fase (24.5 MW)

inicia operación en diciembre 2009.

Hidroeléctrico Capulín

Ubicación: Turrubares, San Pablo

San José

Potencia: 48.7 MW


Situación actual: está en etapa de

elaboración de EsIA para

presentarlo a SETENA.

InfraestructuraBOT’s


InfraestructuraP.G. Las Pailas


2. Avance real: 57%

Trabajos en Edificio de Control Trabajos en Torre de Enfriamiento


InfraestructuraP.H. Reventazón


2. Avance real: 11%

Entrada Túnel de Desvío Campers Plantel Central


InfraestructuraP.H. Reventazón (Cronograma)


* Bajo modalidad de ejecución por administración

InfraestructuraP.H. Reventazón (Flujo de Inversiones*)

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Anual 20.441.57 117.543.9 175.998.3 220.549.2 193.152.9 94.036.66 28.954.33

Acumulado 20.441.57 137.985.5 313.983.8 534.533.1 727.686.0 821.722.7 850.677.0

-

50

100

150

200

250

-

100

200

300

400

500

600

700

800

900

An

ual

(m

illo

nes

de

US

$)

Acu

mu

lad

o (

mill

on

es

de

US

$)


InfraestructuraP.H. El Diquís


2. Avance real: 7%

Encuestas en Comunidades a ReasentarToma de Muestras para Análisis

de Suelo y Agua


InfraestructuraP.H. El Diquís (Cronograma)


InfraestructuraP.H. El Diquís (Flujo de Inversiones)

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Anual Millones US $ 29 77 158 250 285 321 222

Acumulado Millones US $ 29 106 264 514 799 1120 1342

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0

50

100

150

200

250

300

350

Mill

on

es

de

Dó

alar

es

US

$


En trámite 2 proyectos en La Fortuna de Bagaces:

Mogote (20 MW) y Guayabo (20 MW). Aún

deben cumplir varios requisitos: resolver la

interconexión con SNI, realizar estudios

ambiental (EsIA) y negociar las tarifas con

ARESEP

En Tilarán, Guanacaste, está el proyecto TilaWind

(20 MW) con la “elegibilidad” concluida. Debe

negociar precio de energía con la ARESEP.

Otro proyecto conocido es Chiripa de 50 MW que

se presentó como proyecto candidato en último

concurso BOT eólico.

Los propietarios de la Planta Eólica Aeroenergía

han manifestado interés de ampliar su planta en

4 MW.

FUENTES CONVENCIONALESPROYECTOS PRIVADOS

APROVECHAMIENTO DE FUENTES ENERGÉTICAS NO CONVENCIONALES

Proyecto Electrificación Solar

“Isla Caballo”.

Generación eólica

Producción de biogás

Recursos Energéticos

Situación Actual

Potencial Total: 8 300 MW (100%)

Potencia Aprovechada: 2 125 MW ( 26%)

Potencia por desarrollar: 6 175 MW ( 74%)

Hidroeléctrico Geotérmico Eólico Biomasa

TOTAL 6535 865 600 300

APROVECHADO 1790 166 116 53

POR DESARROLLAR 4745 699 484 247

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

PO

TE

NC

IAL

EN

ER

GE

TIC

OE

N M

W

CUADRO COMPARATIVO DEL POTENCIAL SEGUN LA FUENTE ENERGETICA

Hidroeléctrico, 6535, 79%

Geotérmico, 865, 10%

Eólico , 600, 7%

Biomasa, 300, 4%

DISTRIBUCION DEL POTENCIAL ENERGETICODE COSTA RICA EN MW

84% 8%

5%

3%

APROVECHAMIENTO ACTUAL SEGÚN FUENTE

Hidroeléctrico

Geotérmico

Eólico

Biomasa

Una separación

POTENCIAL (Situación Actual)

RECURSOS ENERGETICOS RENOVABLES

FUENTEPOTENCIAL

BRUTOMW

IDENTIFICADO(incluye instalado)

MW

CAPACIDADINSTALADA

MW

% INSTALADO DEL IDENTIFICADO

Hidroeléctrico 25 500 6 474 1 511 23%

Geotérmico 865 257 159 62%

Eólico 600 274 116 42%

Biomasa 635 95 32 34%

Total 27 600 7 100 1 818 26%

Cutres : 3 MW, año 2011

El Palmar : 5 MW, año 2011

El Viejo Amp.1 : 18 MW, año 2009

Taboga Amp.1 : 19 MW, año 2009

FUENTES NO CONVENCIONALESPROYECTOS BIOMÁSICOS - BAGAZO

Proyecto de biogás Finca Sermide, Cachí, Cartago

Porqueriza con 4000 cerdos (futura).

Se producen 4870 Kg/días de estiércol

El biodigestor es una laguna trapezoidal con cubierta

Dimensiones: 25 x 15 x 4 metros

Volumen útil de biodigestor: 692 m³

Volumen Total de biodigestor: 988 m³

Población actual de animales: 2900 cerdos

Producción actual de biogás: 200 m³/día

Producción futura de biogás: 320 m³/día

PROYECTO BIOGÁS SERMIDE, financiado parcialmente por la agencia por

la alianza de energía y ambiente (AEA ), ONG que administra fondos de

los gobiernos de Austria y Finlandia. Es uno de los proyectos de biogás

más grandes del país. del ICE

FUENTES NO CONVENCIONALESPROYECTOS BIOMÁSICOS

Sermide: soldadura de geomembrana

FUENTES NO CONVENCIONALESPROYECTOS BIOMÁSICOS

Biodigestor y laguna de efluente

Pelón de la Bajura, Guanacaste: 4000 animales, planta de 60 kW (Inversión privada).

Finca experimental MAG Los Diamantes, Guápiles: diseño de biodigestor del MAG, planta

generadora de 25 kW.

Finca los Ayotes, Tilarán: Proyecto coordinado por la Unidad de Cuenca de ARCOSA.

Proyectos la Fortuna de San Carlos: diseño de biodigestores en 3 fincas, proyecto coordinación por

Unidad de Cuencas de Peñas Blancas.

Proyectos Dos Pinos: se ha trabajando en conjunto con la Cooperativa Dos Pinos en el diseño de

proyectos para lecherías de gran tamaño. (Finca Rancho Verde en Poasito y Finca los Quetzales en

Vara Blanca)

Charlas informativas: en las Cámaras de Ganaderos y Porcicultores de Tilarán, Cañas, Perez Zeledón,

Cooperativa Dos Pinos y Universidades.

Cursos de capacitación: se han impartido cursos de capacitación en diseño de biodigestores y

generación de electricidad con biogás a personal de la CNFL, MAG y Dos Pinos.

Seguimiento de proyectos en operación: se mantiene relación con los propietarios de los proyectos

con el fin de conocer el desempeño del biodigestor y los equipos de generación.

Se creó un Consejo Técnico para el tema de generación de electricidad con biogás conformado por

AMANCO, ICE, Dos Pinos y Agrosuperior. El fin de este Consejo es unificar criterios técnicos y brindar

asesoría a los productores del país. El Consejo se reúne mensualmente.

FUENTES NO CONVENCIONALESPROYECTOS BIOMÁSICOS - Asesorías

Servicio zonas remotas : 144 kW, 1526 PV instalados

Donación Gobierno Japón: 400 kW, PV, micro plantademostrativa de 3 kW en parqueo La Sabana

Estudio Prefactibilidad: EMPOWER, Alemania PV

Estudio piloto Corea: SANSUNG, COREA PV

Proyectos pilotos ICE: 19 kW (plantas S. Antonio yBarranca), 2.5 kW Colima

FUENTES NO CONVENCIONALESPROYECTOS SOLARES

Proyecto piloto de generación de electricidad

Identificación de sitios

Investigación preliminar de tecnologías (Ciclo Rankine

Orgánico y Ciclo Kalina)

Evaluación proyecto con Holcim

Se está en la fase preliminar de evaluación de un proyecto

de aprovechamiento del calor residual en la planta de

cemento, Holcim

FUENTES NO CONVENCIONALESPROYECTOS GEOTERMIA BAJA ENTALPÍA

MARCO LEGAL: LEY No. 7200

Capítulo I - Régimen

de Generación

Autónoma o Paralela

Capítulo II - Compras

de energía bajo

régimen de competencia

Capacidad limitada hasta20 MW

No existe transferencia

Bloques de hasta 50 MW

Contratación vía licitacióncon competencia deprecios

Transferencia obligatoria

PROCEDIMIENTO PARA COMPRA-VENTA DE ENERGÍA SEGÚN LEY No. 7200

Capítulo I

PROCEDIMIENTO PARA COMPRA-VENTA DE ELECTRICIDAD SEGÚN LEY No. 7200

Capítulo II

CONTRATACIÓN

Elaboración Cartel

Proceso de Licitación

Firma de Contrato

EJECUCIÓN

ConstrucciónOperación

PrivadaTransfe-rencia

CARTERA DE PROYECTOSPROYECTOS CON ELEGIBILIDAD VIGENTE

NOMBRE NOMBRE DE LA UBICACIÓN DEL POTENCIA Concesión

DEL PROYECTO EMPRESA PROYECTO kW RH

Elegibilidades vigentes

Proyectos hidroeléctricos

1 Piedras Negras P.H. Piedras Negras S.A. Turrubares, San José 770 hasta 2017

2 Monterrey Servicios Hidroeléctricos Monterrey S.A. Aserrí, San José 1,800 No tiene

3 Parismina Desarrollos Hidroeléctricos Parismina S:A. Guácimo, Limón 7,500 hasta 2016

Proyectos Eólicos

4 Chiripa Grupo Ecoenergía VL S.A. Tilarán, Guanacaste 20,000 No aplica

5 Vientos del Este Aeroenergía S.A. Tilarán, Guanacaste 9,000 No aplica

6 Orosi Inversiones Eólicas de Orosi Uno S.A. Liberia, Guanacaste 20,000 No aplica

TOTAL: 59,070

PROYECTOS CON ELEGIBILIDAD EN TRÁMITE

NOMBRE NOMBRE DE LA UBICACIÓN DEL POTENCIA Concesión

DEL PROYECTO EMPRESA PROYECTO kW RH


P.H. Alalay Iván Hervoso Candia Miramar, Puntarenas 230 No tiene

P.H. Río Parisminita Industria Sol Logística Natural S.A. Pocosí, Limón 3,300 No tiene

P.H. Río Perla Campoviejo Sol T y E S.A. Pocosí, Limón 3,100 No tiene

P.H. Destierro Electro Río S.A. Pocosí, Limón 2,900 No tiene

P.H. Quinoa General Quinoa W&W S.A. Pocosí, Limón 3,200 No tiene

P.H. Torito Hidro Canalete S.A. Valverde Vega, Alajuela 9,400 No tiene

Proyectos Eólicos

TilaWind I Tilawind Corporation S.A. Tilarán, Guanacaste 20,000 No aplica

Guayabo Venfor S.A. Bagaces, Guanacaste 20,000 No aplica

Mogote Fila de Mogote DCR S.A. Bagaces, Guanacaste 20,000 No aplica

TOTAL: 82,130

No.

No.

CARTERA DE PROYECTOSPROYECTOS CON ELEGIBILIDAD PRESENTADA EN ALGUN MOMENTO ANTE EL ICE

NOMBRE NOMBRE DE LA UBICACIÓN DEL POTENCIA

DEL PROYECTO EMPRESA PROYECTO kW

1 Bagaces Bel Ingeniería S.A. Cañas, Guanacaste 15,000

2 Guácimo P.H. Guácimo, S.A. Pococí, Limón 12,000

3 Río Esquinas Apala Osa, Puntarenas 2,700

4 Orosí Margoth Oses Rodríguez La Cruz, Guanacaste 4,463

5 Mena Margoth Oses Rodríguez La Cruz, Guanacaste 5,617

6 Sábalo Margoth Oses Rodríguez La Cruz, Guanacaste 7,736

7 Parritón Geoingeniería Ingenieros Consultores S.A. Parrita, Puntarenas 20,000

8 Río Hule Hidroeléctrica Río Hule S.A. Sarapiquí, Alajuela 3,300

9 Santa Clara Hidroeléctrica Río San Carlos S.A. San Carlos, Alajuela 9,000

10 La Misión Hidroeléctrica La Misión Turrialba, Cartago 4,595

11 Los Negritos 2 Empresa Central Hidroeléctrica Los Negritos S.A.Aguas Zarcas, Alajuela 1,900

12 Caño Grande I (Ampl) Hidroeléctrica Caño Grande San Carlos, Alajuela 500

13 Singrí Ana Cecilia Mora Mora Coto Brus, Puntarenas 15,438

14 Cotón Mariano Ramírez Steller Coto Brus, Puntarenas 15,000

15 San Luis II T.T. Tecno Tico, S.A. Pérez Zeledón, San José 19,968

16 Bella Vista Hidrobrujo, S.A. C. Neilly, Puntarenas 20,000

17 Noble Hidroeléctrica Noble, S.A. Cariblanco, Alajuela 6,000

18 La Angelita El Ángel, S.A. Cariblanco, Alajuela 1,000

19 Poás El Ángel El Ángel, S.A. Cariblanco, Alajuela 4,500

20 Chuta Hidromega Número Uno, S.A. La Fortuna, Alajuela 803

21 Río Blanco Proenergía, S.A. V. De Coronado, San José 13,000

22 Corinto Hidrocorinto S.A. Guácimo, Limón 4,230

23 Chachagua Hidroeléctrica Chachagua, S.A. San Ramón, Alajuela 4,100

24 Caño Grande III (Ampl) Hidro-Venecia S.A. San Carlos, Alajuela 1,477

25 El Embalse (Ampl) El Embalse S.A. San Carlos, Alajuela 500

26 Las Juntas De Abangares Proyectos Rume, S.A. Abangares, Guanacaste 650

27 Parcelas Dora Obando Villalobos Sarapiquí, Heredia 15,400

28 Florencia Hidroflorencia S. A. San Carlos, Alajuela 20,000

29 El Futuro Hid. Agricultores Unidos El Futuro S.A. (Haudefusa) San Carlos, Alajuela 1,500

30 Doña Rebeca Cia. Hidroeléctrica Doña Rebeca S.R.L. Bijagua, Guanacaste 6,750

31 Río Blanquito S Y M Alimentos Tropicales S.A. Pococí, Limón 3,800

No.

CARTERA DE PROYECTOS

PROYECTOS PRESENTADOS EN LIC ITACIONES BAJO CAPÍTULO II NO ADJUDICADOS

NOMBRE NOMBRE DE LA UBICACIÓN DEL POTENCIA

DEL PROYECTO EMPRESA PROYECTO kW


1 P.H. Cotón Consorcio AES. Coto Brus, Puntarenas 50,000

2 P.H. Jabalina. Consorcio Costa Rica Hydro Group. Upala, Alajuela 50,000

3 Los Negros II Ghella Spa Upala, Alajuela 26,000

4 Las Palmas Hidro Palmas S.A. Coto Brus, Puntarenas 50,000

Proyectos Eólicos

5 La Esperanza Energía Global de C.R. S.A. Tilarán, Guanacaste 50,000

6 Chiripa Acciona Energía S.A. Tilarán, Guanacaste 49,500

TOTAL: 275,500

No.

Mercado Eléctrico Regional

Golfo de

Panamá

PanamáCanal

Suyapa

Guate Este

Nejapa

Guate Norte

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Pavana

Rio Claro

Veladero

Cajón

Rio Lindo

Pepesca

15 de Sept.

Ahuachapán

León

Definición

MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL

El MER es un séptimo mercado, superpuesto con los seis mercados

o sistemas nacionales existentes, con regulación regional y en el

cual los agentes realizan transacciones internacionales de energía

eléctrica en la región centroamericana.

Golfo de

Panamá

PanamáCanal

Suyapa

Guate Este

Nejapa

Guate Norte

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Pavana

Rio Claro

Veladero

Cajón

Rio Lindo

Pepesca

15 de Sept.

Ahuachapán

León

Objetivos


Incrementar la eficiencia en el abastecimiento regional de

energía.

Viabilizar proyectos de generación de mayor escala para la

demanda agregada.

Incrementar la competencia y seguridad del suministro de energía

eléctrica.

Viabilizar el desarrollo de la red de transmisión regional.

Promover e incrementar los intercambios de energía eléctrica.

Uniformizar los criterios de calidad y seguridad operativa.

Golfo de

Panamá

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Parrita

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Ahuachapán

León

Premisas para el diseño del MER


Institucionalizar desde el principio.

Construir sobre la base de la realidad.

Respetar autonomías de los países.

Promover la competencia leal.

Economía y seguridad en el abastecimiento.

Incorporar la inversión privada al esfuerzo de inversión

regional a través del MER.

Otorgar simplicidad, eficiencia y predictibilidad a las reglas del

MER.

Permitir el desarrollo de la infraestructura de transmisión.

Golfo de

Panamá

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Suyapa

Guate Este

Nejapa

Guate Norte

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Pavana

Rio Claro

Veladero

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Rio Lindo

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Ahuachapán

León

El caso Costa Rica


Los agentes de mercado de Costa Rica están representados por

ley por el ICE.

ICE asume los derechos y obligaciones del mercado nacional en

el ámbito regional.

Gobierno de Costa Rica promueve un cambio de modelo para el

futuro.

Costa Rica tramita la ratificación legislativa del Segundo

Protocolo para 2010.

El MER entrará a funcionar en enero 2010 con base en las

interfaces mínimas a aprobar por el operador y regulador

nacionales.

Proyecto SIEPAC


La operación económica se realiza por los OS&M y el EOR por

medio de:

Coordinación del predespacho: ofertas de inyección y retiro con

la aplicación de criterios de seguridad y calidad.

Coordinación del despacho: operación en tiempo real

Coordinación del posdespacho: Conciliación, Facturación y

Liquidación de las transacciones económicas

Coordinación de intercambio de información: Base de datos

regional

Regulación Regional: Coordinación Operativa


Golfo de

Panamá

PanamáCanal

Suyapa

Guate Este

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Guate Norte

Cañas

Ticuantepe

Parrita

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Rio Claro

Veladero

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Ahuachapán

León

Golfo de

Panamá

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Ticuantepe

Parrita

Pavana

Rio Claro

Veladero

Cajón

Rio Lindo

Pepesca

15 de Sept.

Ahuachapán

León

Predespachos

nacionales ,

Intercambios de contratos regionalesOfertas de

flexibilidad de Contratos regionales ,

Ofertas remanentes de inyecciones y

retiros de Oportunidad ,

Ofertas o requerimientos de servicios

Auxiliares ,

Ofertas de

pago

máximo por

CVT,

RTR

Intercambios de contratos

nacionales ,Intercambios de

contratos regionalesOfertas de

flexibilidad de contratos ,Ofertas de

inyección de Oportunidad ,

Ofertas de retiro de oportunidad

Transacciones

programadas

contratos Regionales ,

Transacciones de oportunidad programadas

(TOP),Obligaciones regionales de

servicios auxiliares ,

Precios ex -ante

Predespachos

nacionales

Predespacho

regional

Predespacho del

MER

Agentes

Nacionales

Elaboración de

predespacho

económico nacional

Elaboración de predespacho económico regional

Base de datos de

predespachos regionales

Base de datos de

predespachos nacionales



Transacciones de

Contratos

Programadas

Transacciones de

Oportunidad

Programadas (TOP)

Transacciones por

Desviaciones en

Tiempo Real

Cargos por

Servicios de

Operación del SER

Cargos por

Servicios

Regionales de

Transmisión

Cargos por

Servicios de

Regulación del

MER

Otros cargos

Conciliación

Transacciones

del Predespacho

Transacciones

del Predespacho

Transacciones

del posdespacho

CVT y CURTR

Cargo mensual

Cargo mensual

Cargos

eventuales

Documento de

Transacciones

Regionales (DTER)

Transacciones

Comerciales

Facturacion y

Liquidacion

DTER

Posdespacho del MER


Golfo de

Panamá

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Suyapa

Guate Este

Nejapa

Guate Norte

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Pavana

Rio Claro

Veladero

Cajón

Rio Lindo

Pepesca

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Ahuachapán

León


Golfo de

Panamá

PanamáCanal

Suyapa

Guate Este

Nejapa

Guate Norte

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Pavana

Rio Claro

Veladero

Cajón

Rio Lindo

Pepesca

15 de Sept.

Ahuachapán

León

Los contratos establecerán la energía horaria comprometida.

Contratos firmes: el vendedor compromete la entrega deenergía firme (garantizada) al comprador en un nodo de laRTR. Solo son interrumplibles por restricciones técnicas.

La energía contratada tiene prioridad para suplir la demandadel comprador.

Contratos no firmes: Son compromisos de corto plazo, de

duración mínima de un día, interrumpibles por: restriccionestécnicas, criterios de calidad y seguridad, consideracioneseconómicas o por prioridad de abastecimiento de los OS&M.

Organización Comercial: Mercado de Contratos


Golfo de

Panamá

PanamáCanal

Suyapa

Guate Este

Nejapa

Guate Norte

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Pavana

Rio Claro

Veladero

Cajón

Rio Lindo

Pepesca

15 de Sept.

Ahuachapán

León

Las ofertas de oportunidad son:

Ofertas de oportunidad:

Son ofertas de inyección o retiro de energía eléctrica en los

nodos de la RTR.

Ofertas de flexibilidad de contratos:

Son ofertas de variar las transacciones contractuales

comprometidas por restricciones o por conveniencia económica.

Organización Comercial: Mercado de Oportunidad


Golfo de

Panamá

PanamáCanal

Suyapa

Guate Este

Nejapa

Guate Norte

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Pavana

Rio Claro

Veladero

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Rio Lindo

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15 de Sept.

Ahuachapán

León

Los tipos de transacciones de oportunidad son:

Transacciones de Oportunidad Programadas (TOP)

Provienen de la programación de las ofertas de oportunidad yofertas de flexibilidad de contratos en el predespacho nacional yregional

Transacciones por desvíos en tiempo real

Provienen de los desvíos ocurridos en la operación en tiemporeal, cuando los retiros e inyecciones resulten distintos a los

programados en el predespacho del MER y de los MEN.

Organización Comercial: Mercado de Oportunidad


La medición de las transacciones se realiza mediante un Sistema deMedición Comercial Regional (SIMECR) en coordinación con losOS&M.

La conciliación, facturación y liquidación en el MER se realizarápara:

Contratos

Transacciones de oportunidad

Servicios de Transmisión Regional y Derechos de Transmisión

Servicios de Operación y Administración del MER.

Servicios de Regulación del MER

Organización Comercial: Postdespacho

Golfo de

Panamá

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Guate Norte

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Pavana

Rio Claro

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Rio Lindo

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León


Incumplimientos:

Muy graves

Graves

Leves

Sanciones:

Amonestación o apercibimiento por escrito.

Multa.

Suspensión por un plazo de hasta tres meses para participar enel Mercado Eléctrico Regional.

Penalizaciones

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Nejapa

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Cañas

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Parrita

Pavana

Rio Claro

Veladero

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Ahuachapán

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MUCHAS GRACIAS

Sector Electricidad ICE

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